RU2751635C1 - Method for purifying natural gas from impurities - Google Patents
Method for purifying natural gas from impurities Download PDFInfo
- Publication number
- RU2751635C1 RU2751635C1 RU2020141789A RU2020141789A RU2751635C1 RU 2751635 C1 RU2751635 C1 RU 2751635C1 RU 2020141789 A RU2020141789 A RU 2020141789A RU 2020141789 A RU2020141789 A RU 2020141789A RU 2751635 C1 RU2751635 C1 RU 2751635C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- amine
- natural gas
- column
- regeneration
- methanol
- Prior art date
Links
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 130
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 title claims abstract description 60
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 23
- 239000012535 impurity Substances 0.000 title claims abstract description 11
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 141
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 claims abstract description 79
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 claims abstract description 78
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 claims abstract description 78
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 63
- 229910001868 water Inorganic materials 0.000 claims abstract description 63
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 40
- 238000004821 distillation Methods 0.000 claims abstract description 40
- 238000010992 reflux Methods 0.000 claims abstract description 33
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 claims abstract description 32
- 239000002250 absorbent Substances 0.000 claims abstract description 30
- 230000002745 absorbent Effects 0.000 claims abstract description 30
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 23
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims abstract description 20
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims abstract description 20
- 239000006096 absorbing agent Substances 0.000 claims abstract description 17
- 238000001035 drying Methods 0.000 claims abstract description 17
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims abstract description 14
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 claims abstract description 12
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims abstract description 11
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims abstract description 11
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 claims abstract description 11
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 claims abstract description 10
- 239000002912 waste gas Substances 0.000 claims abstract description 10
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims abstract description 9
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims abstract description 9
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 claims abstract description 8
- 239000003463 adsorbent Substances 0.000 claims abstract description 5
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims abstract description 4
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 3
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 abstract description 9
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 abstract description 9
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 5
- 239000000203 mixture Substances 0.000 abstract description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 15
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 13
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 8
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 7
- 229910021536 Zeolite Inorganic materials 0.000 description 6
- 239000010457 zeolite Substances 0.000 description 6
- HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N dioxosilane;oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 5
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 4
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 4
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 3
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 3
- 230000018044 dehydration Effects 0.000 description 3
- 238000006297 dehydration reaction Methods 0.000 description 3
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 150000003973 alkyl amines Chemical class 0.000 description 2
- 239000000498 cooling water Substances 0.000 description 2
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 2
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 2
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 description 2
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 2
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 2
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 2
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 239000001273 butane Substances 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 239000001307 helium Substances 0.000 description 1
- 229910052734 helium Inorganic materials 0.000 description 1
- SWQJXJOGLNCZEY-UHFFFAOYSA-N helium atom Chemical compound [He] SWQJXJOGLNCZEY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000004677 hydrates Chemical class 0.000 description 1
- 239000003949 liquefied natural gas Substances 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N n-butane Chemical compound CCCC IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N n-pentane Natural products CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 1
- 238000004065 wastewater treatment Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
- B01D53/14—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
- B01D53/34—Chemical or biological purification of waste gases
- B01D53/46—Removing components of defined structure
- B01D53/48—Sulfur compounds
- B01D53/52—Hydrogen sulfide
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
- C10L3/00—Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
- C10L3/06—Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by C10G, C10K3/02 or C10K3/04
- C10L3/10—Working-up natural gas or synthetic natural gas
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Biomedical Technology (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Gas Separation By Absorption (AREA)
Abstract
Description
Способ очистки природного газа от примесей относится к газопереработке и может быть использован на предприятиях газовой промышленности при подготовке природного газа к извлечению криогенным методом метана, этана и широкой фракции легких углеводородов.The method for purifying natural gas from impurities refers to gas processing and can be used at gas industry enterprises in the preparation of natural gas for cryogenic extraction of methane, ethane and a wide fraction of light hydrocarbons.
Природный газ, состоящий, в основном, из метана, содержит ряд примесей: воду, азот, сероводород, диоксид углерода, гелий, меркаптаны, легкие углеводороды (этан, пропан, бутан), а также метанол, добавляемый для предотвращения образования кристаллогидратов при транспортировке природного газа. Указанные примеси в той или иной мере ухудшают качество природного газа, поэтому перед дальнейшей переработкой методом криогенного отделения метана от углеводородов С2 и выше его необходимо очищать от сероводорода, диоксида углерода и метанола, а также глубоко осушать, что особенно важно при производстве сжиженного природного газа.Natural gas, consisting mainly of methane, contains a number of impurities: water, nitrogen, hydrogen sulfide, carbon dioxide, helium, mercaptans, light hydrocarbons (ethane, propane, butane), as well as methanol, which is added to prevent the formation of crystalline hydrates during the transportation of natural gas. gas. These impurities in one way or another deteriorate the quality of natural gas, therefore, before further processing by the method of cryogenic separation of methane from hydrocarbons C 2 and higher, it must be purified from hydrogen sulfide, carbon dioxide and methanol, as well as deeply dried, which is especially important in the production of liquefied natural gas. ...
Известны способ и установка очистки природного газа от диоксида углерода и сероводорода, включающей две стадии абсорбции: на первой стадии осуществляется селективная очистка по отношению к диоксиду углерода с выделением кислого газа, где содержание диоксида углерода не превышает 30-40 %, и очищенного газа с содержанием сероводорода не более 5-7 мг/м3, отправляемого далее на вторую стадию абсорбции с получением очищенного газа с содержанием диоксида углерода не более 50-200 мг/м3 и полным отсутствием сероводорода, и кислого газа с содержанием сероводорода не более 200 мг/м3, при этом насыщение алкиламинового абсорбента на каждой стадии абсорбции кислыми компонентами не превышает 0,4 моль/моль, а природный газ имеет соотношение сероводорода к диоксиду углерода, равное 1,0, но не более 1,5, и концентрацию сероводорода от 3,5 до 8,0 % об. (патент на изобретение RU 2547021, МПК B01D 53/14, B01D 53/52, B01D 53/62, C10L3/10, заявлен 20.02.2014 г., опубликован 10.04.2015 г.). Недостатком данного изобретения является насыщение природного газа влагой во время его контакта с алкиламиновым абсорбентом, что делает невозможным дальнейшее криогенное выделение этана без соответствующей модернизации установки. Кроме того, при наличии в сырьевом природном газе метанола происходит совместное растворение последнего в абсорбенте вместе с сероводородом и диоксидом углерода, поэтому во время регенерации насыщенного абсорбента метанол возвращается со сконденсированной водой в регенерируемый абсорбент, что приводит к постепенному увеличению концентрации метанола в регенерированном абсорбенте, снижающему абсорбирующую способность водного раствора амина по отношению к сероводороду и диоксиду углерода.A known method and installation for the purification of natural gas from carbon dioxide and hydrogen sulfide, which includes two stages of absorption: at the first stage, selective purification is carried out in relation to carbon dioxide with the release of acid gas, where the content of carbon dioxide does not exceed 30-40%, and purified gas containing hydrogen sulfide no more than 5-7 mg / m 3 , sent further to the second absorption stage to obtain purified gas with a carbon dioxide content of no more than 50-200 mg / m 3 and a complete absence of hydrogen sulfide, and sour gas with a hydrogen sulfide content of no more than 200 mg / m 3 , while the saturation of the alkylamine absorbent at each stage of absorption with acidic components does not exceed 0.4 mol / mol, and natural gas has a ratio of hydrogen sulfide to carbon dioxide equal to 1.0, but not more than 1.5, and a concentration of hydrogen sulfide from 3 , 5 to 8.0% vol. (patent for invention RU 2547021, IPC
Известен также способ очистки и осушки природного газа, реализуемый в две стадии: первая стадия абсорбционного извлечения из природного газа сероводорода и диоксида углерода водным раствором амина с последующей регенерацией последнего с получением регенерированного абсорбента и кислого газа, часть которого после конденсации в виде кислой воды возвращается в регенератор, и вторая стадия адсорбционной осушки очищенного природного газа с регенерацией адсорбента и выработкой газа регенерации (Осушка природного газа [Электронный ресурс], URL: http://www.tesiaes.ru>/осушка природного газа, дата обращения 08.08.2014 г.). Главный недостаток способа - постепенное увеличение концентрации метанола в регенерированном абсорбенте, снижающее его абсорбирующую способность по отношению к сероводороду и диоксиду углерода, из-за растворения в абсорбенте метанола, при его наличии в сырьевом природном газе, вместе с сероводородом и диоксидом углерода, т.к. во время регенерации насыщенного абсорбента метанол возвращается со сконденсированной водой в регенерируемый абсорбент.There is also known a method for purifying and drying natural gas, implemented in two stages: the first stage of absorption extraction of hydrogen sulfide and carbon dioxide from natural gas with an aqueous solution of amine, followed by regeneration of the latter to obtain a regenerated absorbent and acid gas, part of which, after condensation in the form of acidic water, returns to regenerator, and the second stage of adsorption dehydration of purified natural gas with regeneration of the adsorbent and generation of regeneration gas (Dehydration of natural gas [Electronic resource], URL: http://www.tesiaes.ru> / dehydration of natural gas, reference date 08.08.2014. ). The main disadvantage of the method is a gradual increase in the concentration of methanol in the regenerated absorbent, which reduces its absorbing capacity in relation to hydrogen sulfide and carbon dioxide, due to the dissolution of methanol in the absorbent, if present in the raw natural gas, together with hydrogen sulfide and carbon dioxide, because ... During the regeneration of the saturated absorbent, methanol is returned with condensed water to the regenerated absorbent.
Наиболее близок к заявляемому изобретению способ очистки природного газа от примесей, включающий стадию абсорбционного извлечения из природного газа диоксида углерода и метанола водным раствором амина с последующей регенерацией последнего с получением регенерированного абсорбента и кислого газа, часть которого после конденсации в виде кислой воды возвращают в регенератор, и стадию адсорбционной осушки очищенного природного газа с регенерацией адсорбента и выработкой газа регенерации, природный газ после очистки от диоксида углерода и метанола на стадии абсорбционного извлечения смешивают с газами регенерации стадии адсорбционной осушки, охлаждают и подвергают сепарации от сконденсированной воды, возвращаемой в емкость подготовки водного раствора амина, а кислую воду, содержащую метанол после регенерации абсорбента, разделяют в дополнительной ректификационной колонне на метанол и отпаренную воду, возвращаемую в абсорбер, емкость подготовки водного раствора амина и регенератор (патент на изобретение RU 2691341, МПК B01D 53/04, заявлен 28.12.2018 г., опубликован 11.06.2019 г.). Основными недостатками изобретения являются:Closest to the claimed invention is a method for purifying natural gas from impurities, including the stage of absorption extraction of carbon dioxide and methanol from natural gas with an aqueous solution of amine, followed by regeneration of the latter to obtain a regenerated absorbent and acid gas, part of which, after condensation in the form of acidic water, is returned to the regenerator, and the stage of adsorption drying of the purified natural gas with the regeneration of the adsorbent and production of the regeneration gas, natural gas after cleaning from carbon dioxide and methanol at the stage of absorption extraction is mixed with the regeneration gases of the stage of adsorption drying, cooled and subjected to separation from condensed water returned to the tank for preparing an aqueous solution amine, and acidic water containing methanol after regeneration of the absorbent is separated in an additional rectification column into methanol and stripped water returned to the absorber, a tank for preparing an aqueous amine solution and a regenerator (patent for invention RU 2691341, IPC
сложность адаптации технологического режима к существенным колебаниям концентрации метанола в сырьевом природном газе, требующей соответствующего регулирования работы всех трех основных аппаратов способа - абсорбера, регенератора и дополнительной ректификационной колонны;the complexity of adapting the technological regime to significant fluctuations in the concentration of methanol in the raw natural gas, which requires appropriate regulation of the operation of all three main apparatus of the method - an absorber, a regenerator and an additional rectification column;
существенные энергозатраты на реализацию способа, связанные с эксплуатацией дополнительной ректификационной колонны (подвод тепла в низ колонны и конденсация уходящих сверху паров).significant energy consumption for the implementation of the method associated with the operation of an additional distillation column (heat supply to the bottom of the column and condensation of vapors leaving the top).
При создании изобретения была поставлена задача разработки энергосберегающего способа подготовки сырьевого природного газа к дальнейшей криогенной переработке путем перераспределения технологических потоков.When creating the invention, the task was set to develop an energy-saving method for preparing raw natural gas for further cryogenic processing by redistributing technological streams.
Поставленная задача решается за счет того, что в способе очистки природного газа от примесей, включающем стадию абсорбционного извлечения из сырьевого природного газа диоксида углерода и метанола водным раствором амина в абсорбере с последующей регенерацией насыщенного абсорбента в колонне регенерации амина и получением регенерированного абсорбента, кислой воды и кислого газа и стадию адсорбционной осушки очищенного природного газа с последующей регенерацией адсорбента частью очищенного и осушенного природного газа, отработанный газ регенерации объединяют с очищенным природным газом и после охлаждения сепарируют от сконденсированной воды, возвращаемой в емкость подготовки водного раствора амина, кислую воду из рефлюксной емкости колонны регенерации амина разделяют в отпарной ректификационной колонне на метанол и отпаренную воду, направляемую в абсорбер и/или емкость подготовки водного раствора амина и/или колонну регенерации амина, при этом поток кислой воды из рефлюксной емкости колонны регенерации амина делят на две части: первую часть направляют в отпарную ректификационную колонну для разделения, а вторую часть - в колонну регенерации амина в качестве орошения, при этом оптимальное соотношение между первой частью и всем потоком кислой воды из рефлюксной емкости колонны регенерации амина в диапазоне от 100 до 0 % определяют из условия минимума суммарного теплоподвода в низ колонны регенерации амина и отпарной ректификационной колонны и/или суммарного теплосъема от потоков верхней части колонны регенерации амина и отпарной ректификационной колонны в расчете на 1 тонну извлекаемого метанола.The problem is solved due to the fact that in the method of purifying natural gas from impurities, including the stage of absorption extraction of carbon dioxide and methanol from the raw natural gas with an aqueous solution of an amine in an absorber, followed by regeneration of a saturated absorbent in an amine regeneration column and obtaining a regenerated absorbent, acidic water and acid gas and the stage of adsorption drying of purified natural gas with subsequent regeneration of the adsorbent with a part of the purified and dried natural gas, the waste gas from the regeneration is combined with purified natural gas and, after cooling, is separated from condensed water returned to the preparation tank for the aqueous amine solution, acidic water from the reflux tank of the column regeneration of amine is separated in a stripping distillation column into methanol and stripped water directed to the absorber and / or the tank for the preparation of the aqueous amine solution and / or the amine regeneration column, while the flow of acidic water from the reflux tank of the column The amine regeneration is divided into two parts: the first part is sent to the stripping distillation column for separation, and the second part is sent to the amine regeneration column as reflux, while the optimal ratio between the first part and the entire flow of acidic water from the reflux tank of the amine regeneration column in the range from 100 to 0% is determined from the condition of the minimum total heat supply to the bottom of the amine regeneration column and stripping distillation column and / or total heat removal from the streams of the upper part of the amine regeneration column and stripping distillation column per 1 ton of extracted methanol.
В качестве критерия для определения оптимального соотношения между первой частью и всем потоком кислой воды из рефлюксной емкости колонны регенерации амина приняты минимумы удельных энергозатрат, поскольку интегральные энергозатраты зависят от производительности реализующей способ установки по сырьевому природному газу и от концентрации в нем метанола, а также не являются экстремальными характеристиками. При этом за счет энергетического потенциала и реального состава кислой воды из рефлюксной емкости колонны регенерации амина при ее параллельной подаче в качестве сырья отпарной ректификационной колонны и в качестве орошения колонны регенерации амина можно добиться реализации следующих вариантов энергосбережения по сравнению с использованием всего потока кислой воды в качестве сырья отпарной ректификационной колонны (прототип):As a criterion for determining the optimal ratio between the first part and the entire flow of acidic water from the reflux tank of the amine regeneration column, the minima of specific energy consumption are taken, since the integral energy consumption depends on the productivity of the plant implementing the method for raw natural gas and on the concentration of methanol in it, and are also not extreme characteristics. At the same time, due to the energy potential and the actual composition of acidic water from the reflux tank of the amine regeneration column with its parallel supply as raw material of the stripping distillation column and as reflux for the amine regeneration column, the following energy saving options can be achieved in comparison with the use of the entire acidic water flow as raw materials of the stripping distillation column (prototype):
минимизация удельного суммарного теплоподвода в низ колонны регенерации амина и отпарной ректификационной колонны, что экономит расход теплоносителя при существенном снижении удельного суммарного теплосъема от потоков верхней части колонны регенерации амина и отпарной ректификационной колонны, уменьшая затраты на охлаждающую воду или электроэнергию в аппаратах воздушного охлаждения;minimization of the specific total heat supply to the bottom of the amine regeneration column and the stripping distillation column, which saves the heat carrier consumption while significantly reducing the specific total heat removal from the flows of the upper part of the amine regeneration column and the stripping distillation column, reducing the cost of cooling water or electricity in air coolers;
минимизация удельного суммарного теплосъема от потоков верхней части колонны регенерации амина и отпарной ректификационной колонны, что уменьшает затраты на охлаждающую воду или электроэнергию в аппаратах воздушного охлаждения при существенном снижении удельного суммарного теплоподвода в низ колонны регенерации амина и отпарной ректификационной колонны, сокращая расход теплоносителя;minimization of the specific total heat removal from the streams of the upper part of the amine regeneration column and the stripping distillation column, which reduces the cost of cooling water or electricity in air coolers with a significant decrease in the specific total heat supply to the bottom of the amine regeneration column and the stripping distillation column, reducing the heat carrier consumption;
одновременная минимизация удельного суммарного теплоподвода в низ колонны регенерации амина и отпарной ректификационной колонны и удельного суммарного теплосъема от потоков верхней части колонны регенерации амина и отпарной ректификационной колонны, что обеспечивает оптимальный энергетический режим работы теплообменной аппаратуры.simultaneous minimization of the specific total heat input to the bottom of the amine regeneration column and the stripping distillation column and the specific total heat removal from the streams of the upper part of the amine regeneration column and the stripping distillation column, which ensures the optimal energy mode of operation of the heat exchange equipment.
Наиболее рациональный вариант реализации заявляемого изобретения может быть определен путем математического моделирования абсорбционного извлечения из сырьевого природного газа диоксида углерода и метанола водным раствором амина с последующим выделением метанола из кислой воды.The most rational embodiment of the claimed invention can be determined by mathematical modeling of the absorption extraction of carbon dioxide and methanol from the natural gas feed with an aqueous amine solution, followed by the separation of methanol from acidic water.
Целесообразно предусмотреть подачу свежей деминерализованной воды со стороны в контур водного раствора амина для поддерживания требуемой концентрации абсорбента.It is advisable to provide for the supply of fresh demineralized water from the side to the loop of the aqueous amine solution to maintain the required concentration of the absorbent.
Целесообразно предусмотреть подачу кислой воды из рефлюксной емкости колонны регенерации амина в дополнительную буферную емкость в пусковой период работы отпарной ректификационной колонны после ремонта или во время перехода режима работы от двухколонной к трехколонной системе.It is advisable to provide for the supply of acidic water from the reflux tank of the amine regeneration column to an additional buffer tank during the start-up period of the stripping distillation column after repair or during the transition from a two-column to a three-column system.
Целесообразно также предусмотреть подачу свежей деминерализованной воды из дополнительной буферной емкости в колонну регенерации амина в качестве орошения в пусковой период работы отпарной ректификационной колонны после ремонта или во время перехода режима работы от двухколонной к трехколонной системе.It is also advisable to provide for the supply of fresh demineralized water from the additional buffer tank to the amine regeneration column as reflux during the start-up period of the stripping distillation column operation after repair or during the transition from a two-column to a three-column system.
Целесообразно предусмотреть подачу отработанного газа регенерации со стадии адсорбционной осушки на смешение с сырьевым природным газом, что обеспечит дополнительный подогрев последнего в случае ограниченных мощностей теплообменной аппаратуры для поддержания требуемых условий работы абсорбера.It is advisable to provide for the supply of the waste gas of the regeneration from the stage of adsorption drying for mixing with the raw natural gas, which will provide additional heating of the latter in the case of limited capacity of the heat exchange equipment to maintain the required operating conditions of the absorber.
Полезно предусмотреть подачу воды, извлекаемой из отработанного газа регенерации при его охлаждении и/или извлекаемой на фильтрах-коалесцерах из очищенного природного газа перед адсорберами, со стадии адсорбционной осушки в контур водного раствора амина или в контур кислой воды для снижения нагрузки на систему очистки сточных вод.It is useful to provide for the supply of water extracted from the regeneration waste gas when it is cooled and / or extracted on coalescer filters from the purified natural gas in front of the adsorbers, from the adsorption drying stage to the amine aqueous solution loop or to the acidic water loop to reduce the load on the waste water treatment system. ...
На фигуре 1 представлена принципиальная схема установки для реализации одного из возможных вариантов заявляемого изобретения с использованием следующих обозначений:Figure 1 shows a schematic diagram of an installation for implementing one of the possible variants of the claimed invention using the following designations:
10, 80, 160 - рекуперативный теплообменник;10, 80, 160 - recuperative heat exchanger;
20 - абсорбер;20 - absorber;
30 - сепаратор;30 - separator;
140, 230 - рефлюксная емкость;140, 230 - reflux capacity;
40 - емкость подготовки водного раствора амина;40 - capacity for preparation of an aqueous amine solution;
50, 110, 150, 190, 240, 250 - насос;50, 110, 150, 190, 240, 250 - pump;
60 - установка цеолитной осушки;60 - zeolite drying unit;
70 - экспанзер;70 - expander;
90 - колонна регенерации амина;90 - amine regeneration column;
100, 180 - кипятильник;100, 180 - boiler;
120, 130, 210, 220 - холодильник;120, 130, 210, 220 - refrigerator;
170 - отпарная ректификационная колонна;170 - stripping distillation column;
200 - аппарат воздушного охлаждения;200 - air cooler;
280, 290 - клапан;280, 290 - valve;
1-9, 11-19, 21-29, 31-39, 41-49, 51-53 - трубопровод.1-9, 11-19, 21-29, 31-39, 41-49, 51-53 - pipeline.
Установка для реализации одного из возможных вариантов заявляемого способа очистки природного газа от примесей согласно фигуре 1 функционирует следующем образом. Сырьевой природный газ подается по трубопроводу 1 и проходит межтрубное пространство рекуперативного теплообменника 10, нагреваясь поступающим по трубопроводу 5 в трубное пространство рекуперативного теплообменника 10 потоком. Этот поток формируется из направляемого по трубопроводу 3 очищенного природного газа из верхней части абсорбера 20 и направляемого по трубопроводу 4 отработанного газа регенерации с установки цеолитной осушки 60. Подогретый сырьевой природный газ, который может быть объединен с поступающим по трубопроводу 49 отработанным газом регенерации с установки цеолитной осушки 60, по трубопроводу 2 направляется в нижнюю часть абсорбера 20, где противотоком движется поступающий в верхнюю часть абсорбера 20 по трубопроводу 12 абсорбент в виде водного раствора амина, для извлечения диоксида углерода и метанола. Из верхней части абсорбера 20 очищенный природный газ выходит по трубопроводу 3, объединяясь далее с отработанным газом регенерации с установки цеолитной осушки 60. Охлажденный объединенный поток после рекуперативного теплообменника 10 по трубопроводу 6 поступает в сепаратор 30, с верха которого отделенный от сконденсированной воды очищенный природный газ по трубопроводу 7 поступает на установку цеолитной осушки 60 для адсорбционной осушки. С установки цеолитной осушки 60 по трубопроводу 8 отводится очищенный и осушенный природный газ, подготовленный к дальнейшей криогенной переработке с получением, например, сжиженного метана, этана и широкой фракции легких углеводородов.Installation for the implementation of one of the possible options for the proposed method for purifying natural gas from impurities according to figure 1 operates as follows. Raw natural gas is supplied through the pipeline 1 and passes through the shell side of the
Из нижней части сепаратора 30 по трубопроводу 9 сконденсированная вода с незначительными примесями углеводородов поступает в емкость подготовки водного раствора амина 40, куда также для поддерживания требуемой концентрации абсорбента подаются: свежая деминерализованная вода со стороны по трубопроводу 24, отпаренная вода из отпарной ректификационной колонны 170 по трубопроводу 38 и регенерированный абсорбент из колонны регенерации амина 90 по трубопроводу 23. Из емкости подготовки водного раствора амина 40 абсорбент с требуемой концентрацией поступает по трубопроводу 11 на насос 50 и затем подается по трубопроводу 12 в верхнюю часть абсорбера 20.From the lower part of the
Из нижней части абсорбера 20 насыщенный абсорбент направляется по трубопроводу 13 в экспанзер 70 для отдувки углеводородных газов, выводимых по трубопроводу 14. Очищенный от углеводородных газов насыщенный абсорбент поступает по трубопроводу 15 в трубное пространство рекуперативного теплообменника 80, нагреваясь потоком регенерированного абсорбента из куба колонны регенерации амина 90, и далее по трубопроводу 16 подается в верхнюю часть колонны регенерации амина 90.From the lower part of the
Одна часть регенерированного абсорбента из куба колонны регенерации амина 90 по трубопроводу 17 поступает на испарение в кипятильник 100, возвращаясь по трубопроводу 18, а другая часть по трубопроводу 19 поступает на насос 110, откуда по трубопроводу 21 подается в межтрубное пространство рекуперативного теплообменника 80, отдавая тепло поступающему в трубное пространство по трубопроводу 15 очищенному от углеводородных газов насыщенному абсорбенту. Далее регенерированный абсорбент проходит по трубопроводу 22 холодильник 120, охлаждаясь водой или воздухом, и по трубопроводу 23 поступает в емкость подготовки водного раствора амина 40.One part of the regenerated absorbent from the bottom of the
Кислый газ с парами воды и метанола из колонны регенерации амина 90 поступает по трубопроводу 25 в холодильник 130. Смесь кислого газа и сконденсировавшихся воды и метанола по трубопроводу 26 поступает в рефлюксную емкость 140, с верха которой по трубопроводу 27 отводятся кислые газы, а с низа - по трубопроводу 28 кислая вода в виде водного раствора метанола.Acid gas with water and methanol vapors from the
Поток кислой воды из рефлюксной емкости 140 насосом 150 отводят по трубопроводу 29 и делят на две части: первую часть направляют сначала по трубопроводу 52 в межтрубное пространство рекуперативного теплообменника 160, а затем по трубопроводу 31 - в среднюю часть отпарной ректификационной колонны 170 в качестве сырья для разделения, а вторую часть - по трубопроводу 53 для смешения с отпаренной водой и подачи по трубопроводу 45 в колонну регенерации амина 90 в качестве орошения. Регулирование расхода первой и второй частей потока кислой воды из рефлюксной емкости 140 осуществляют с помощью клапанов 280 и 290, соответственно. Из верхней части отпарной ректификационной колонны 170 по трубопроводу 39 отводятся пары метанола, а из куба колонны по трубопроводу 32 - часть отпаренной воды, подаваемой в кипятильник 180 на испарение и возвращаемой обратно по трубопроводу 33. Другая часть отпаренной воды из куба отпарной ректификационной колонны 170 по трубопроводу 34 поступает на насос 190 и затем направляется по трубопроводу 35 в трубное пространство рекуперативного теплообменника 160 для испарения кислой воды.The flow of acidic water from the
После рекуперативного теплообменника 160 отпаренная вода последовательно проходит по трубопроводу 36 аппарат воздушного охлаждения 200 и по трубопроводу 37 холодильник 210, охлаждаясь водой или воздухом, а затем по трубопроводу 38 поступает в емкость подготовки водного раствора амина 40.After the
Пары метанола по трубопроводу 39 из верхней части отпарной ректификационной колонны 170 поступают в холодильник 220, откуда после конденсации и охлаждения по трубопроводу 41 направляются в рефлюксную емкость 230. С низа рефлюксной емкости 230 метанол отводится по трубопроводу 42 на прием насоса 240, после чего часть метанола подается по трубопроводу 43 в качестве орошения в отпарную ректификационную колонну 170, а оставшаяся балансовая часть по трубопроводу 44 выводится с установки. С верха рефлюксной емкости 230 кислые газы с парами метанола по трубопроводу 51 отводятся на утилизацию.Methanol vapors through
Часть отпаренной воды отводится по трубопроводу 45 для подачи в верхнюю часть колонны регенерации амина 90 в качестве орошения, а другая ее часть отводится по трубопроводу 46 на насос 250 для подачи по трубопроводу 47 в верхнюю часть абсорбера 20, куда по трубопроводу 48 также подают свежую деминерализованную воду со стороны для компенсации потерь.Part of the stripped water is withdrawn through
Выполнено математическое моделирование установки для реализации заявляемого способа очистки природного газа от примесей с делением потока кислой воды из рефлюксной емкости колонны регенерации амина g0 на две части: первая часть g1 направляется в отпарную ректификационную колонну для разделения, а вторая часть g2 - в колонну регенерации амина в качестве орошения - в соответствии со схемой на фигуре 1. Рассчитано четыре варианта работы установки при постоянстве расхода сырьевого природного газа и концентрации в нем диоксида углерода с варьированием концентрации метанола С0М: в варианте А С0М=394 ppm масс., в варианте Б С0М=197 ppm масс., в варианте В С0М=118 ppm масс., в варианте Г С0М=39 ppm масс. При этом для каждого варианта работы установки рассматривались соотношения между первой частью g1 и всем потоком кислой воды из рефлюксной емкости колонны регенерации амина g0 в диапазоне от 100 % (прототип) до 0, а именно:100; 80; 60; 40; 20; 5 и 0.Mathematical modeling of the installation for the implementation of the proposed method for purifying natural gas from impurities with dividing the flow of acidic water from the reflux tank of the amine regeneration column g 0 into two parts: the first part g 1 is sent to the stripping distillation column for separation, and the second part g 2 to the column regeneration of amine as reflux - in accordance with the scheme in figure 1. Calculated four options for the operation of the plant with a constant flow rate of raw natural gas and the concentration of carbon dioxide in it with varying concentration of methanol C 0M : in option A C 0M = 394 ppm wt., in option B C 0M = 197 ppm mass, in option C C 0M = 118 ppm mass, in option G C 0M = 39 ppm mass. In this case, for each version of the installation, the ratio between the first part g 1 and the entire flow of acidic water from the reflux tank of the amine regeneration column g 0 in the range from 100% (prototype) to 0, namely: 100; 80; 60; 40; twenty; 5 and 0.
В таблице 1 приведены результатов математического моделирования для варианта А в виде основных показателей, характеризующих работу абсорбера, колонны регенерации амина и отпарной ректификационной колонны. Для вариантов Б, В и Г наблюдались аналогичные закономерности изменения соответствующих показателей при варьировании соотношений g1/g0*100 в диапазоне от 100 % до 0, поэтому полный объем информации для этих случаев не приводится из-за большого объема табличного материала, но показатели, характеризующие энергозатраты, приведены для всех вариантов (А, Б, В и Г) в таблицах 2-5.Table 1 shows the results of mathematical modeling for option A in the form of the main indicators characterizing the operation of the absorber, the amine regeneration column and the stripping distillation column. For options B, C and D, similar patterns of change in the corresponding indicators were observed with varying ratios g 1 / g 0 * 100 in the range from 100% to 0, therefore, the full amount of information for these cases is not given due to the large volume of tabular material, but the indicators , characterizing energy consumption, are given for all options (A, B, C and D) in tables 2-5.
Анализ результатов математического моделирования (таблица 1) показал следующее:Analysis of the results of mathematical modeling (table 1) showed the following:
во всех случаях, включая прототип (g1/g0*100=100%), выход метанола составляет максимально до 89,41 % от его потенциального содержания в сырьевом природном газе, поскольку часть метанола уходит с кислыми газами из рефлюксных емкостей колонны регенерации амина и отпарной ректификационной колонны;in all cases, including the prototype (g 1 / g 0 * 100 = 100%), the methanol yield is up to a maximum of 89.41% of its potential content in the natural gas feed, since part of the methanol leaves the reflux tanks of the amine regeneration column with acid gases and a stripping distillation column;
во всех вариантах при изменении g1/g0*100 от 100% до 0 теплоподвод и теплосъем для колонны регенерации амина повышаются;in all variants, with a change in g 1 / g 0 * 100 from 100% to 0, the heat supply and heat removal for the amine regeneration column increase;
во всех вариантах при изменении g1/g0*100 от 100% до 0 теплоподвод и теплосъем для отпарной ректификационной колонны понижаются;in all variants, with a change in g 1 / g 0 * 100 from 100% to 0, the heat supply and heat removal for the stripping distillation column decrease;
во всех вариантах при изменении g1/g0*100 от 100 % до 0 суммарный теплоподвод в колонну регенерации амина и в отпарную ректификационную колонну понижается.in all variants, with a change in g 1 / g 0 * 100 from 100% to 0, the total heat input to the amine regeneration column and to the stripping distillation column decreases.
Монотонное изменение теплоподвода и теплосъема для колонны регенерации амина и отпарной ректификационной колонны не позволяет объективно оценить эффективность разделения всего потока кислой воды из рефлюксной емкости колонны регенерации амина g0 на две части: g1 и g2, поэтому было оценено влияние соотношения g1/g0*100 на удельные энергозатраты для системы из двух колонн в целом с учетом количества извлекаемого метанола. Как следует из данных таблиц 2-5, во всех вариантах работы установки в широком диапазоне концентраций метанола в сырьевом природном газе С0М (А, Б, В, Г) наблюдается минимизация взаимосвязи удельных энергозатрат и распределения кислой воды между колонной регенерации амина и отпарной ректификационной колонной по отношению к прототипу. The monotonic change in heat supply and heat removal for the amine regeneration column and the stripping distillation column does not allow objectively assessing the efficiency of dividing the entire acidic water flow from the reflux tank of the amine regeneration column g 0 into two parts: g 1 and g 2 , therefore, the effect of the ratio g 1 / g 0 * 100 for specific energy consumption for the system of two columns as a whole, taking into account the amount of recovered methanol. As follows from the data in Tables 2-5, in all variants of the plant operation in a wide range of methanol concentrations in the raw natural gas С 0М (A, B, C, D), there is a minimization of the relationship between the specific energy consumption and the distribution of acidic water between the amine regeneration column and the stripping distillation column. column in relation to the prototype.
Анализ расчетных данных также показал:Analysis of the calculated data also showed:
в зависимости от приоритетов можно выполнить оптимизацию извлечения метанола из условия минимума как удельного суммарного теплоподвода в низ колонны регенерации амина и отпарной ректификационной колонны, так и удельного суммарного теплосъема от потоков из верхней части колонны регенерации амина и отпарной ректификационной колонны, а также из условия минимизации энергозатрат на обеспечение теплоподвода и теплосъема для системы из двух колонн с учетом количества извлекаемого метанола, зависимость относительной экономии энергозатрат от соотношения g1/g0*100 приведена на фигуре 2 для концентраций метанола в сырьевом природном газе С0М 394 ppm масс. (кривая 1), 197 ppm масс. (кривая 2) и 118 ppm масс. (кривая 3);depending on the priorities, it is possible to optimize the recovery of methanol from the condition of minimum both the specific total heat supply to the bottom of the amine regeneration column and the stripping distillation column, and the specific total heat removal from the flows from the upper part of the amine regeneration column and the stripping distillation column, as well as from the condition of minimizing energy consumption to provide heat supply and heat removal for a system of two columns, taking into account the amount of extracted methanol, the dependence of the relative energy savings on the ratio gone/ g0* 100 is given in figure 2 for methanol concentrations in natural gas feed C0M 394 ppm wt. (curve 1), 197 ppm wt. (curve 2) and 118 ppm mass. (curve 3);
при достаточно высокой концентрации метанола в сырьевом природном газе заявляемое изобретение является экономически эффективным, так, например, для С0М=394 ppm масс. при работе системы в оптимальном режиме с g1/g0*100=80 % можно получить 380 кг/ч метанола (таблица 2) (12,5 руб./кг) на 4750 руб./ч, сэкономив для такой выработки на теплоподводе 2,58 Гкал/ч (700 руб./Гкал) или 1806 руб./ч;at a sufficiently high concentration of methanol in the raw natural gas, the claimed invention is cost effective, for example, for C 0M = 394 ppm mass. when the system is operating in the optimal mode with g 1 / g 0 * 100 = 80%, you can get 380 kg / h of methanol (table 2) (12.5 rubles / kg) at 4750 rubles / h, saving for such a production on the heat supply 2.58 Gcal / h (700 rubles / Gcal) or 1806 rubles / h;
при низкой концентрации метанола в сырьевом природном газе количество извлекаемого метанола становится незначительным и энергозатраты на его получение становятся нерентабельными; как следует из таблицы 5, для С0М=39 ppm масс. можно получить не более 25 кг/ч метанола (12,5 руб./кг) на 312,5 руб./ч, поэтому в подобной ситуации отпарную ректификационную колонну целесообразно временно, пока не возрастет С0М, вывести из эксплуатации.at a low concentration of methanol in the raw natural gas, the amount of recovered methanol becomes insignificant and the energy consumption for its production becomes unprofitable; as follows from table 5, for C 0M = 39 ppm mass. You can get no more than 25 kg / h of methanol (12.5 rubles / kg) at 312.5 rubles / h, therefore, in such a situation, it is advisable to temporarily decommission the stripping distillation column until C 0M increases.
Таким образом, заявляемое изобретение решает поставленную задачу разработки энергосберегающего способа подготовки сырьевого природного газа к дальнейшей криогенной переработке за счет использования энергетического потенциала и состава промежуточных технологических потоков.Thus, the claimed invention solves the task of developing an energy-saving method for preparing raw natural gas for further cryogenic processing by using the energy potential and the composition of intermediate technological streams.
Claims (6)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020141789A RU2751635C1 (en) | 2020-12-17 | 2020-12-17 | Method for purifying natural gas from impurities |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020141789A RU2751635C1 (en) | 2020-12-17 | 2020-12-17 | Method for purifying natural gas from impurities |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2751635C1 true RU2751635C1 (en) | 2021-07-15 |
Family
ID=77019950
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2020141789A RU2751635C1 (en) | 2020-12-17 | 2020-12-17 | Method for purifying natural gas from impurities |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2751635C1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2784052C1 (en) * | 2022-05-19 | 2022-11-23 | Игорь Анатольевич Мнушкин | Method for purifying natural gas from impurities of carbon dioxide and methanol |
| WO2023224514A1 (en) * | 2022-05-19 | 2023-11-23 | Игорь Анатольевич МНУШКИН | Method for purifying natural gas of carbon dioxide and methanol impurities |
Citations (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4255287A (en) * | 1978-09-12 | 1981-03-10 | Phillips Petroleum Company | Cracking catalyst |
| US4412977A (en) * | 1982-04-19 | 1983-11-01 | Shell Oil Company | Selective acid gas removal |
| EP0260580B1 (en) * | 1986-09-15 | 1994-03-16 | Phillips Petroleum Company | Passivation of metal contaminated cracking catalysts |
| RU2155092C1 (en) * | 1999-07-06 | 2000-08-27 | Дочернее открытое акционерное общество "Центральное конструкторское бюро нефтеаппаратуры" Открытого акционерного общества "Газпром" | Method of gas dehydration |
| RU2547021C1 (en) * | 2014-02-20 | 2015-04-10 | Игорь Анатольевич Мнушкин | Method and unit for stripping of natural gas from carbon dioxide and hydrogen sulphide |
| RU2570795C1 (en) * | 2014-07-15 | 2015-12-10 | Игорь Анатольевич Мнушкин | Gas refining and gas chemical complex |
| RU2597081C2 (en) * | 2014-12-29 | 2016-09-10 | Игорь Анатольевич Мнушкин | Method for complex extraction of valuable admixtures from natural helium-containing hydrocarbon gas with high nitrogen content |
| RU2602908C1 (en) * | 2015-07-31 | 2016-11-20 | Игорь Анатольевич Мнушкин | Method of natural gas cleaning from impurities during its preparation for production of liquefied methane, ethane and hydrocarbons wide fraction |
| RU2615092C9 (en) * | 2016-03-24 | 2017-07-18 | Игорь Анатольевич Мнушкин | Processing method of main natural gas with low calorific value |
| RU2691341C1 (en) * | 2018-12-28 | 2019-06-11 | Игорь Анатольевич Мнушкин | Method of purifying natural gas from impurities |
-
2020
- 2020-12-17 RU RU2020141789A patent/RU2751635C1/en active
Patent Citations (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4255287A (en) * | 1978-09-12 | 1981-03-10 | Phillips Petroleum Company | Cracking catalyst |
| US4412977A (en) * | 1982-04-19 | 1983-11-01 | Shell Oil Company | Selective acid gas removal |
| EP0260580B1 (en) * | 1986-09-15 | 1994-03-16 | Phillips Petroleum Company | Passivation of metal contaminated cracking catalysts |
| RU2155092C1 (en) * | 1999-07-06 | 2000-08-27 | Дочернее открытое акционерное общество "Центральное конструкторское бюро нефтеаппаратуры" Открытого акционерного общества "Газпром" | Method of gas dehydration |
| RU2547021C1 (en) * | 2014-02-20 | 2015-04-10 | Игорь Анатольевич Мнушкин | Method and unit for stripping of natural gas from carbon dioxide and hydrogen sulphide |
| RU2570795C1 (en) * | 2014-07-15 | 2015-12-10 | Игорь Анатольевич Мнушкин | Gas refining and gas chemical complex |
| RU2597081C2 (en) * | 2014-12-29 | 2016-09-10 | Игорь Анатольевич Мнушкин | Method for complex extraction of valuable admixtures from natural helium-containing hydrocarbon gas with high nitrogen content |
| RU2602908C1 (en) * | 2015-07-31 | 2016-11-20 | Игорь Анатольевич Мнушкин | Method of natural gas cleaning from impurities during its preparation for production of liquefied methane, ethane and hydrocarbons wide fraction |
| RU2615092C9 (en) * | 2016-03-24 | 2017-07-18 | Игорь Анатольевич Мнушкин | Processing method of main natural gas with low calorific value |
| RU2691341C1 (en) * | 2018-12-28 | 2019-06-11 | Игорь Анатольевич Мнушкин | Method of purifying natural gas from impurities |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2784052C1 (en) * | 2022-05-19 | 2022-11-23 | Игорь Анатольевич Мнушкин | Method for purifying natural gas from impurities of carbon dioxide and methanol |
| WO2023224514A1 (en) * | 2022-05-19 | 2023-11-23 | Игорь Анатольевич МНУШКИН | Method for purifying natural gas of carbon dioxide and methanol impurities |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2597081C2 (en) | Method for complex extraction of valuable admixtures from natural helium-containing hydrocarbon gas with high nitrogen content | |
| CN102985161B (en) | The separation equipment and process thereof of producing gases at high pressure is purged by gas pressurized | |
| KR101474929B1 (en) | Method and adsorption composition for recovering gaseous components from a gas stream | |
| DK176585B1 (en) | Process for stripping a gas by cooling in the presence of methanol | |
| AU2010355553B2 (en) | Method and apparatus for the purification of carbon dioxide using liquide carbon dioxide | |
| EA017160B1 (en) | Method for purifying a gaseous mixture containing acidic gases | |
| CN111303945B (en) | Low-energy-consumption and high-carbon-trapping-rate low-temperature methanol washing process method and device | |
| EA016189B1 (en) | A method for recovery of high purity carbon dioxide | |
| RU2602908C1 (en) | Method of natural gas cleaning from impurities during its preparation for production of liquefied methane, ethane and hydrocarbons wide fraction | |
| RU2613914C9 (en) | Method for processing natural hydrocarbon gas | |
| CN102977960A (en) | Process for co-producing and synthetic natural gas and food-grade carbon dioxide by using calcium carbide furnace gas | |
| RU2751635C1 (en) | Method for purifying natural gas from impurities | |
| CN111548824A (en) | Combined process for recovering and separating refinery dry gas | |
| CA2590468C (en) | Process for the dehydration of gases | |
| CN213446997U (en) | Pressurized raw coke oven gas purification system | |
| CN110791327B (en) | Device and process for deeply removing purified gas sulfide of low-temperature methanol washing system | |
| CN204727801U (en) | The device of organic sulfide in a kind of deep removal methyl tertiary butyl ether | |
| CN112210407A (en) | A system and process for purifying waste gas under pressure | |
| RU2624160C1 (en) | Method and installation for purifying natural gas from carbon dioxide and hydrogen sulphide | |
| RU2691341C1 (en) | Method of purifying natural gas from impurities | |
| CN210645772U (en) | Produce acid gas purifier of multiple purity hydrogen sulfide | |
| RU2787770C1 (en) | Method for removing methanol from amine solution | |
| RU2548082C1 (en) | Zeolite recovery gas treatment unit | |
| RU2784052C1 (en) | Method for purifying natural gas from impurities of carbon dioxide and methanol | |
| RU2576428C1 (en) | Method for complex processing of natural hydrocarbon gas with high nitrogen content |