RU2761705C1 - Method for removing carbon dioxide from natural gas - Google Patents
Method for removing carbon dioxide from natural gas Download PDFInfo
- Publication number
- RU2761705C1 RU2761705C1 RU2021110137A RU2021110137A RU2761705C1 RU 2761705 C1 RU2761705 C1 RU 2761705C1 RU 2021110137 A RU2021110137 A RU 2021110137A RU 2021110137 A RU2021110137 A RU 2021110137A RU 2761705 C1 RU2761705 C1 RU 2761705C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- carbon dioxide
- gas
- natural gas
- hydrate
- separation
- Prior art date
Links
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
- B01D53/34—Chemical or biological purification of waste gases
- B01D53/74—General processes for purification of waste gases; Apparatus or devices specially adapted therefor
- B01D53/81—Solid phase processes
-
- 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 OR C10K; LIQUIFIED PETROLEUM GAS; USE OF ADDITIVES TO FUELS OR FIRES; FIRE-LIGHTERS
- 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
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
- F25J3/08—Separating gaseous impurities from gases or gaseous mixtures or from liquefied gases or liquefied gaseous mixtures
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Thermal Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Biomedical Technology (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- Gas Separation By Absorption (AREA)
- Treating Waste Gases (AREA)
- Carbon And Carbon Compounds (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области неорганической химии, а именно к разделению компонентов природного газа газогидратной кристаллизацией, и может быть использовано для удаления диоксида углерода из природного газа.The invention relates to the field of inorganic chemistry, namely to the separation of natural gas components by gas hydrate crystallization, and can be used to remove carbon dioxide from natural gas.
Диоксид углерода снижает теплотворную способность и может блокировать поток природного газа, затвердевая при низких температурах. Также диоксид углерода способствует коррозии стальных труб. Согласно ГОСТ 5542-2014, концентрация диоксида углерода в природном газе должна составлять не более 2.50 мол.%.Carbon dioxide reduces the heating value and can block the flow of natural gas, solidifying at low temperatures. Carbon dioxide also contributes to corrosion of steel pipes. According to GOST 5542-2014, the concentration of carbon dioxide in natural gas should not exceed 2.50 mol.%.
Концентрация диоксида углерода в природном газе может достигать высоких значений, равных 22 об.% [Мишин В.М. Переработка природного газа и конденсата. М.: Издательский центр «Академия», 1999. С. 9].The concentration of carbon dioxide in natural gas can reach high values equal to 22 vol.% [Mishin V.M. Processing of natural gas and condensate. M .: Publishing Center "Academy", 1999. S. 9].
В настоящее время основными технологиями разделения и очистки природного газа от диоксида углерода являются абсорбция, адсорбция и мембранное газоразделение [Афанасьев А.И. и др. Технология переработки природного газа и конденсата. М.: Недра, 2002. 517 с.]. Однако данные технологии обладают определенными недостатками. При абсорбции: высокие затраты на регенерацию абсорбента; высокое парциальное давление диоксида углерода; применяемые растворители достаточно хорошо поглощают углеводороды. Затраты энергии на получение диоксида углерода (95 мол.%) составляют 1055-1282 кВт⋅ч/т. При адсорбции: малая емкость адсорбентов и непродолжительное время работы при высоких концентрациях диоксида углерода в потоке; сложность регенерации адсорбентов и их утилизации. Затраты энергии на получение диоксида углерода (95 мол.%) составляют 537-692 кВт⋅ч/т. При мембранном газоразделении также есть проблемы: мембрана может быть закупорена механическими примесями газового потока; имеется необходимость предотвращения смачивания мембраны; необходимость использования больших поверхностей мембраны, т.к. процессы молекулярного массопереноса весьма медленные. Затраты энергии на получение диоксида углерода (95 мол.%) составляют 651-873 кВт⋅ч/т. Currently, the main technologies for the separation and purification of natural gas from carbon dioxide are absorption, adsorption and membrane gas separation [Afanasyev A.I. and others. Technology of natural gas and condensate processing. M .: Nedra, 2002. 517 p.]. However, these technologies have certain disadvantages. When absorbing: high costs for the regeneration of the absorbent; high partial pressure of carbon dioxide; the solvents used absorb hydrocarbons quite well. Energy consumption for the production of carbon dioxide (95 mol.%) Is 1055-1282 kWh / t. During adsorption: low capacity of adsorbents and short operating time at high concentrations of carbon dioxide in the stream; the complexity of the regeneration of adsorbents and their disposal. Energy consumption for the production of carbon dioxide (95 mol.%) Is 537-692 kWh / t. There are also problems with membrane gas separation: the membrane can be clogged by mechanical impurities of the gas flow; there is a need to prevent wetting of the membrane; the need to use large membrane surfaces, because molecular mass transfer processes are very slow. Energy consumption for the production of carbon dioxide (95 mol.%) Is 651-873 kWh / t.
Таким образом, энергозатраты основных технологий разделения и очистки природного газа от диоксида углерода являются высокими. В целом, все перечисленные проблемы противоречат основным принципам «зеленой» химии. Новые технологии разделения, которые являются экологически безопасными и с низкими эксплуатационными расходами, должны быть разработаны для удаления диоксида углерода из месторождений природного газа с высоким содержанием диоксида углерода.Thus, the energy consumption of the main technologies for the separation and purification of natural gas from carbon dioxide is high. In general, all of these problems contradict the basic principles of "green" chemistry. New separation technologies that are environmentally friendly and with low operating costs must be developed to remove carbon dioxide from natural gas fields with a high carbon dioxide content.
Также можно отметить, что удаление диоксида углерода из природного газа может быть экономически выгодным, т.к. диоксид углерода является ценным продуктом, который может быть использован в различных отраслях промышленности (пищевая, машиностроительная, химическая, горная, сельскохозяйственная, медицинская) или закачан в газовые пласты для хранения после вытеснения метана из газогидратного состояния. Таким образом, возможно решение двух глобальных проблем человечества, таких как увеличение парникового эффекта и исчерпание ресурсов природного газа.It can also be noted that the removal of carbon dioxide from natural gas can be cost effective because Carbon dioxide is a valuable product that can be used in various industries (food, mechanical engineering, chemical, mining, agricultural, medical) or injected into gas reservoirs for storage after displacing methane from the gas hydrate state. Thus, it is possible to solve two global problems of mankind, such as the increase in the greenhouse effect and the depletion of natural gas resources.
В последние несколько лет одним из перспективных способов газоразделения является процесс гидратообразования [Gas hydrates in sustainable chemistry / Hassanpouryouzband A., Joonaki E., Farahani M.V. [et al.] // Chem. Soc. Rev. - 2020. - V. 49. - P. 5225-5309].In the past few years, one of the promising methods of gas separation is the process of hydrate formation [Gas hydrates in sustainable chemistry / Hassanpouryouzband A., Joonaki E., Farahani M.V. [et al.] // Chem. Soc. Rev. - 2020. - V. 49. - P. 5225-5309].
Преимуществами процесса газогидратной кристаллизации являются низкие затраты энергии (процесс возможен при температурах выше 273 K); простота экспериментальной установки; высокая эффективность газоразделения из-за разницы в давлениях диссоциации газовых гидратов; высокая емкость газа в газогидратной фазе; простота масштабируемости процесса газогидратной кристаллизации; единственным материалом является вода, которая может быть восстановлена. Таким образом, технология газогидратной кристаллизации является экологически безопасной. Затраты энергии на получение диоксида углерода (95 мол.%) составляют 362-420 кВт⋅ч/т.The advantages of the gas hydrate crystallization process are low energy consumption (the process is possible at temperatures above 273 K); simplicity of the experimental setup; high efficiency of gas separation due to the difference in dissociation pressures of gas hydrates; high gas capacity in the gas hydrate phase; simplicity of scalability of the gas hydrate crystallization process; the only material is water that can be recovered. Thus, the technology of gas hydrate crystallization is environmentally friendly. Energy consumption for the production of carbon dioxide (95 mol.%) Is 362-420 kWh / t.
Известен «Способ удаления кислотных газов из природного газа» (RU2671253C2), в котором богатая углеводородом фракция охлаждается и частично конденсируется, а получающаяся при этом обогащенная диоксидом углерода жидкая фракция путем ректификации разделяется на богатую диоксидом углерода жидкую фракцию и обедненную диоксидом углерода газовую фракцию. Богатая углеводородом фракция с помощью замкнутого многоступенчатого холодильного цикла, доля диоксида углерода в хладагенте которого составляет более чем 99.5%, охлаждается до температуры, близкой к температуре тройной точки для диоксида углерода.The known "Method for removing acid gases from natural gas" (RU2671253C2), in which a hydrocarbon-rich fraction is cooled and partially condensed, and the resulting carbon dioxide-rich liquid fraction is separated by rectification into a carbon dioxide-rich liquid fraction and a carbon dioxide-depleted gas fraction. The hydrocarbon-rich fraction is cooled to a temperature close to the triple point temperature for carbon dioxide using a closed multistage refrigeration cycle, the proportion of carbon dioxide in the refrigerant of which is more than 99.5%.
В данном способе присутствуют определенные недостатки, среди них: возможное затвердевание примесей в потоке хладагента; возникновение температурных напряжений в кожухе и трубах двухходового теплообменника; существует риск образования твердого диоксида углерода в трубопроводе между теплообменником и компрессорным блоком.This method has certain disadvantages, among them: possible solidification of impurities in the refrigerant stream; the occurrence of temperature stresses in the casing and pipes of the two-way heat exchanger; there is a risk of solid carbon dioxide forming in the piping between the heat exchanger and the airend.
Известен «Способ и устройство для удаления кислых веществ из потока природного газа» (EA 012227 B1), сущность которого заключается в охлаждении подаваемого потока дегидратированного природного газа и формировании суспензии твердых кислых веществ и углеводородных жидкостей совместно с газовым потоком, содержащим газообразные кислые вещества; отделении газового потока, содержащего газообразные кислые вещества, от суспензии и обработке жидким растворителем; образование жидкого раствора кислых веществ и дегидратированного раскисленного природного газа.The known "Method and device for removing acidic substances from a natural gas stream" (EA 012227 B1), the essence of which is to cool the feed stream of dehydrated natural gas and the formation of a suspension of solid acidic substances and hydrocarbon liquids together with a gas stream containing gaseous acidic substances; separating a gaseous stream containing gaseous acidic substances from the slurry and treating it with a liquid solvent; the formation of a liquid solution of acidic substances and dehydrated deoxidized natural gas.
Недостатками известного способа являются необходимость в дополнительных технологиях разделения для повторного использования растворителя; работа ограничена образованием гидратов при охлаждении природного газа под высоким давлением при адиабатическом расширении; затвердевание диоксида углерода предотвратит использование распылительных форсунок для подачи потока жидкости в зону замораживания; не описано дальнейшее разделение кислых веществ.The disadvantages of this method are the need for additional separation technologies for the reuse of the solvent; work is limited by the formation of hydrates when natural gas is cooled under high pressure during adiabatic expansion; solidification of the carbon dioxide will prevent the spray nozzles from being used to supply the liquid flow to the freezing zone; no further separation of acidic substances is described.
Наиболее близким по технической сущности является патент US 5819555, в котором основой для процесса разделения является свойство диоксида углерода образовывать твердые вещества и его низкая растворимость в паровой фазе при низких температурах. Охлажденный подаваемый поток природного газа поступает в разделительную емкость, в которой предусмотрены технологии получения и отделения твердого диоксида углерода. Диоксид углерода удаляется из емкости как поток жидкости, обогащенный диоксидом углерода. Очищенный холодный пар удаляется из разделительной емкости в виде потока продукта.The closest in technical essence is the patent US 5819555, in which the basis for the separation process is the property of carbon dioxide to form solids and its low solubility in the vapor phase at low temperatures. The cooled natural gas feed stream enters the separation vessel, which provides technologies for the production and separation of solid carbon dioxide. Carbon dioxide is removed from the vessel as a carbon dioxide-rich liquid stream. The cleaned cold vapor is removed from the separation vessel as a product stream.
Недостатки данного способа связаны с тем, что для повторного использования растворителя требуются дополнительные технологии разделения; невысокая скорость осаждения в случае гравитационного разделения; затвердевание диоксида углерода предотвратит использование распылительных форсунок; не описан процесс дальнейшего разделения компонентов с близкими температурами плавления.The disadvantages of this method are related to the fact that additional separation technologies are required to reuse the solvent; low sedimentation rate in the case of gravity separation; solidification of carbon dioxide will prevent the use of spray nozzles; the process of further separation of components with close melting points is not described.
Задача заявляемого решения - создание эффективного способа удаления диоксида углерода из природного газа. The objective of the proposed solution is to create an effective method for removing carbon dioxide from natural gas .
Технический результат от использования изобретения заключается в повышении степени удаления диоксида углерода из природного газа.The technical result from the use of the invention is to increase the degree of removal of carbon dioxide from natural gas.
Технический результат достигается тем, что в способе удаления диоксида углерода из природного газа, включающем образование газовых гидратов диоксида углерода при давлении от 2.0 до 8.0 МПа и температуре от 273 до 278 K и последующее их разложение с образованием концентрата диоксида углерода, в газогидратный кристаллизатор подают поток природного газа с находящейся в ней 6-10-кратным мольным избытком воды относительно мольной концентрации гидратообразующих газов в природном газе, не перешедшие в газогидратную фазу компоненты природного газа выводят из газогидратного кристаллизатора, образовавшиеся газовые гидраты отбирают шнеком в модуль сепарации для разрушения на воду и концентрат диоксида углерода при повышении температуры от 293 до 323 K, оставшиеся компоненты природного газа выводят на переработку.The technical result is achieved by the fact that in the method for removing carbon dioxide from natural gas, including the formation of gas hydrates of carbon dioxide at a pressure of 2.0 to 8.0 MPa and a temperature of 273 to 278 K and their subsequent decomposition with the formation of a concentrate of carbon dioxide, a flow is supplied to the gas hydrate crystallizer natural gas with a 6-10-fold molar excess of water in it relative to the molar concentration of hydrate-forming gases in natural gas, natural gas components that have not passed into the gas hydrate phase are removed from the gas hydrate crystallizer, the resulting gas hydrates are taken by a screw into the separation module for destruction into water and concentrate carbon dioxide with an increase in temperature from 293 to 323 K, the remaining components of natural gas are removed for processing.
Предлагаемое изобретение поясняется фиг. 1, на которой изображено устройство удаления диоксида углерода из природного газа.The invention is illustrated in FIG. 1, which shows a device for removing carbon dioxide from natural gas.
Устройство состоит, по меньшей мере, из одного газогидратного кристаллизатора 1, который включает: перемешивающее устройство якорного типа 2 для интенсификации процесса образования газовых гидратов; шнек 3 для отбора газовых гидратов, содержащих концентрат диоксида углерода. Газогидратный кристаллизатор 1 снабжен линией подачи 4 природного газа и соединен с модулем сепарации 5 шнеком 3. В газогидратном кристаллизаторе 1 имеется линия 6 для подачи природного газа, очищенного от диоксида углерода и воды на дальнейшее разделение и очистку.The device consists of at least one
Устройство может быть изготовлено из нержавеющей стали марки 12Х18Н10Т. Перемешивающее устройство якорного типа может быть изготовлено из нержавеющей стали марки 12Х18Н10Т.The device can be made of 12X18H10T stainless steel. The anchor-type mixing device can be made of 12X18H10T stainless steel.
Способ осуществляют следующим образом.The method is carried out as follows.
В газогидратный кристаллизатор 1 подают поток природного газа по линии подачи 4, в котором находится 6-10-кратный мольный избыток воды относительно мольной концентрации гидратообразующих газов в природном газе при давлении от 2.0 до 8.0 МПа и температуре от 273 до 278 K для образования газовых гидратов диоксида углерода.A natural gas stream is fed into the
Выбранный 6-кратный мольный избыток воды относительно мольной концентрации гидратообразующих газов в природном газе обусловлен тем, что при меньшем количестве воды не наблюдается образование газовых гидратов.The selected 6-fold molar excess of water relative to the molar concentration of hydrate-forming gases in natural gas is due to the fact that the formation of gas hydrates is not observed with a smaller amount of water.
Выбранный 10-кратный мольный избыток воды относительно мольной концентрации гидратообразующих газов в природном газе обусловлен тем, что при большем количестве воды дополнительно наблюдается образование ледяной фазы.The selected 10-fold molar excess of water relative to the molar concentration of hydrate-forming gases in natural gas is due to the fact that with a larger amount of water, the formation of an ice phase is additionally observed.
Разница в давлениях диссоциации газовых гидратов является основой распределения газов между газогидратной и паровой фазами и характеризуется коэффициентом газогидратного распределения.The difference in the dissociation pressures of gas hydrates is the basis for the distribution of gases between the gas hydrate and vapor phases and is characterized by the coefficient of gas hydrate distribution.
Не перешедшие в газогидратную фазу компоненты природного газа, например, метан, поступают через линию 6 на дальнейшее разделение и очистку.Natural gas components that have not passed into the gas hydrate phase, for example, methane, are fed through
При давлении от 2.0 до 8.0 МПа и температуре от 273 до 278 K наблюдается образование газовых гидратов, содержащих концентрат диоксида углерода. Перемешивающее устройство якорного типа 2 интенсифицирует этот процесс. В газогидратном кристаллизаторе 1 поддерживается постоянное давление. Доля отбора (мольное отношение потока газа, выходящего из газогидратного кристаллизатора по линии 6, к мольному потоку газа, входящего в газогидратный кристаллизатор по линии 4) варьируется от 0 до 1. Образовавшиеся газовые гидраты отбирают шнеком 3 в модуль сепарации 5, где при повышении температуры от 293 до 323 K (т.к. в данном диапазоне максимальное извлечение газа из жидкой фазы в зависимости от состава входящего природного газа) наблюдается разрушение газовых гидратов с образованием воды и концентрата диоксида углерода.At pressures from 2.0 to 8.0 MPa and temperatures from 273 to 278 K, the formation of gas hydrates containing carbon dioxide concentrate is observed. Anchor
Для дальнейшей очистки концентрата диоксида углерода от примесей возможно использование каскада газогидратных кристаллизаторов, а с целью соответствия спецификации по сухости природного газа возможно использование адсорбентов. На выходе концентрация диоксида углерода в природном газе не более 2.5 мол.%, а воды не более 0.1 мол.%.For further purification of carbon dioxide concentrate from impurities, it is possible to use a cascade of gas hydrate crystallizers, and in order to meet the specification for the dryness of natural gas, it is possible to use adsorbents. At the outlet, the concentration of carbon dioxide in natural gas is not more than 2.5 mol.%, And in water, not more than 0.1 mol.%.
Выбранное значение давления технологии газогидратной кристаллизации, равное 2.0 МПа, обусловлено тем, что ниже данного давления процесс гидратообразования модельной газовой смеси (метан (81.70 мол.%) - диоксид углерода (18.30 мол.%)), содержащей компоненты природного газа, при выбранной минимальной температуре процесса, равной 273 K, не наблюдается.The selected pressure value of the gas hydrate crystallization technology, equal to 2.0 MPa, is due to the fact that below this pressure the process of hydrate formation of a model gas mixture (methane (81.70 mol.%) - carbon dioxide (18.30 mol.%)) Containing natural gas components, at the selected minimum the process temperature equal to 273 K is not observed.
Выбранное значение давления технологии газогидратной кристаллизации, равное 8.0 МПа, обусловлено технологическими параметрами поступающего из месторождений природного газа.The chosen value of the pressure of the gas hydrate crystallization technology, equal to 8.0 MPa, is due to the technological parameters of the natural gas coming from the fields.
Выбранное значение температуры процесса, равное 273 K, обусловлено температурой замерзания воды при выбранном минимальном значении давления технологии газогидратной кристаллизации.The selected process temperature value, equal to 273 K, is due to the freezing point of water at the selected minimum pressure value of the gas hydrate crystallization technology.
Выбранное значение температуры процесса, равное 278 K, обусловлено тем, что выше данной температуры значение коэффициента газогидратного распределения диоксида углерода к метану менее 1.The selected value of the process temperature, equal to 278 K, is due to the fact that, above this temperature, the value of the coefficient of gas hydrate distribution of carbon dioxide to methane is less than 1.
Пример 1Example 1
Используется газогидратный кристаллизатор 1, изображенный на фиг. 1. При использовании режима непрерывной газогидратной кристаллизации, поток модельной газовой смеси (метан (81.70 мол.%) - диоксид углерода (18.30 мол.%)), содержащей компоненты природного газа, по линии подачи 4 подают в газогидратный кристаллизатор 1, в котором находится 6-кратный мольный избыток воды относительно мольной концентрации гидратообразующих газов при заданных условиях для образования газовых гидратов диоксида углерода.Used
Не перешедший в газогидратную фазу компонент природного газа (метан) с концентрацией не менее 81.70 мол.% поступает через линию 6 на дальнейшее разделение и очистку.The natural gas component (methane) that has not passed into the gas hydrate phase with a concentration of at least 81.70 mol% is fed through
При давлении, равном 2.0 МПа, и температуре, равной 273 K наблюдается образование газовых гидратов, содержащих концентрат диоксида углерода. Перемешивающее устройство якорного типа 2 интенсифицирует этот процесс. Из потока природного газа в газогидратную фазу переходит не менее 18.30 мол.% диоксида углерода. Доля отбора варьируется от 0 до 1. Образовавшиеся газовые гидраты отбирают шнеком 3 в модуль сепарации 5, где при повышении температуры до 293 K наблюдается разрушение газовых гидратов с образованием воды и концентрата диоксида углерода.At a pressure of 2.0 MPa and a temperature of 273 K, the formation of gas hydrates containing carbon dioxide concentrate is observed. Anchor
Время проведения эксперимента составляло 8 часов после начала процесса гидратообразования. Данные сведены в табл. 1.The time of the experiment was 8 hours after the start of the hydrate formation process. The data are summarized in table. one.
Пример 2Example 2
Проведен аналогично примеру 1. Данные сведены в табл. 1.Carried out analogously to example 1. The data are summarized in table. one.
Табл. 1. Условия процесса гидратообразования модельной газовой смеси метан (81.70 мол.%) - диоксид углерода (18.30 мол.%) для достижения максимально допустимой концентрации диоксида углерода в выходящей паровой фазе, равной 2.5 мол.%Tab. 1. Conditions of the process of hydrate formation of a model gas mixture methane (81.70 mol.%) - carbon dioxide (18.30 mol.%) To achieve the maximum permissible concentration of carbon dioxide in the outlet vapor phase equal to 2.5 mol.%
Таким образом, заявляемое изобретение обеспечивает достижение технического результата, состоящего в повышении степени удаления диоксида углерода из природного газа. Достигнута максимально допустимая концентрация диоксида углерода в выходящей паровой фазе, равная 2.5 мол.%. Предлагаемый способ показал высокую эффективность при разделении компонентов природного газа с целью удаления диоксида углерода.Thus, the claimed invention provides the achievement of a technical result consisting in increasing the degree of removal of carbon dioxide from natural gas. The maximum permissible concentration of carbon dioxide in the outgoing vapor phase, equal to 2.5 mol%, has been reached. The proposed method has shown high efficiency in the separation of natural gas components in order to remove carbon dioxide.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2021110137A RU2761705C1 (en) | 2021-04-13 | 2021-04-13 | Method for removing carbon dioxide from natural gas |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2021110137A RU2761705C1 (en) | 2021-04-13 | 2021-04-13 | Method for removing carbon dioxide from natural gas |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2761705C1 true RU2761705C1 (en) | 2021-12-13 |
Family
ID=79175014
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2021110137A RU2761705C1 (en) | 2021-04-13 | 2021-04-13 | Method for removing carbon dioxide from natural gas |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2761705C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2807822C1 (en) * | 2023-05-03 | 2023-11-21 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Российский химико-технологический университет имени Д.И. Менделеева" (РХТУ им. Д.И. Менделеева) | Method for trapping carbon dioxide from flue gases |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1421360A1 (en) * | 1986-12-23 | 1988-09-07 | Одесский Технологический Институт Холодильной Промышленности | Method of crystallizing gasohybrids |
| CN102295967A (en) * | 2011-06-28 | 2011-12-28 | 华南理工大学 | Apparatus for continuously separating carbon dioxide from natural gas through hydrate method, and method thereof |
| CN202107679U (en) * | 2011-06-28 | 2012-01-11 | 华南理工大学 | Device of separating carbon dioxide in natural gas continuously by utilizing hydrate method |
| FR2996145A1 (en) * | 2012-09-28 | 2014-04-04 | IFP Energies Nouvelles | METHOD AND INSTALLATION OF CO2 CAPTURE BY FORMATION OF GAS HYDRATES |
| EA023174B1 (en) * | 2009-11-02 | 2016-04-29 | Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани | Cryogenic system for removing acid gases from a hydrocarbon gas stream, with removal of hydrogen sulfide |
-
2021
- 2021-04-13 RU RU2021110137A patent/RU2761705C1/en active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1421360A1 (en) * | 1986-12-23 | 1988-09-07 | Одесский Технологический Институт Холодильной Промышленности | Method of crystallizing gasohybrids |
| EA023174B1 (en) * | 2009-11-02 | 2016-04-29 | Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани | Cryogenic system for removing acid gases from a hydrocarbon gas stream, with removal of hydrogen sulfide |
| CN102295967A (en) * | 2011-06-28 | 2011-12-28 | 华南理工大学 | Apparatus for continuously separating carbon dioxide from natural gas through hydrate method, and method thereof |
| CN202107679U (en) * | 2011-06-28 | 2012-01-11 | 华南理工大学 | Device of separating carbon dioxide in natural gas continuously by utilizing hydrate method |
| FR2996145A1 (en) * | 2012-09-28 | 2014-04-04 | IFP Energies Nouvelles | METHOD AND INSTALLATION OF CO2 CAPTURE BY FORMATION OF GAS HYDRATES |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| CN 0202107679 U A, 11.01.2012. * |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2807822C1 (en) * | 2023-05-03 | 2023-11-21 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Российский химико-технологический университет имени Д.И. Менделеева" (РХТУ им. Д.И. Менделеева) | Method for trapping carbon dioxide from flue gases |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| AU2006291954C1 (en) | Process and apparatus for removal of sour species from a natural gas stream | |
| AU2009286701B2 (en) | Process and apparatus for removing gaseous contaminants from gas stream comprising gaseous contaminants | |
| US4609388A (en) | Gas separation process | |
| AU2008213739B2 (en) | Process and apparatus for depleting carbon dioxide content in a natural gas feedstream containing ethane and C3+ hydrocarbons | |
| US4270937A (en) | Gas separation process | |
| USRE39826E1 (en) | Comprehensive natural gas processing | |
| US20020062735A1 (en) | Process for pretreating a natural gas containing acid gases | |
| BRPI0912874B1 (en) | Process for the recovery of carbon dioxide from a gaseous mixture | |
| US10246345B2 (en) | Water desalination system and method for fast cooling saline water using turbines | |
| AU2011263713B2 (en) | Process and apparatus for drying and compressing a CO2-rich stream | |
| US4581052A (en) | Gas separation process | |
| RU2761705C1 (en) | Method for removing carbon dioxide from natural gas | |
| US10551120B2 (en) | Method for condensing a CO2 vapor stream beyond the frost point | |
| RU2385180C1 (en) | Method to purify hydrocarbon gases | |
| US11840462B2 (en) | Switchable system for high-salinity brine desalination and fractional precipitation | |
| RU2144610C1 (en) | Method for preparing gas-condensate mixture to transportation | |
| CN108291766A (en) | The method containing hydrocarbon stream that the CO2 that liquefies pollutes | |
| RU2754223C1 (en) | Method for obtaining xenon concentrate from natural gas | |
| RU2128772C1 (en) | Method of preparing gas-condensate mixture for transportation | |
| RU2048846C1 (en) | Method for fine cleaning of substance by crystallization | |
| US20250059067A1 (en) | Systems, Methods, and Compositions for Purifying Water | |
| HU185718B (en) | Method and connection arrangement for separating carbon dioxide from gas mixtures | |
| AU2013205631A1 (en) | Process and apparatus for removal of sour species from a natural gas stream | |
| AU2013205633A1 (en) | Process and apparatus for depleting carbon dioxide content in a natural gas feedstream containing ethane and c3+hydrocarbons |