DE69717747T2

DE69717747T2 - Verfahren zur Entfernung von Wasser und Benzin aus einem Gas, unter Verwendung von zwei additionellen Lösungsmittelregenerierungsstufen

Info

Publication number: DE69717747T2
Application number: DE69717747T
Authority: DE
Inventors: Nicole Doerler; Joseph Larue; Etienne Lebas; Alexandre Rojey
Original assignee: IFP Energies Nouvelles IFPEN
Current assignee: IFP Energies Nouvelles IFPEN
Priority date: 1996-09-24
Filing date: 1997-09-18
Publication date: 2003-05-28
Anticipated expiration: 2017-09-19
Also published as: DE69717747D1; CA2215157A1; CN1085645C; NO315696B1; SA97180476B1; RU2179569C2; JPH10102076A; NO974396D0; EP0831142B1; NO974396L; CA2215157C; EP0831142A1; US5868005A; CN1186797A; DK0831142T3; FR2753719A1; FR2753719B1

Description

Die Erfindung betrifft ein Verfahren zur Behandlung eines Gases, das Methan, wenigstens einen höheren Kohlenwasserstoff und Wasser enthält, mit dem Ziel, davon Wasser zu entfernen und/oder davon den (oder die) höheren Kohlenwasserstoff(e) zu extrahieren.
Das Verfahren gemäß der Erfindung ermöglicht es, vorteilhaft die Behandlungsvorgänge eines Natur- bzw. Erdgases durchzuführen: Dehydratisierung und Trennung wenigstens eines Teils der in dem Naturgas eingeschlossenen kondensierbaren Kohlenwasserstoffe in einem integrierten und optimierten Verfahren.
Die Erdölprodukte und insbesondere Naturgas sowie andere Gase, die Kohlenwasserstoffe wie Raffineriegase umfassen, enthalten Produkte, die für deren Transport und/oder deren Handhabung ungewünscht sind.
Unter diesen Produkten ist einer der zu entfernenden Hauptbestandteile Wasser, das sich als Hydratpromotor erweist und die Korrosion begünstigt, insbesondere wenn das Erdölprodukt saure Verbindungen wie H&sub2;S und/oder CO&sub2; enthält. Die Hydrate können das Verstopfen der Transportleitungen hervorrufen und die korrosive Wirkung der sauren in einem Naturgas enthaltenen Gase zieht die Beschädigung der Leitungen und der Anlagen zur Bearbeitung und Verteilung des Naturgases, die stromabwärts angeordnet sind, nach sich.
Diese beiden Phänomene haben extrem benachteiligende Konsequenzen, die zum Stopp der Kohlenwasserstoffproduktion führen können.
Die Bearbeitung des Gases kann gleichermaßen eine Stufe zur Extraktion von höheren Kohlenwasserstoffen, z. B. einer flüssigen Naturgasfraktion (LGN), welcher als die GPL-Fraktion umfassend definiert ist, und der Benzinfraktion (C5+) umfassen. Diese Stufe hat es entweder zur Funktion, den Kohlenwasserstofftaupunkt einzustellen, um die Kondensation einer Kohlenwasserstofffraktion beim Transport des Gases zu vermeiden, oder die LGN-Fraktion zu gewinnen, die verwertbarer als das behandelte Gas ist.
Um die Behandlung des Naturgases sicherzustellen, sind verschiedene Verfahren im Stand der Technik beschrieben.
Bei dem französischen Patent FR-B-2 605 241 ist bereits ein Behandlungsverfahren beschrieben worden, das auf ein gekühltes physikalisches Lösungsmittel zurückgreift und es ermöglicht, die Gesamtheit der Behandlungsvorgänge des Naturgases durchzuführen: Dehydratisierung, alleine oder in Verbindung mit der Extraktion der höheren Kohlenwasserstoffe und/oder der Desazidifizierung dieses Gases, wenn es saure Verbindungen enthält.
In dem französischen Patent FR-B-2 636 857 ist gezeigt worden, dass, wenn das Verfahren eine Trennstufe der höheren Kohlenwasserstoffe (LGN) umfasst, die Lösungsmittelgewinnung durch Einsatz einer Stufe zum Waschen der flüssigen Kohlenwasserstoffe mit Wasser aus der Gasdehydratisierung verbessert werden kann.
Anwendungen eines solchen Verfahrens sind z. B. in der Veröffentlichung diskutiert: "IFPEXOL for Environmentally Sound Gas Processing" von J. Larue, A. Minkkinen und S. Patel, vorgestellt auf der 71. Konvention "GPA" im März 1992 in Anaheim, Kalifornien (USA).
Die Veröffentlichung "Integrated Natural Gas Treatment: Gained Industrial Experience with IFPEXOL Process" von S. Patel, A. Minkkinen, J. Larue und J. F. Levier, vorgestellt auf dem IGCR 95 in Cannes (Frankreich) im November 1995 beschreibt insbesondere die Art, die Flüssigkohlenwasserstoffphasen mit Wasser zu waschen, um wenigstens einen Teil des Lösungsmittels, das sie enthält, zu gewinnen.
Die Fig. 1 veranschaulicht das Verfahren wie es im Stand der Technik beschrieben ist, wenn das zu behandelnde Gas Methan, Wasser und wenigstens einen kondensierbaren Kohlenwasserstoff und ggf. saure Verbindungen enthält. Das Verfahren wird daher wie folgt beschrieben.
Das zu behandelnde Naturgas kommt durch die Leitung 1 an. Die Fraktion oder die Gesamtheit dieses Gases wird in der Kontaktzone G1 kontaktiert, die z. B. durch einen Füllkörper gebildet ist, und zwar mit einer Mischung von Lösungsmittel und Wasser, das aus Leitung 2 kommt.
Das verwendete Lösungsmittel kann unter Methanol, Ethanol, Propanol, Methylpropylether, Ethylpropylether, Dipropylether, Methyl-tert.-Butylether, Dimethoxymethan, Dimethoxyethan und Methoxyethanol gewählt werden. Das bevorzugt verwendete Lösungsmittel ist Methanol.
Eine mit Lösungsmittel beladene Gasphase wird am Kopf durch die Leitung 3 evakuiert. Am Boden zieht man durch die Leitung 4 eine wässrige, im Wesentlichen von Lösungsmittel befreite Phase ab.
Es ist anzumerken, dass das Behandlungsverfahren optimiert werden kann, indem die Gasfraktion vor dem Passieren in der Kontaktzone G1 und die außerhalb dieser Kontaktzone passierende Gasfraktion in Abhängigkeit der Zusammensetzung des zu behandelnden Gases und der erforderlichen Leistungsfähigkeiten angepasst wird. Diese gestrichelt in der Fig. 1 dargestellte Option ermöglicht es einem Teil des zu behandelnden Gases, der durch die Leitung 18 passiert, direkt zu dem die Kontaktzone durch Leitung 3 verlassenden Gasgemisch zu mischen. Die Gasfraktion, die nicht in der Kontaktzone passiert, kann z. B. zwischen 0 und 50% der Menge von zu behandelndem Gas liegen.
Die Gasphase am Kopf, die Wasser und Lösungsmittel enthält, ist meist nah an der Sättigung. Sie wird im Austauscher E1 durch ein Kühlfluid derart gekühlt, dass die Kondensation einer wässrigen lösungsmittelhaltigen Phase und einer Flüssigkohlenwasserstoffphase hervorgerufen wird. Es ist gezeigt worden, dass das Lösungsmittel in der Gasphase am Ausgang der Kontaktzone G1 mitgezogen ausreichen kann, um Probleme der Hydratbildung, die mit der Kühlstufe E1 verbunden sind, zu vermeiden. Ein Zusatz kann dem Verfahren durch die Leitung 5 zugeführt werden, um Lösungsmittelverluste in dem behandelten Gas, in der Flüssigkohlenwasserstofffraktion (LGN) und ggf. im durch Leitung 19 verworfenem Wasser auszugleichen. Durch diese Leitung 19 kann ein Reinigungsstrom etabliert werden, um die Lösungsmittelmengen und Wassermengen, die in dem Gesamtkreislauf vorliegen, konstant zu halten.
Das so erhaltene Gemisch von Gasphasen und Flüssigphasen verlässt den Austauscher E1 durch die Leitung 6. Die beiden flüssigen Phasen und die Gasphase werden in einem Behälter B1 getrennt.
Das behandelte dehydratisierte Gas wird von diesem Behälter durch die Leitung 7 abgezogen. Die beiden von der Kondensation stammenden Flüssigphasen trennen sich durch Dekantierung in dem unteren Teil von B1.
Die im wesentlichen aus Wasser und Lösungsmittel gebildete wässrige Phase verlässt den Behälter B1 durch die Leitung 8. Eine Pumpe P1 ermöglicht es, die wässrige Phase durch die Leitung 9 in die Leitung 2 und dann in die Kontaktzone G1 wieder einzuspritzen.
Die im wesentlichen aus kondensierbaren Kohlenwasserstoffen bestehende Kohlenwasserstoffphase des Naturgases (C&sub3;+) (ggf. in Ethan und Methan gelöst enthalten) und eines Lösungsmittels kann zum Stabilisierungskreislauf und Waschkreislauf durch die Leitung 10 abgezogen werden. In diesem Verfahrensstadium kann ein Wärmeaustausch zwischen dem Gas aus der Kontaktzone G1 und der durch Leitung 10 abgezogenen Kohlenwasserstoffphase in Betracht kommen. Dies ist nicht in der Fig. 1 gezeigt. Eine Pumpe P2 ermöglicht es, die Flüssigkohlenwasserstoffphase durch die Leitung 11 in eine Stabilisierungskolonne S1 zu schicken. Das Ziel dieses Vorgangs ist es, von der Flüssigkohlenwasserstoffphase die flüchtigsten Bestandteile (C&sub1; und C&sub2;) zu trennen, die außerhalb des Verfahrens durch die Leitung 12 evakuiert werden. Die Kohlenwasserstoffphase, welche die Bestandteile einer Molekularmasse über C&sub2; enthält, wird durch die Leitung 13 in eine Waschzone mit Wasser G2 geschickt, um das Lösungsmittel, das sie enthält, zu entfernen.
Die wässrige, von der Kontaktzone G1 durch die Leitung 4 abgezogene und von wenigstens einem Teil des Lösungsmittels befreite Phase wird von einer Pumpe P3 wieder aufgenommen. Eine Fraktion dieser wässrigen Phase, deren Durchsatz geregelt ist, wird zur Kontaktzone G2 durch die Leitung 14 geschickt. Die andere Fraktion wird durch die Leitung 19 abgezogen.
In dieser Kontaktzone G2 ermöglicht es die durch Leitung 14 ankommende Fraktion der wässrigen Phase, das Waschen der Kohlenwasserstoffphase sicherzustellen. Das Lösungsmittel mit mehr Affinität zu Wasser als zur Kohlenwasserstoffphase wird wenigstens teilweise in der wässrigen Phase aus dieser Stufe gewonnen.
Die Kohlenwasserstoffflüssigphase, die vom größeren Teil des Lösungsmittels, das sie am Eingang der Kontaktzone G2 enthielt, befreit ist, wird durch die Leitung 15 abgezogen.
Die wässrige lösungsmittelhaltige Phase wird von der Kontaktzone G2 durch die Leitung 16 abgezogen. Diese Phase wird von der Pumpe P4 wieder aufgenommen und in die Kontaktzone G1 eingespritzt. Gemäß der Lösungsmittelkonzentration wird diese Phase in die Kontaktzone G1 durch die Leitung 17 eingespritzt oder in die Leitung 2 eingespritzt, um mit der wässrigen, vom Behälter B1 durch die Leitung 9 ankommenden Phase vermischt zu werden.
Dieses Verfahren weist im Vergleich zu früheren Techniken bedeutende Vorteile auf. Es ermöglicht einen signifikanten Investitionsgewinn wie bei Verstopfung und Gewicht der Anlagen, was insbesondere im Zusammenhang mit der Kohlenwasserstoffproduktion auf dem Meer vorteilhaft sein kann. Im übrigen ermöglicht es die Trennung von Wasser und von Lösungsmittel durch Kontakt mit dem zu behandelnden Gas, es zu vermeiden, eine Trennung durch Destillation durchführen zu müssen.
Es erschien dennoch möglich, zusätzliche Gewinne bei Investitionen, Verstopfen, Gewicht und Betriebskosten, die mit der Gasbehandlung verbunden sind, zu erzielen, indem gemäß dem Verfahren der Erfindung gearbeitet wird.
Das Verfahren und die Anlage der Erfindung werden vorteilhaft verwendet, um ein Gas wie ein Naturgas, das Wasser und wenigstens einen höheren Kohlenwasserstoff umfasst, zu dehydratisieren sowie um wenigstens eine teilweise Trennung der kondensierbaren Kohlenwasserstoffe zu erhalten.
In allgemeiner Weise kann das Verfahren der Erfindung als die folgenden Stufen umfassend definiert werden:
a) das zu behandelnde Gas wird in zwei Ströme (1) und (2) getrennt. Die im Strom (2) vorliegende Gasfraktion kann 25 bis 95% des zu behandelnden Gases darstellen; sie wird vorzugsweise 30 bis 50% darstellen;
b) wenigstens der Strom (2) wird im allgemeinen mit einer rezyklierten flüssigen Phase kontaktiert, die gleichzeitig Wasser und ein Lösungsmittel einschließt, das aus einer organischen Nicht- Kohlenwasserstoffverbindung besteht, die gewöhnlich flüssig, verschieden von Wasser, wenigstens teilweise mit Wasser mischbar und bei einer Temperatur destillierbar ist, die unterhalb der Destillationstemperatur von Wasser liegt. Bei dieser Stufe passiert das Lösungsmittel vorzugsweise in dem Gas. Beim Verlassen dieser Kontaktzone wird eine wässrige, flüssige, an Lösungsmittel verglichen mit der rezyklierten flüssigen Phase verarmte Phase und eine mit Lösungsmittel beladene Gasphase erhalten.
c) die wässrige, an Lösungsmittel verarmte Phase und die mit Lösungsmittel beladene Gasphase werden getrennt;
d) die wässrige, an Lösungsmittel verarmte Phase wird mit dem Strom (1) des zu behandelnden, lösungsmittelfreien Gases in einer Kontaktzone kontaktiert, wobei das restliche Lösungsmittel von der wässrigen, abgereicherten Phase durch das zu behandelnde Gas extrahiert wird, wobei eine lösungsmittelreiche Gasphase und eine regenerierte wässrige Flüssigphase aus dieser Stufe stammt;
e) die lösungsmittelreiche Gasphase aus der Stufe (d) wird entweder mit der an Lösungsmittel beladenen Gasphase aus der Stufe (c) oder dem von Lösungsmittel freien Gasstrom (2) vor der Stufe (b) vermischt;
f) die Gasphase aus dem Gemisch wird derart gekühlt, dass sie teils zu einer wässrigen und einer kohlenwasserstoffhaltigen Phase, die beide Lösungsmittel enthalten, kondensiert und das behandelte Gas erzeugt, das wenigstens teilweise von Wasser und höheren Kohlenwasserstoffen, die es enthielt, befreit ist;
g) die wässrige Phase und die kohlenwasserstoffhaltige Phase aus der Stufe (f) werden durch Dekantieren getrennt; und
h) die wässrige lösungsmittelreiche Phase wird zur Stufe (b) des Verfahrens rezykliert.
Wenn es notwendig ist, kann die Flüssigkohlenwasserstoffphase stabilisiert und/oder von dem Lösungsmittel, das sie enthält, befreit werden. Um dies zu machen, wird die Flüssigkohlenwasserstoffphase in eine Stabilisierungskolonne geschickt. Bei der Stabilisierungsstufe werden die flüchtigsten Verbindungen der Flüssigkohlenwasserstoffphase (C&sub1; und C&sub2;) aus dem Verfahren heraus abgezogen. Die Kohlenwasserstoffphase, welche die höheren Verbindungen als C&sub2; enthält, wird später mit einer lösungsmittelfreien wässrigen Phase kontaktiert, die das gesamte oder ein Teil des aus der Stufe (d) stammenden Wassers sein kann. Ausgehend von diesem Kontakt, der z. B. in einem statischen Mischer durchgeführt werden kann, werden die lösungsmittelfreie Kohlenwasserstoffphase und die wässrige mit Lösungsmittel beladene Phase getrennt. Die Kohlenwasserstoffphase wird abgezogen. Die wässrige, an Lösungsmittel beladene Phase wird zur Stufe (b) und/oder zur Stufe (d) rezykliert.
Die Vorteile und Merkmale der Erfindung werden beim Lesen der als Ausführungsbeispiele angegebenen Beschreibungen im Rahmen der keinesfalls begrenzenden Anwendungen auf die Behandlung des Naturgases unter Bezug auf die beiliegenden Zeichnungen besser verstanden werden.
Die Fig. 2 und 3 schematisieren das Verfahren gemäß der Erfindung, nämlich eine Verbesserung des wie im Stand der Technik beschriebenen Verfahrens, welche es ermöglicht, Querschnitt und/oder Höhe der Kontaktzone G1 durch Einführung von einem Mischer oder Separator in die Anlage, welche vor der Kontaktzone G1 angeordnet sind, zu vermindern und was einen ersten Austausch zwischen der wässrigen, an Lösungsmittel beladenen Lösung und der Gesamtheit oder einem Teil des zu behandelnden Gases ermöglicht.
Die Fig. 2 stellt eine Ausführungsform des Verfahrens gemäß der Erfindung dar.
Die wässrige, an Lösungsmittel beladene Phase aus dem Separator B1 wird durch die Leitung 8 durch die Pumpe P1 in die Leitung 9 bis zu einem Mischer M21, der ebenfalls mit dem durch die Leitung 18 zugeführten Bypassgas verbunden ist, geschickt. Bei der Mischstufe belädt sich das Gas mit Lösungsmittel. Die beiden wässrigen und gasförmigen Phasen werden in einem Trennbehälter B21 getrennt.
Das mit Lösungsmittel beladene Gas aus dem Behälter B21 durch die Leitung 21 wird mit dem die Kontaktzone G1 verlassenden Gas vermischt und dann durch die Leitung 3 zum Austauscher E1 geschickt.
Die wässrige Phase aus dem Behälter B21 wird mit einem Teil des Lösungsmittels, das sie enthielt beim Austritt aus dem Behälter B1 unterschichtet. Sie wird durch die Leitung 22 zum Kopf der Kontaktzone G1 eingespritzt. Die Lösungsmittelkonzentration der wässrigen, durch die Leitung 22 zirkulierenden Phase ist niedriger als jene der in der Leitung 9 zirkulierenden Lösung. Aufgrund dieser schwachen Konzentration werden der Querschnitt und/oder die Höhe der Kontaktzone G1 wesentlich vermindert bezüglich jenen sein, die in dem Verfahren, wie es im Stand der Technik beschrieben ist, notwendig sind. Wenn das Verfahren eine Stufe zum Waschen der höheren Kohlenwasserstoffe enthält, kann die wässrige Phase aus dem Waschen durch die Leitung 17 ggf. in die Kontaktzone G1 eingespritzt werden oder zu der wässrigen Phase in der Leitung 22 gemischt werden. Die Wahl des Injektionspunktes der wässrigen Phase wird gemäß deren Lösungsmittelgehalt durchgeführt werden.
Da eine geringere Lösungsmittelmenge von der wässrigen Phase zur Gasphase bei der Kontaktstufe in der Zone G1 passieren muss, ist die Größe der verwendeten Ausrüstung für diesen Kontakt signifikant vermindert.
Eine andere Ausführungsform des Verfahrens der Erfindung ist nachfolgend in Verbindung mit der Fig. 3 beschrieben.
Gemäß dieser Ausführungsform wird das aus den Leitungen 3 und 18 in den Mischer M22 geschickt. Die Gesamtheit des erzeugten Gases wird in dem Mischer M22 zu der wässrigen, mit Lösungsmittel beladenen Lösung, die von dem Behälter B1 kommt und durch die Leitung 9 zirkuliert, gemischt. Das den Trennbehälter B22 durch die Leitung 23 verlassende Gas wird direkt zum Austauscher E1 geschickt, während die wässrige Phase aus dem Behälter B22 durch die Leitung 24 in die Kontaktzone G1 eingespritzt wird. Wie oben beschrieben kann, wenn das Verfahren eine Stufe zum Waschen der höheren Kohlenwasserstoffe enthält, die wässrige Phase aus dem Waschen durch die Leitung 17 ggf. in die Kontaktzone G1 eingespritzt werden oder mit der wässrigen Phase in der Leitung 24 gemischt werden.
Das in dem Verfahren der Erfindung eingesetzte Lösungsmittel kann unter Methanol, Ethanol, Propanol, Methylpropylether, Ethylpropylether, Dipropylether, Methyl-tert.- Butylether, Dimethoxymethan, Dimethoxyethan und Methoxyethanol gewählt werden. Man verwendet meist Methanol.
Das folgende Beispiel 1 veranschaulicht ein Verfahren gemäß dem Stand der Technik und die Beispiele 2 und 3 veranschaulichen zwei spezielle Ausführungsformen des Verfahrens der Erfindung.

BEISPIEL 1

In diesem Beispiel verfährt man gemäß dem durch die Fig. 1 dargestellten Stand der Technik. Ein Naturgas wird vor Ort bei einem Druck von 6 MPa und einer Temperatur von 50ºC erzeugt; seine Zusammensetzung ist in der Tabelle 1 angegeben und es ist mit Wasser gesättigt (Wassergehalt am Eingang des Verfahrens etwa 6000 Mol-ppm). Sein Durchsatz ist 108 Tonnen/h, was einer Produktion von 3,0 MNm3/Tag entspricht.

Tabelle 1

Zusammensetzung Gew.-%
N2 1,6
CO&sub2; 3, 4
Methan 70,4
Ethan 11,6
Propan 6,9
Butan 3,7
Pentan 1,4
C&sub6;+ 1,0
Das für diese Anwendung verwendete Lösungsmittel ist Methanol.
Die Hälfte des erzeugten Gases (50%) wird in die Kontaktzone G1 durch die Leitung 1 eingespritzt, die andere Hälfte (50%) wird zum Kopf des Kontaktierers durch die Leitung 18 geleitet. Eine wässrige Methanollösung wird am Kopf des Kontaktierers durch die Leitung 2 bei einer Temperatur von -25ºC rezykliert und eingespritzt. Ausgehend von dieser Kontaktstufe kommt eine wässrige, an Lösungsmittel verarmte Lösung von dem Kontaktierer durch die Leitung 4. Diese Lösung enthält 160 Masse- ppm Methanol. Ihr Durchsatz ist 245 kg/h; sie entspricht annähernd der in den anfänglichen 108 Tonnen/h zu behandelnden Gases enthaltenen Wassermenge.
Das Methanol enthaltende Gas wird zum Austauscher E1 durch die Leitung 3 geleitet. Es empfängt durch die Leitung 5 einen Zusatz von 40 kg/h an Methanol. Nach dem Austauscher E1 ist seine Temperatur -25ºC. Der Behälter B1 ermöglicht es zu trennen:
- ein Strom von 99500 kg/h von behandeltem Gas, das einen Restwassergehalt von 14 Mol-ppm, d. h. 10,5 kg/MNm³ enthält;
- einen Strom von 616 kg/h mit Methanol beladenem Wasser, das zur Kontaktzone G1 rezykliert wird; und
- einen Fluss von 8400 kg/h kondensierter Kohlenwasserstoffphase (LGN), der ggf. stabilisiert und dann gewaschen werden kann, um von Lösungsmittel, das sie enthielt vor der Verwertung befreit zu werden.

BEISPIEL 2

In diesem Beispiel wird das vor Ort unter den Druck-, Temperatur-, Durchsatz- und Zusammensetzungsbedingungen, die in Beispiel 1 beschrieben sind, hergestellte Naturgas gemäß dem Verfahren der Erfindung, das in der Fig. 2 beschrieben ist, behandelt. In diesem Beispiel ist das verwendete Lösungsmittel Methanol.
In diesem Beispiel wird das Bypassgas aus Leitung 18 mit der wässrigen, an Lösungsmittel beladenen Phase aus dem Trennbehälter B1 durch die Leitung 8 in dem Mischer M21 kontaktiert. Bei dieser Mischstufe belädt sich das Gas an Lösungsmittel.
Die beiden wässrigen und gasförmigen Phasen werden in einem Trennbehälter B21 getrennt.
Das mit Lösungsmittel beladene Gas aus dem Behälter B21 wird durch die Leitung 21 mit dem die Kontaktzone G1 verlassenden Gas vermischt und dann durch die Leitung 3 zum Austauscher E1 geschickt.
Die wässrige Phase aus dem Behälter B21 wird mit einem Teil des Lösungsmittels, das sie enthielt am Ausgang des Behälters B1 unterschichtet. Sie wird durch die Leitung 22 am Kopf der Kontaktzone G1 eingespritzt.
Aufgrund des ersten Kontakts zwischen dem Gas und der lösungsmittelreichen Lösung in dem Mischer 21 wird die Lösungsmittelkonzentration der wässrigen Lösung durch einen Faktor 2,5 im Verhältnis zur Lösung geteilt, die in der Leitung 9 zirkuliert.
Wenn im übrigen alle Dinge egal sind, werden zu jenem Beispiel 1 beschriebenen identische Leistungsfähigkeiten mit der verminderten Kontaktkolonne G1 erhalten. Daher genügt der Kontakt der wässrigen, teilweise an Lösungsmittel verarmte Lösung durch 44% des zu behandelnden Gases zur Erschöpfung der Lösung.
Wenn 56% Gas umgleitet (By-pass) werden, ist die Methanolkonzentration des aus dem Kontaktierer durch die Leitung 4 kommenden Wassers 160 Masse-ppm wie in Beispiel 1.
Die Erschöpfung der Lösung wird erhalten, indem eine Kolonne mit einem Durchmesser verwendet wird, der bezüglich des vorhergehenden Beispiels um 6% vermindert ist. Das mit dieser Durchmesserverminderung verbundene Stahlgewicht variiert im Verhältnis zu dieser Verminderung.
Das notwendige Füllköpervolumen ist dabei folglich um 12% vermindert, im Gegensatz ist die Füllkörperhöhe identisch mit jeder des Beispiels 1.

BEISPIEL 3

In diesem Beispiel wird das vor Ort unter den Druck-, Temperatur-, Durchsatz- und Zusammensetzungsbedingungen, die in Beispiel 1 beschrieben sind, hergestellte Naturgas gemäß dem Verfahren der Erfindung, das in der Fig. 3 beschrieben ist, behandelt in diesem Beispiel ist das verwendete Lösungsmittel Methanol.
Gemäß diesem Beispiel wird ein Teil des zu behandelnden Gases in die Kontaktzone G1 durch die Leitung 1 geschickt. Wie oben beschrieben verlässt das Gas, mit Lösungsmittel nach dem Kontakt beladen, G1 durch die Leitung 3. Es wird zu dem umgeleiteten (By-Pass) Gas, das lösungsmittelfrei ist, in der Leitung 18 gemischt. Die Gesamtheit des Gases wird zu der wässrigen, an Lösungsmittel beladenen, rezyklierten Lösung in einem Mischer M22 gemischt.
Zwei Phasen stammen aus dem Behälter B22:
- das lösungsmittelhaltige Gas, das durch die Leitung 23 zum Wärmetauscher E1 geschickt wird; und
- die wässrige teils an Lösungsmittel abgereicherte Lösung, die durch die Leitung 24 zur Kontaktzone G1 geschickt wird.
Aufgrund des ersten Kontakts zwischen dem Gas und der lösungsmittelreichen Lösung in dem Mischer 22 wird die Lösungsmittelkonzentration der wässrigen Lösung durch einen Faktor 3,5 im Verhältnis zur Lösung geteilt, die in der Leitung 9 zirkuliert.
Wenn im übrigen alle Dinge egal sind, werden zu jenem Beispiel 1 beschriebenen identische Leistungsfähigkeiten mit der verminderten Kontaktkolonne G1 erhalten. Daher genügt der Kontakt der wässrigen, teilweise an Lösungsmittel verarmten Lösung durch 31% des zu behandelnden Gases zur Erschöpfung der Lösung.
Wenn 69% Gas umgleitet (By-pass) werden, ist die Methanolkonzentration des aus dem Kontaktierer durch die Leitung 4 kommenden Wassers 160 Masse-ppm wie in Beispiel 1.
Die Erschöpfung der Lösung wird erhalten, indem eine Kolonne mit einem Durchmesser verwendet wird, der bezüglich des Beispiels 1 um 21% vermindert ist. Das mit dieser Durchmesserverminderung verbundene Stahlgewicht variiert im Verhältnis zu dieser Verminderung.
Das notwendige Füllköpervolumen ist dabei folglich um 38% vermindert. Dagegen ist die Füllkörperhöhe identisch mit jeder des Beispiels 1.
Der Vergleich von Beispiel 1 gemäß dem Stand der Technik einerseits und den Bespielen 2 und 3 gemäß der Erfindung andererseits beweist, dass das Verfahren gemäß der Erfindung eine signifikante Verminderung des Querschnitts der Kontaktzone und dadurch des Verstopfens und der durch diese Ausrüstung hervorgerufenen Gewichte sowie des für einen Gasbehandlungsvorgang nötigen Füllkörpervolumens ermöglicht.
Das Verfahren gemäß der Erfindung bietet den Vorteil, weniger kostspielig an Investitionen zu sein als die im Stand der Technik beschriebenen Verfahren, aufgrund der doppelten Verminderung des Kontaktiererquerschnitts und des für die Vorgänge nötigen Füllkörpervolumens.

Claims

1. Verfahren zur Behandlung eines Methan, Wasser und wenigstens einen höheren Kohlenwasserstoff als Methan enthaltenden Gases, welches Verfahren darauf abzielt, wenigstens teilweise das Gas von Wasser und höheren Kohlenwasserstoffen als Methan zu befreien und dadurch gekennzeichnet ist, dass es die folgenden Stufen umfasst:

a) das zu behandelnde Gas wird in zwei Ströme (1) und (2) getrennt;

b) wenigstens der Strom (2) wird mit einer rezyklierten flüssigen Phase kontaktiert, die gleichzeitig Wasser und ein Lösungsmittel einschließt, dass aus einer organischen Nicht-Kohlenwasserstoffverbindung besteht, die gewöhnlich flüssig, verschieden von Wasser, wenigstens teilweise mit Wasser mischbar und bei einer Temperatur destillierbar ist, die unterhalb der Destillationstemperatur von Wasser liegt, derart, dass eine wässrige, flüssige, an Lösungsmittel verglichen mit der rezyklierten flüssigen Phase verarmte Phase und eine mit Lösungsmittel beladene Gasphase erhalten wird;

c) die wässrige, an Lösungsmittel verarmte Phase und die mit Lösungsmittel beladene Gasphase werden getrennt;

d) die wässrige, an Lösungsmittel verarmte Phase wird mit dem Strom (1) des zu behandelnden, lösungsmittelfreien Gases in einer Kontaktzone kontaktiert, wobei das Lösungsmittel von der wässrigen, abgereicherten Phase durch das zu behandelnde Gas extrahiert wird, wobei eine lösungsmittelreiche Gasphase und eine regenerierte wässrige Flüssigphase aus dieser Stufe stammt;

e) die lösungsmittelreiche Gasphase aus der Stufe (d) wird entweder mit der an Lösungsmittel beladenen Gasphase aus der Stufe (c) oder dem von Lösungsmittel freien Gasstrom (2) der Stufe (a) vermischt;

f) die Gasphase aus dem Gemisch wird derart gekühlt, dass sie teils zu einer wässrigen und einer kohlenwasserstoffhaltigen Phase, die beide Lösungsmittel enthalten, kondensiert und das behandelte Gas erzeugt, das wenigstens teilweise von Wasser und höheren Kohlenwasserstoffen, die es enthielt, befreit ist;

g) die wässrige Phase und kohlenwasserstoffhaltige Phase aus der Stufe (f) werden durch Dekantieren getrennt; und

h) die wässrige lösungsmittelreiche Phase wird zur Stufe (b) rezykliert.

2. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass die lösungsmittelreiche Gasphase aus Stufe (d) mit der lösungsmittelreichen Gasphase aus der Stufe (c) des Verfahrens gemischt wird.

3. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass ausgehend von Stufe (d) die Gesamtheit des zu behandelnden Gases bei der Stufe

(b) mit der rezyklierten lösungsmittelreichen wässrige Phase kontaktiert wird.

4. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 3, dadurch gekennzeichnet, dass ausgehend von den Kontaktstufen (b) und (d) ein Lösungsmittelzusatz zu der Gasphase gegeben wird, um Probleme der Hydratbildung, die mit der Kühlstufe (f) verbunden sind, zu vermeiden und Lösungsmittelverluste in dem zu behandelnden Gas zu kompensieren.

5. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 4, dadurch gekennzeichnet, dass das Lösungsmittel unter Methanol, Ethanol, Propanol Methylpropylether, Ethylpropylether, Dipropylether, Methyl-tert.-Butylether, Dimethoxymethan, Dimethoxyethan und Methoxyethanol gewählt ist.

6. Verfahren nach Anspruch 5, dadurch gekennzeichnet, dass das Lösungsmittel Methanol ist.

7. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 6, dadurch gekennzeichnet, dass die zu Stufe (b) rezyklierte lösungsmittelreiche wässrige Phase 50 bis 95 Gew.-% Lösungsmittel enthält.

8. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 7, dadurch gekennzeichnet, dass die Temperatur der Gasphase aus Stufe (f) zwischen -15 und - 80ºC liegt, wobei das aus Stufe (f) erhaltene Gas vom größeren Teil des Propans, das es am Eingang des Verfahrens enthielt, befreit ist.

9. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 8, dadurch gekennzeichnet, dass die die Kontaktzone der Stufe (d) durchquerende Gasfraktion 25 bis 95% des zu behandelnden Gases darstellt.

10. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 8, dadurch gekennzeichnet, dass die die Kontaktzone der Stufe (d) durchquerende Gasfraktion 30 bis 50% des zu behandelnden Gases darstellt.

11. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 10, dadurch gekennzeichnet, dass die flüssige Kohlenwasserstoffphase aus Stufe (g) einer Stabilisierungsstufe unterzogen wird, um davon die flüchtigen Bestandteile zu entfernen.

12. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 11, dadurch gekennzeichnet, dass die flüssige Kohlenwasserstoffphase aus Stufe (g) einer Waschstufe unterzogen wird, um davon das Lösungsmittel zu gewinnen.

13. Verfahren nach Anspruch 12, dadurch gekennzeichnet, dass das Waschen der flüssigen Kohlenwasserstoffphase mit der regenerierten wässrigen Phase der Stufe (d) durchgeführt wird, aus der ein Reinigungsstrom derart etabliert wird, dass die Mengen von Lösungsmittel und Wasser, die in dem Gesamtkreislauf vorliegen, im wesentlichen konstant gehalten werden.

14. Verfahren nach Anspruch 12, dadurch gekennzeichnet, dass die Waschstufe der Kohlenwasserstoffflüssigphase durch Einsatz von Mischabsetzern durchgeführt wird.

15. Verfahren nach Anspruch 12, dadurch gekennzeichnet, dass die Waschstufe der Kohlenwasserstoffflüssigphase durch Kontakt in einer Kolonne durchgeführt wird.