Способ удаления тяжелых углеводородов при сжижении природного газа и устройство для его осуществления



Способ удаления тяжелых углеводородов при сжижении природного газа и устройство для его осуществления
Способ удаления тяжелых углеводородов при сжижении природного газа и устройство для его осуществления
Способ удаления тяжелых углеводородов при сжижении природного газа и устройство для его осуществления

Владельцы патента RU 2640050:

Публичное акционерное общество криогенного машиностроения (ПАО "Криогенмаш") (RU)

Изобретение описывает способ удаления тяжелых углеводородов при сжижении природного газа, заключающийся в том, что предварительно очищенный и осушенный исходный природный газ охлаждают, разделяют полученную парожидкостную смесь в сепараторе на жидкую и паровую фазы, отводят жидкую фазу с повышенным содержанием тяжелых углеводородов на утилизацию, при этом охлаждение исходного природного газа осуществляют в теплообменнике, паровую фазу из сепаратора направляют на вход пассивного потока эжектора, из установки сжижения природного газа выводят часть холодного потока высокого давления и направляют ее на вход активного потока эжектора, выходящий из эжектора поток направляют в дополнительный сепаратор, в котором поток разделяют на газ и жидкость, газ направляют в теплообменник для рекуперации холода, после рекуперации холода газ направляют в компрессор, газ после компрессора направляют в установку сжижения природного газа. Также раскрывается устройство для удаления тяжелых углеводородов. Технический результат заключается в обеспечении бесперебойной работы установки сжижения природного газа без увеличения парка машинного оборудования. 2 н. и 5 з.п. ф-лы, 3 ил.

 

Группа изобретений относится к области криогенной техники, в частности к сжижению природных газов с тяжелыми углеводородами в установках с циклом высокого давления.

Известен способ сжижения природного газа или метана (патент RU 2180081 C1, опубл. 27.02.2002), заключающийся в том, что природный газ сжимают в компрессоре высокого давления, затем последовательно охлаждают в первом теплообменнике, фреоновом теплообменнике, втором теплообменнике, после второго теплообменника осуществляют расширение природного газа высокого давления в эжекторе с образованием парожидкостной смеси, парожидкостную смесь направляют на первое разделение на газовую и жидкую фазы, газовую фазу после первого разделения направляют через второй и первый теплообменники на вход в компрессор высокого давления, жидкую фазу после первого разделения расширяют в дросселе, образовавшуюся парожидкостную смесь направляют на второе разделение на газовую и жидкую фазы, жидкую фазу после второго разделения направляют в хранилище, газ из хранилища объединяют с газовой фазой после второго разделения и направляют на вход пассивного потока эжектора. Недостатком данного способа является то, что при суммарном содержании в природном газе тяжелых углеводородов (углеводороды от пентана и выше, а также ароматические углеводороды) свыше 70 ppm они могут замерзать при низких температурах, достигаемых после расширения в эжекторе, в результате чего процесс сжижения природного газа прекращается.

Известно устройство сжижения природного газа (патент RU 2180082 C1, опубл. 27.02.2002), содержащее подающую и возвратную магистрали, компрессор высокого давления, первый теплообменник, фреоновый теплообменник и второй теплообменник, первый и второй сепараторы, состоящие из газовой и жидкостной частей, первое расширительное устройство, расположенное между вторым теплообменником и первым сепаратором и выполненное в виде эжектора, второе расширительное устройство, расположенное между первым и вторым сепараторами, возвратная магистраль начинается на газовой части первого сепаратора, проходит через второй и первый теплообменники и соединяется с входом в компрессор высокого давления, газовая часть второго сепаратора соединена с входом пассивного потока эжектора. Недостатком данного устройства является то, что при суммарном содержании в природном газе тяжелых углеводородов (углеводороды от пентана и выше, а также ароматические углеводороды) свыше 70 ppm они могут замерзать при низких температурах, достигаемых в сепараторах, в результате чего забиваются дроссели слива жидкости из сепараторов и установка прекращает работу.

Известны способ и устройство удаления тяжелых компонентов, принятые за прототип, включающие подачу предварительно очищенного и осушенного исходного газа по входному трубопроводу, охлаждение потока исходного газа хладоагентом с образованием парожидкостной смеси, разделение парожидкостной смеси в сепараторе на паровую и жидкую фазы, отвод жидкой фазы из жидкостной полости сепаратора в жидкостной трубопровод на утилизацию, подачу холодной паровой фазы из паровой полости сепаратора в полость обратного потока теплообменника для рекуперации холода, подачу теплой паровой фазы из полости обратного потока теплообменника на вход в компрессор, сжатие паровой фазы в компрессоре, последующее охлаждение паровой фазы в полости прямого потока теплообменника и подачу паровой фазы в установку сжижения природного газа (заявка на патент US 20090064713 A1, опубл. 12.03.2009). Недостатком данных способа и устройства является то, что требуется дополнительная холодильная машина для подачи хладоагента и, соответственно, увеличивается парк машинного оборудования, возрастают затраты на его обслуживание. Кроме того, при давлении исходного газа ниже 1.5…2.5 МПа, требуемая температура охлаждения исходного газа для образования парожидкостной смеси должна быть ниже минус 50…80°C. Для получения хладоагента с такой температурой требуется многоступенчатая холодильная машина, что снижает надежность и увеличивает площадь, занимаемую оборудованием установки сжижения природного газа.

Цель группы изобретений - удаление тяжелых углеводородов из природного газа перед его сжижением без увеличения затрат на обслуживание машинного оборудования, без увеличения площади под машинное оборудование и без снижения надежности работы установки.

Техническим результатом является обеспечение бесперебойной работы установки сжижения природного газа без увеличения парка машинного оборудования.

Технический результат в способе удаления тяжелых углеводородов при сжижении природного газа достигается тем, что предварительно очищенный и осушенный исходный природный газ охлаждают, разделяют полученную парожидкостную смесь в сепараторе на жидкую и паровую фазы, отводят жидкую фазу с повышенным содержанием тяжелых углеводородов на утилизацию, при этом охлаждение исходного природного газа осуществляют в теплообменнике, паровую фазу из сепаратора направляют на вход пассивного потока эжектора, из установки сжижения природного газа выводят часть холодного потока высокого давления и направляют ее на вход активного потока эжектора, выходящий из эжектора поток направляют в дополнительный сепаратор, в котором поток разделяют на газ и жидкость, газ направляют в теплообменник для рекуперации холода, после рекуперации холода газ направляют в компрессор, газ после компрессора направляют в установку сжижения природного газа.

Давление потока на выходе из эжектора на 0…50% превышает давление паровой фазы, а расход части холодного потока высокого давления из установки сжижения природного газа равен 20…40% от расхода паровой фазы.

Жидкость из дополнительного сепаратора выводят на утилизацию.

Жидкость из дополнительного сепаратора дросселируют и направляют в сепаратор.

Технический результат в устройстве для удаления тяжелых углеводородов при сжижении природного газа достигается тем, что устройство содержит входной трубопровод, теплообменник с полостями прямого и обратного потоков, сепаратор с паровой и жидкостной полостями, компрессор, вход которого соединен с теплым концом обратного потока теплообменника, а жидкостная полость сепаратора соединена с жидкостным трубопроводом, при этом входной трубопровод соединен с теплым концом полости прямого потока теплообменника, холодный конец полости прямого потока теплообменника соединен с входом в сепаратор, паровая полость сепаратора соединена с патрубком пассивного потока эжектора, патрубок активного потока эжектора соединен с выходом холодного потока высокого давления из установки сжижения природного газа, выход эжектора соединен с входом в дополнительный сепаратор, газовая полость которого соединена с холодным концом полости обратного потока теплообменника, а выход из компрессора соединен с установкой сжижения природного газа.

Жидкостная полость дополнительного сепаратора соединена с жидкостным трубопроводом.

Жидкостная полость дополнительного сепаратора соединена через дроссель с входом в сепаратор.

Изобретение поясняется чертежами.

На фиг. 1 изображена принципиальная схема устройства для реализации данного способа удаления тяжелых углеводородов.

На фиг. 2 изображена принципиальная схема устройства для реализации дополнительного способа удаления тяжелых углеводородов.

На фиг. 3 изображен пример принципиальной схемы установки сжижения природного газа, работающей по дроссельно-эжекторному циклу высокого давления.

На фиг. 1 устройство содержит входной трубопровод 1, теплообменник 2 с полостью прямого потока 3 и полостью обратного потока 4, сепаратор 5, жидкостной трубопровод 6, эжектор 7, дополнительный сепаратор 8, компрессор 9, трубопровод высокого давления 10, выход холодного потока высокого давления 11 из установки сжижения природного газа 12.

На фиг. 2 устройство содержит дроссель 13, соединенный с жидкостной полостью дополнительного сепаратора 8 и входом сепаратора 5.

На фиг. 3 установка 12 содержит циркуляционный компрессор 14, первый противоточный теплообменник 15, фреоновый теплообменник 16, второй противоточный теплообменник 17, холодный эжектор 18, первый сепаратор 19, холодный дроссель 20, второй сепаратор 21 и продуктовый трубопровод 22.

Принцип работы устройства удаления тяжелых углеводородов заключается в следующем.

Исходный газ после очистки от CO2 и осушки от воды с расходом 2040 нм3/ч, давлением 2.05 МПа (абс.) и составом: гелий - 0,011%, азот - 1.66%, CO2 - 0.005%, Cl - 93.894%, C2 - 3.56%, С3-0.55%, C4 - 0.195%, С5+- 0.124% мол. поступает в установку по входному трубопроводу 1 в полость прямого потока 3 теплообменника 2. После охлаждения в теплообменнике 2 газ с температурой минус 80°C направляют в сепаратор 5. Жидкую фазу из сепаратора 5 направляют по жидкостному трубопроводу 6 на утилизацию. Паровую фазу на выходе из сепаратора 5 с расходом 2010 нм3/ч и давлением 2.00 МПа направляют в патрубок пассивного потока эжектора 7. Смешанный поток из эжектора при давлении 2.10 МПа и температуре минус 89°C направляют в дополнительный сепаратор 8. Из-за небольшой доли жидкости в смешанном потоке и уноса капельной влаги в дополнительном сепараторе жидкости на выходе из дополнительного сепаратора нет и весь смешанный поток поступает в полость обратного потока 4 теплообменника 2. После рекуперации холода в теплообменнике 2 газ с температурой минус 3°C и давлением 2.05 МПа направляют в компрессор 9, в котором повышают давление газа до 20 МПа, а затем по трубопроводу высокого давления 10 подают в установку сжижения природного газа 12. При этом через выход холодного потока высокого давления 11 из установки 12 в патрубок активного потока эжектора 7 направляют газ с температурой минус 37°C, давлением 19.9 МПа и расходом 610 нм 1 ч.

Газ высокого давления, поступивший в установку сжижения природного газа 12 по трубопроводу высокого давления 10 смешивают с газом после циркуляционного компрессора 14, образовавшийся поток высокого давления с расходом 6765 нм3/ч охлаждают в первом противоточном теплообменнике 15, во фреоновом теплообменнике 16, после фреонового теплообменника газ высокого давления с температурой минус 37°C разделяют на две части, одну часть с расходом 610 нм3/ч выводят из установки через выход холодного потока высокого давления 11, вторую часть направляют во второй противоточный теплообменник 17, в котором охлаждают поток до температуры минус 68°C. После охлаждения во втором противоточном теплообменнике поток высокого давления направляют на вход активного потока холодного эжектора 18, образовавшуюся в холодном эжекторе парожидкостную смесь направляют в первый сепаратор 19, пар из первого сепаратора направляют через второй и первый противоточные теплообменники на вход циркуляционного компрессора 14, жидкость из первого сепаратора через холодный дроссель 20 направляют во второй сепаратор 21, пар из второго сепаратора направляют на вход пассивного потока холодного эжектора 18, а жидкость из второго сепаратора через продуктовый трубопровод 22 отводят потребителю.

Состав сжиженного природного газа (СПГ) на выходе из установки 12: азот - 0.698%, CO2 - 0.005%, Cl - 95.668%, С2 - 3.302%, С3-0.292%, С4 - 0.031%, С5+- 0.003% мол. Таким образом, содержание тяжелых углеводородов (С5+) снизилось в СПГ по сравнению с исходным газом более чем в 40 раз. Коэффициент извлечения метана из исходного газа в СПГ - 98.47%.

При использовании дополнительного сепаратора 8 с улучшенным разделением парожидкостной смеси и выводом жидкости из дополнительного сепаратора 8 в жидкостной трубопровод 6 при остальных параметрах потоков, приведенных в примере выше, содержание тяжелых углеводородов в СПГ равно 0.0002%, т.е. по сравнению с исходным газом содержание тяжелых углеводородов снизилось в более чем 600 раз, однако коэффициент извлечения метана из исходного газа в СПГ снизился до 98.16%.

При подаче жидкости из дополнительного сепаратора 8 на вход в сепаратор 5 содержание тяжелых углеводородов в СПГ равно 0.0002% мол., но коэффициент извлечения метана из исходного газа в СПГ увеличился до 98.30%.

Таким образом, использование предлагаемых способа удаления тяжелых углеводородов и устройства для его осуществления позволяет снизить содержание тяжелых углеводородов в сжиженном природном газе без применения дополнительного машинного оборудования.

1. Способ удаления тяжелых углеводородов при сжижении природного газа, заключающийся в том, что предварительно очищенный и осушенный исходный природный газ охлаждают, разделяют полученную парожидкостную смесь в сепараторе на жидкую и паровую фазы, отводят жидкую фазу с повышенным содержанием тяжелых углеводородов на утилизацию, отличающийся тем, что охлаждение исходного природного газа осуществляют в теплообменнике, паровую фазу из сепаратора направляют на вход пассивного потока эжектора, из установки сжижения природного газа выводят часть холодного потока высокого давления и направляют ее на вход активного потока эжектора, выходящий из эжектора поток направляют в дополнительный сепаратор, в котором поток разделяют на газ и жидкость, газ направляют в теплообменник для рекуперации холода, после рекуперации холода газ направляют в компрессор, газ после компрессора направляют в установку сжижения природного газа.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что давление потока на выходе из эжектора на 0…50% превышает давление паровой фазы, а расход части холодного потока высокого давления из установки сжижения природного газа равен 20…40% от расхода паровой фазы.

3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что жидкость из дополнительного сепаратора выводят на утилизацию.

4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что жидкость из дополнительного сепаратора дросселируют и направляют в сепаратор.

5. Устройство для удаления тяжелых углеводородов при сжижении природного газа, содержащее входной трубопровод, теплообменник с полостями прямого и обратного потоков, сепаратор с паровой и жидкостной полостями, компрессор, вход которого соединен с теплым концом полости обратного потока теплообменника, а жидкостная полость сепаратора соединена с жидкостным трубопроводом, отличающееся тем, что входной трубопровод соединен с теплым концом полости прямого потока теплообменника, холодный конец полости прямого потока теплообменника соединен с входом в сепаратор, паровая полость сепаратора соединена с патрубком пассивного потока эжектора, патрубок активного потока эжектора соединен с выходом холодного потока высокого давления из установки сжижения природного газа, выход эжектора соединен с входом в дополнительный сепаратор, газовая полость которого соединена с холодным концом полости обратного потока теплообменника, а выход из компрессора высокого давления соединен с установкой сжижения природного газа.

6. Устройство по п. 5, отличающееся тем, что жидкостная полость дополнительного сепаратора соединена с жидкостным трубопроводом.

7. Устройство по п. 5, отличающееся тем, что жидкостная полость дополнительного сепаратора соединена через дроссель с входом в сепаратор.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к газовой промышленности и криогенной технике, конкретно к технологиям сжижения природного газа на газораспределительных станциях. Способ производства сжиженного природного газа включает подачу потока сжатого природного газа из магистрального трубопровода высокого давления со входа газораспределительной станции и разделение потока на продукционный и технологический потоки.

Изобретение может быть использовано для обеспечения экспорта природного газа. Комплекс сжижения, хранения и отгрузки природного газа включает объединенные прямыми и обратными связями следующие звенья, параметры которых определяют в соответствии с содержанием примесей в сырьевом природном газе, а также с климатическими условиями региона и топографией местности: звено сепарации и замера природного газа, звено очистки природного газа от ртути и метанола, звено очистки природного газа от кислых примесей, звено осушки и очистки природного газа от меркаптанов, звено очистки природного газа от тяжелых углеводородов С5 и выше, звено сжижения природного газа, звено хранения и компаундирования компонентов хладагента, звено компримирования хладагента, звено хранения сжиженного природного газа, звено отгрузки сжиженного природного газа, звено компримирования отпарного газа и звено очистки стабильного конденсата от меркаптанов.

Изобретение относится к газовой промышленности, в частности к области сжижения газов и их смесей, и может найти применение при сжижении природного газа, отбираемого из магистрального газопровода.

В компрессоре, приводимом в действие электрическим двигателем, сжимают, по меньшей мере, часть текучей среды. Компрессор содержит регулируемые входные направляющие лопатки, угол поворота которых можно регулировать.

Изобретение относится к отделению диоксида углерода от газового потока. Заявлены способ отделения диоксида углерода (CO2) от газового потока и устройство отделения диоксида углерода (CO2) от потока, содержащего CO2.

Изобретение может быть использовано в газовой промышленности. Способ переработки магистрального природного газа с низкой теплотворной способностью, включающий стадию цеолитной осушки и очистки исходного магистрального природного газа от примесей, стадию криогенного разделения природного газа с извлечением гелия, азота и широкой фракции легких углеводородов, последующие стадии очистки широкой фракции легких углеводородов и стадию извлечения товарных сжиженных углеводородных газов в виде пропана, бутана, фракции С5 и выше, при этом исходный магистральный природный газ делят на три части: первую часть отправляют на выработку энергоресурсов для собственных нужд, вторую часть отправляют на выработку товарных продуктов через последовательные стадии цеолитной осушки и очистки исходного магистрального природного газа и криогенного разделения природного газа с извлечением гелия, метана и широкой фракции легких углеводородов, последующие стадии очистки широкой фракции легких углеводородов и извлечения товарных сжиженных углеводородных газов в виде пропана, бутана, фракции С5 и выше, третью часть отправляют на компаундирование с метаном, выделенным из второй части исходного магистрального природного газа.

Изобретение относится к криогенной технике. Способ сжижения природного газа включает очистку природного газа от тяжелых углеводородов, сернистых соединений и паров ртути, смешение с технологическим газом и сжатие компрессором с двигателем внутреннего сгорания в качестве привода.

Данное изобретение относится к способу и устройству для сжижения природного газа. В варианте осуществления настоящего изобретения способ сжижения природного газа включает: охлаждение части питающего потока природного газа с образованием охлажденного питающего потока природного газа; объединение охлажденного питающего потока природного газа со сжатым потоком орошения с формированием объединенного потока природного газа; разделение объединенного потока природного газа на первый поток легких фракций и первый поток тяжелых фракций; расширение первого потока легких фракций с формированием расширенного первого потока легких фракций; и сжатие потока орошения в сжатый поток орошения.

Изобретение относится к газовой промышленности, в частности к ожижению природного газа. Холодильная машина содержит компрессор, вход которого сообщен с паровой зоной циркуляционного ресивера, а выход сообщен с жидкостной зоной циркуляционного ресивера, которая через циркуляционный насос сообщена со входом испарителя.

Изобретение относится к способу удаления тяжелых углеводородов из исходного потока природного газа. Способ включает стадии: охлаждение исходного потока природного газа; введение охлажденного исходного потока природного газа в систему разделения газ-жидкость и разделение охлажденного исходного потока природного газа на паровой поток природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, и на поток жидкости, обогащенной тяжелыми углеводородами; нагревание парового потока природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами; пропускание по меньшей мере части парового потока природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, через один или несколько слоев адсорбционной системы для адсорбирования из него тяжелых углеводородов с получением таким образом потока природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами; и охлаждение по меньшей мере части потока природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, с получением охлажденного потока природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами.

Изобретение относится к способу отделения кислых газов от содержащего воду потока текучей среды. Способ включает приведение в контакт содержащего воду потока текучей среды в зоне абсорбции с абсорбирующим средством, которое содержит амин, с получением потока текучей среды, подвергнутого удалению кислоты, и абсорбирующего средства, насыщенного кислыми газами, приведение в контакт потока текучей среды, подвергнутого удалению кислоты, с водной промывной жидкостью в зоне промывки, через которую промывную жидкость проводят за однократный проход без перекачивания насосом, чтобы перевести совместно унесенный амин в эту промывную жидкость, с получением потока текучей среды, подвергнутого удалению амина и удалению кислоты, и насыщенной амином промывной жидкости, охлаждение потока текучей среды, подвергнутого удалению амина и удалению кислоты, ниже зоны промывки по направлению движения потока, при этом конденсируется конденсат из головной части абсорбционного аппарата, подачу насыщенного абсорбирующего средства в зону десорбции, в которой кислые газы высвобождаются, при этом получают регенерированное абсорбирующее средство и десорбированные кислые газы, подачу регенерированного абсорбирующего средства обратно в зону абсорбции, чтобы организовать замкнутый цикл абсорбирующего средства, введение в замкнутый цикл абсорбирующего средства насыщенной амином промывной жидкости и конденсата из головной части абсорбционного аппарата, проведение десорбированных кислых газов через зону концентрирования и охлаждение кислых газов, выходящих из головной части зоны концентрирования, для конденсирования из них конденсата из головной части десорбционного аппарата, который частично подается обратно в зону концентрирования, а частично выводится из процесса.

Изобретение описывает способ комплексной подготовки газа, при котором газ входной сепарации подвергают дефлегмации за счет охлаждения газом низкотемпературной сепарации с получением газа дефлегмации и флегмы, которую смешивают с конденсатом входной сепарации, и выветривают с получением выветренного конденсата и газа выветривания, который совместно с редуцированным газом дефлегмации подвергают низкотемпературной сепарации с получением газа и конденсата, а при стабилизации смеси конденсатов получают газ стабилизации и стабильный конденсат, отличающийся тем, что сырой газ перед входной сепарацией редуцируют и смешивают с газом стабилизации с помощью эжектирующего устройства, газ входной сепарации охлаждают редуцированным выветренным конденсатом и предварительно нагретым газом низкотемпературной сепарации, а смесь конденсата входной сепарации и флегмы редуцируют и смешивают с конденсатом низкотемпературной сепарации с помощью эжектирующего устройства перед выветриванием.

Изобретение относится к способу обработки потоков сжиженных углеводородов (NGL или LPG). Способ обработки сжиженных углеводородов, содержащих кислые газы, для удаления указанных кислых газов при минимизации потерь соединений аминов, содержит стадию приведения в контакт указанных сжиженных углеводородов с поглощающим водным раствором первого аминосоединения, причем указанное первое аминосоединение имеет структуру ,где R1 представляет собой пропан-2,3-диол; R2 представляет собой водород, метил, этил, 2-гидроксиэтил или пропан-2,3-диол; и R3 представляет собой водород, метил, этил, 2-гидроксиэтил или пропан-2,3-диол.

Изобретение относится к устройствам подготовки путем отбензинивания попутного нефтяного газа и газа дегазации конденсата. Блок отбензинивания низконапорного тяжелого углеводородного газа включает компрессор, установленный на линии сырьевого газа, и дефлегматор с линией вывода конденсата и тепломассообменным блоком, охлаждаемым хладагентом.

Изобретение раскрывает способ удаления тяжелых углеводородов из потока природного газа, включающий: направление исходного потока природного газа, содержащего воду и углеводороды С5+, в слой адсорбента блока нагревательной короткоцикловой адсорбции (НКА) таким образом, чтобы адсорбировать по меньшей мере часть воды и углеводородов C5+ из указанного исходного потока природного газа для создания первого итогового газового потока, имеющего уменьшенный уровень воды и углеводородов С5+ по сравнению с указанным исходным потоком, регенерацию названного слоя адсорбента при помощи нагрева для удаления адсорбированной воды и углеводородов С5+ и создания второго газового потока, имеющего повышенное содержание воды и углеводородов C5+ по сравнению с указанным исходным потоком; охлаждение указанного второго газового потока для создания жидкой воды и жидких С5+ углеводородов и разделения указанных жидкостей из указанного второго газового потока для создания третьего газового потока; направление указанного третьего потока природного газа в слой адсорбента блока безнагревной короткоцикловой адсорбции (БНКА) таким образом, чтобы адсорбировать углеводороды C5+ из указанного третьего газового потока, и выход второго итогового газового потока высокого давления, имеющего содержание углеводородов C5+ меньшее, чем в указанном третьем газовым потоке; причем указанный блок НКА адсорбирует при температуре по меньшей мере 65°С и давлении по меньшей мере 500 psia; и регенерацию указанного слоя адсорбента в указанном блоке БНКА с помощью уменьшения давления и создания загрязненного газового потока низкого давления, содержащего углеводороды C5+.

Изобретение относится к способу очистки природного газа. Способ дезодорирующей сероочистки природного газа до технических условий на сжиженный природный газ включает введение природного газа во внутренний канал мембранного контактного аппарата, введение абсорбционного растворителя в межтрубное пространство мембранного контактного аппарата и удаление диоксида углерода и сероводорода с абсорбционным растворителем из природного газа, приводя в результате к подвергнутому сероочистке природному газу, содержащему менее чем 50 объемных частей на миллион диоксида углерода и менее чем 4 объемные части на миллион сероводорода.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к способам и устройствам утилизации низконапорных углеводородных газов факельных систем. Способ включает утилизацию низконапорных углеводородных газов факельных систем путем их эжектирования из факельных коллекторов потоком компримированного углеводородного газа с целью их вовлечения в поток углеводородных газов перед приемом компрессора, с целью последующего сжатия, аминовой очистки в колонне-абсорбере и дальнейшего использования в качестве топлива для технологических печей.

Изобретение относится к области мембранного газоразделения и может быть использовано для удаления нежелательных компонентов природных и технологических газовых смесей.

Изобретение раскрывает установку паровой конверсии сернистого углеводородного газа, которая оснащена линией ввода сырьевого газа и линией вывода конвертированного газа с рекуперационным устройством, включает также нагреватель и конвертор, при этом установка оборудована узлом адсорбционного обессеривания, состоящим, по меньшей мере, из двух переключаемых адсорберов, по меньшей мере один из которых, находящийся в режиме регенерации адсорбента, соединен с линией вывода конвертированного газа в дефлегматор, установленный в качестве рекуперационного устройства и оснащенный линией вывода подготовленного газа, а остальные адсорберы, находящиеся в режиме адсорбции, установлены на линии ввода сырьевого газа, кроме того, установка оснащена блоком подготовки воды, соединенным линией подачи подготовленной воды с линией подачи сырьевого газа после адсорбера и оснащенным линиями ввода воды, подачи дегазированного водного конденсата из дефлегматора и вывода солевого концентрата, при этом нагреватель установлен на линии подачи парогазовой смеси из дефлегматора в конвертор.

Группа изобретений относится к способам подготовки газа путем низкотемпературной конденсации и может быть использована в газовой промышленности для промысловой подготовки скважинной продукции газоконденсатных месторождений.

Изобретение относится к способу очистки сжиженных углеводородов, таких как сжиженный нефтяной газ (LPG) или сжиженный природный газ (NGL). Способ обработки сжиженных углеводородов, содержащих кислые газы, для удаления упомянутых кислых газов при сведении к минимуму потери аминосоединений, включает этап контактирования упомянутых сжиженных углеводородов с абсорбирующим водным раствором первого аминосоединения, причем упомянутое первое аминосоединение имеет структуру: ,в которой R1 представляет собой водород, пропан-2,3-диол и их смеси, и R2 представляет собой пропан-2,3-диол. Технический результат - сведение к минимуму потерь аминосоединений. 8 з.п. ф-лы, 1 ил.
© Патентный поиск, поиск патентов на изобретения - FindPatent.RU 2012-2024
Политика конфиденциальности 2017-02-02 2017-12-30T11:37:04
Наверх