Способ короткоцикловой адсорбции при переменном давлении и температуре для отделения тяжелых углеводородов от потоков природного газа

СПОСОБ КОРОТКОЦИКЛОВОЙ АДСОРБЦИИ ПРИ ПЕРЕМЕННОМ ДАВЛЕНИИ И ТЕМПЕРАТУРЕ ДЛЯ ОТДЕЛЕНИЯ ТЯЖЕЛЫХ УГЛЕВОДОРОДОВ ОТ ПОТОКОВ ПРИРОДНОГО ГАЗА Настоящее изобретение относится к способу короткоцикловой адсорбции при переменном давлении и температуре, в котором адсорбированные газообразные компоненты могут быть извлечены из слоя адсорбента при повышенном давлении. В частности, настоящее изобретение относится к способу короткоцикловой адсорбции при переменном давлении и температуре для отделения С 2+ углеводородов (углеводородов, содержащих по меньшей мере 2 атома углерода) от потоков природного газа с получением конечного потока метана высокой чистоты. В более предпочтительных воплощениях предложенных способов способы можно использовать для получения многочисленных конечных потоков углеводородов высокой чистоты из сырьевых потоков природного газа в результате подобного хроматографическому разделения на фракции с извлечением потоков отдельных газообразных компонентов высокой чистоты.(71)(73) Заявитель и патентовладелец: ЭКСОНМОБИЛ РИСЕРЧ ЭНД ИНДЖИНИРИНГ КОМПАНИ (US) Область техники Настоящее изобретение относится к способу короткоцикловой адсорбции при переменном давлении и температуре, в котором адсорбированные газообразные компоненты могут быть извлечены из слоя адсорбента при повышенном давлении. В частности, настоящее изобретение относится к способу короткоцикловой адсорбции при переменном давлении и температуре для отделения С 2+ углеводородов (углеводородов, содержащих по меньшей мере 2 атома углерода) от потоков природного газа с получением конечного потока метана высокой чистоты. Уровень техники Природный газ является все более важным источником топлива как для отопления зданий, так и для транспортных средств. Природный газ в основном состоит из метана и содержит до приблизительно 20 мас.% более тяжелых (С 2+) углеводородов, главным образом этан. Природный газ также обычно содержит ряд загрязняющих примесей в переменных количествах, например кислые газы (СО 2 и H2S), азот,гелий, воду, ртуть и т.д. Прежде чем использовать природный газ в качестве топлива, его следует подвергать обработке для удаления почти всех веществ, отличных от метана. Обработку обычно начинают в устье скважины с удаления конденсата и воды, за которым следует удаление кислых газов посредством различных технологий, включающих обработку аминами, короткоцикловую адсорбцию и т.д. Также может потребоваться удаление азота, чтобы удовлетворить требованиям, предъявляемым к трубопроводам или к конечному продукту. Более тяжелые углеводороды обычно удаляют с использованием линии фракционирования. Линия фракционирования обычно включает до трех криогенных ректификационных колонн, соединенных последовательно: деэтанизатор, депропанизатор и дебутанизатор. Верхний погон из деэтанизатора представляет собой этан, а кубовый остаток подают в депропанизатор. Верхний погон из депропанизатора представляет собой пропан, а кубовый остаток подают в дебутанизатор, и верхний погон из дебутанизатора обычно представляет собой смесь нормального бутана и изобутана, а кубовый остаток представляет собой смесь C5+. Извлекаемые потоки пропана и бутана и C5+ можно подвергать обессериванию с преобразованием нежелательных меркаптанов в дисульфиды, и наряду с извлекаемым этаном они обычно являются побочными продуктами из газоперерабатывающей установки для получения конечного сжиженного природного газа (СПГ). Альтернативно, поток СПГ можно транспортировать напрямую, без фракционирования, на нефтеперерабатывающую установку или другую перерабатывающую установку, где его можно обрабатывать или разделять на потоки аналогичных компонентов. Существующие в настоящее время промышленные методики фракционирования и извлечения ценных тяжелых углеводородов (С 2+) из потоков природного газа предполагают использование значительного количества потребляемой энергии и оборудования. Как отмечено ранее, на типичной установке для извлечения СПГ весь поток газа охлаждают и пропускают через множество ректификационных колонн,таких как деметанизатор, деэтанизатор, депропанизатор и дебутанизатор. Очищенный поток метана из верхней части деметанизатора требует значительного повторного сжатия до давления, подходящего для трубопровода. По оценке, для извлечения тяжелых углеводородов из потока газа приблизительно 28 млн станд. м 3/сутки (1 млрд станд. фут 3/сутки), содержащего приблизительно 6% тяжелых углеводородов,требуется приблизительно 100 МВт энергии только для установки для извлечения СПГ и дополнительно приблизительно 70 МВт энергии требуется для повторного сжатия до давления в трубопроводе. Поэтому существует потребность в извлечении тяжелых углеводородов из потоков природного газа более экономичными и эффективными способами. Краткое описание изобретения Один аспект настоящего изобретения относится к способу отделения С 2+ углеводородов от потока природного газа, включающему: а) обработку указанного потока природного газа на стадии адсорбции путем введения его со стороны подачи сырья в слой адсорбента, селективного по отношению к адсорбции указанных С 2+ углеводородов, причем слой адсорбента включает по меньшей мере один материал адсорбента и имеет сторону подачи сырья и сторону выхода продукта, и слой адсорбента эксплуатируют при первом давлении и первой температуре, при этом слой адсорбента селективно адсорбирует С 2+ углеводороды, а первый получаемый поток C1, который имеет более высокое мольное процентное содержание C1 углеводородов, чем указанный поток природного газа, извлекают со стороны выхода продукта из указанного слоя адсорбента; б) прекращение введения указанного потока природного газа; в) понижение давления в указанном слое адсорбента до второго давления, более низкого, чем указанное первое давление; г) нагревание извне указанного слоя адсорбента с пониженным давлением до второй температуры,причем вторая температура выше указанной первой температуры, что приводит к десорбции по меньшей мере части адсорбированных С 2+ углеводородов из слоя адсорбента; д) пропускание противотоком через указанный нагретый слой адсорбента первого потока продувочного газа при третьем давлении и е) извлечение получаемого потока С 2+, включающего С 2+ углеводородные компоненты и метан. В некоторых воплощениях способ может дополнительно включать следующие стадии: ж) охлаждение извне указанного слоя адсорбента до третьей температуры, причем указанная третья температура ниже указанной второй температуры, и з) повторное повышение давления в слое адсорбента до величины в пределах 90% указанного первого давления. Дополнительно или альтернативно, первый получаемый поток C1 и/или первый поток продувочного газа может содержать более 95 мол.% метана. Кроме того, дополнительно или альтернативно, первая температура может составлять от -195 до 300 С, первое давление может составлять от 0,1 до 60 МПа (абс.) (от 1 до 600 бар (абс., и/или вторая температура может составлять от 10 до 300 С. Кроме того, дополнительно или альтернативно, способ может дополнительно включать стадию, на которой второй поток продувочного газа (например, предпочтительно включающий пропан) пропускают прямотоком через слой адсорбента, следующую за стадией (в) понижения давления и предшествующую стадии (г) нагревания. Кроме того, дополнительно или альтернативно, первый получаемый поток С 2 или С 2+, имеющий более высокое мольное процентное содержание С 2 или С 2+ углеводородов, чем указанный поток природного газа, можно извлекать со стороны выхода продукта из указанного слоя адсорбента,и/или извлечение первого получаемого потока С 2 или С 2+ можно выполнять одновременно с пропусканием второго потока продувочного газа через слой адсорбента. Дополнительно следующие документы во всей их полноте включены в данную заявку путем ссылки, поскольку они являются родственными данной заявке и их описания имеют отношение к предмету данного изобретения: заявки на патент США 61/447806, 61/447812, 61/447824, 61/447835, 61/447848,61/447869 и 61/447877, каждая из которых подана 1 марта 2011 г., а также семь поданных безусловных заявок на патент США с приоритетом, испрашиваемым по дате подаче этих заявок. Дополнительно следующие документы во всей их полноте включены в данную заявку путем ссылки, поскольку они являются родственными данной заявке и их описания имеют отношение к предмету данного изобретения: заявки на патент США 61/448117, 61/448120, 61/448121, 61/448123 и 61/448125, каждая из которых подана 1 марта 2011 г., 61/594824, поданная 3 февраля 2012 г., и заявка, озаглавленная "Устройство и системы, содержащие блок вращающегося клапана, и связанные с ними способы короткоцикловой адсорбции", Robert F. Tammera et al., поданная в тот же день, а также любые заявки РСТ и безусловные заявки на патент США с приоритетом, испрашиваемым по дате подаче этой заявки. Краткое описание чертежей Фиг. 1 представляет собой схематическое изображение способа короткоцикловой адсорбции при переменном давлении и температуре (КАПДТ) согласно одному воплощению изобретения. Фиг. 2 представляет собой схематическое изображение способа КАПДТ согласно другому воплощению изобретения. Подробное описание воплощений изобретения Настоящее изобретение относится к способу отделения смеси тяжелых углеводородов (С 2+) от потока природного газа с использованием короткоцикловой адсорбции при переменном давлении и температуре (КАПДТ). Удаление тяжелых углеводородов может быть желательно для регулирования влажности по точке росы перед отправкой природного газа по трубопроводам и/или для кондиционирования природного газа перед сжижением. Дополнительно или альтернативно, тяжелые углеводороды могут быть извлечены из добываемого газа при заводнении в процессе добычи нефти с искусственным поддержанием давления в пласте (ДНИПДП) с использованием СО 2 и азота. Кроме того, дополнительно или альтернативно, тяжелые углеводороды могут быть извлечены из попутного газа, подаваемого рециклом в нефтяное месторождение при осуществлении некоторых способов добычи нефти. Во многих случаях,когда желательно извлекать тяжелые углеводороды, газ может находиться под давлением свыше 6,9 МПа(абс.) (1000 фунт/кв.дюйм (абс., в некоторых случаях свыше 48 МПа (абс.) (7000 фунт/кв.дюйм (абс В некоторых видах обработки может быть преимущественным использование адсорбента, включающего микропористый цеолит, например цеолит с размером пор от приблизительно 5 до приблизительно 20 . Неограничивающие примеры таких цеолитов могут включать (но не ограничены перечисленным) MFI,фожазит, МСМ-41, цеолит Бета и их сочетания и взаимопроросшие структуры. В некоторых воплощениях отношение Si/Al в цеолитах, используемых для удаления тяжелых углеводородов, может составлять от приблизительно 20 до приблизительно 1000, предпочтительно от приблизительно 200 до приблизительно 1000, например, чтобы предотвратить чрезмерное засорение адсорбента отложениями. Подобное хроматографическому разделение с высокой чистотой и высокой степенью извлечения потоков углеводородных компонентов, предпочтительно потоков отдельных углеводородных компонентов высокой чистоты, можно обеспечить посредством сочетания разумного выбора материала адсорбента и схемы технологического цикла, как описано в настоящем документе. Здесь в предпочтительных воплощениях можно использовать высококремнистые адсорбенты для отделения от природного газа тяжелых углеводородов, таких как этан, пропан, бутан и более тяжелых углеводородов. Преимущества настоящего изобретения могут включать снижение требуемой энергии и размеров, а в некоторых случаях также снижение числа (необходимых) колонн криогенного разделения, применяемых в традиционных установках для извлечения сжиженного природного газа (СПГ). Что касается снижения требуемой энергии, в настоящем изобретении можно использовать новые способы КАПДТ с получением потока, по существу, чистого метана при относительно высоких рабочих давлениях (например, выше приблизительно 1,7 МПа (изб.) (250 фунт/кв.дюйм (изб. или по меньшей мере приблизительно 3,4 МПа (изб.) (500 фунт/кв.дюйм (изб., который, как таковой, не требует значительного повторного сжатия для транспортировки по трубопроводам и/или для дополнительной перера-2 024198 ботки. В настоящем документе компонент можно считать "по существу, чистым", если данный компонент имеет чистоту по меньшей мере 94 мол.%, предпочтительно по меньшей мере 95 мол.%, например по меньшей мере 96 мол.%, по меньшей мере 97 мол.%, по меньшей мере 98 мол.%, по меньшей мере 99 мол.%, по меньшей мере 99,5 мол.%, по меньшей мере 99,8 мол.%, по меньшей мере 99,9 мол.%, по меньшей мере 99,95 мол.%, по меньшей мере 99,98 мол.% или по меньшей мере 99,99 мол.%. Напротив,композицию можно считать "по существу, не содержащей" компонента, если данный компонент присутствует в количестве менее 6 мол.%, предпочтительно менее 5 мол.%, например менее 4 мол.%, менее 3 мол.%, менее 2 мол.%, менее 1 мол.%, менее 0,5 мол.%, менее 0,2 мол.%, менее 0,1 мол.%, менее 0,05 мол.%, менее 0,02 мол.% или менее 0,01 мол.%. В одном воплощении такие способы КАПДТ могут обеспечивать получение, по существу, чистого потока метана с относительно высоким давлением и потока с относительно низким давлением (например, ниже приблизительно 690 кПа (изб.) (100 фунт/кв.дюйм (изб., не более приблизительно 517 кПа(изб.) (75 фунт/кв.дюйм (изб. или не более приблизительно 345 кПа (изб.) (50 фунт/кв.дюйм (изб.,содержащего смесь тяжелых углеводородов с пониженным содержанием метана. Это может существенно уменьшить требования по энергии и размерам блоков криогенного извлечения СПГ, расположенных ниже по потоку. Такие способы КАПДТ могут, при необходимости, обеспечивать получение нескольких потоков с относительно низким давлением, включая (но не ограничиваясь перечисленным) потоки этана и пропана товарного качества. Это может значительно уменьшить число блоков криогенного разделения,требуемое для полного разделения на фракции и извлечения всех компонентов СПГ и в некоторых случаях описанных в данном документе, может устранить потребность в блоках криогенного разделения для получения конечных потоков газа высокой чистоты, которые отвечают промышленным требованиям и/или требованиям к трубопроводам. Предпочтительные воплощения согласно настоящему изобретению включают разделение смеси компонентов посредством сочетания короткоцикловой адсорбции при переменном давлении и температуре (КАПДТ). Регенерация слоя адсорбента может включать условия, обеспечивающие десорбцию предпочтительно адсорбированного компонента или компонентов путем увеличения температуры слоя адсорбента, например, с помощью внешних средств, при этом поддерживая достаточно высокое давление для оборудования последующей переработки ниже по потоку. В большинстве случаев может быть предпочтительно извлекать потоки компонентов относительно высокой чистоты при повышенных давлениях, например, чтобы снизить затраты на повторное сжатие. Такое повышенное давление в некоторых воплощениях может составлять более 4 МПа (абс.) (40 бар (абс., при расходе более 2,8106 станд. м 3/сутки (108 станд. фут 3/сутки). Способы КАПДТ по настоящему изобретению могут включать стадию адсорбции, на которой С 2+ углеводороды могут быть предпочтительно адсорбированы из потока природного газа материалом адсорбента, который, по меньшей мере частично, составляет слой адсорбента. Поскольку поток природного газа является предпочтительным подаваемым сырьем для таких способов КАПДТ, то менее предпочтительно адсорбируемые компоненты могут предпочтительно включать или представлять собой потоки обработанного природного газа, которые, по существу, не содержат тяжелые (С 2+) углеводороды, например, которые состоят, по существу, из чистого метана. Стадия адсорбции может обеспечивать рабочее давление на выходном конце контактора, которое можно предпочтительно регулировать так, чтобы оно было не более чем на 0,8 МПа (абс.) (8 бар (абс. ниже давления подачи (измеренного на входе в слой адсорбента, т.е. на входном конце контактора), например, ниже не более чем на 0,4 МПа (абс.) (4 бар(абс., ниже не более чем на 0,2 МПа (абс.) (2 бар (абс. или ниже не более чем на 0,1 МПа (абс.) (1 бар(абс Дополнительно или альтернативно, стадию адсорбции можно преимущественно выполнять при первой температуре от -195 до 300 С, предпочтительно от 20 до 150 С или от 30 до 120 С. Кроме того,дополнительно или альтернативно, общее давление в течение стадии адсорбции может составлять от 0,1 до 60 МПа (абс.) (от 1 до 600 бар (абс., например от 0,2 до 20 МПа (абс.) (от 2 до 200 бар (абс. или от 1 до 15 МПа (абс.) (от 10 до 150 бар (абс В течение стадии адсорбции может выделяться теплота адсорбции, и рост температуры из-за теплоты адсорбции предпочтительно можно регулировать. Для достижения такого регулирования систему можно спроектировать таким образом, чтобы теплота адсорбции составляла от 5 до 150 кДж/моль адсорбированных молекул. Одним из способов регулирования теплоты адсорбции может быть включение теплоаккумулирующего материала в слой адсорбента, чтобы уменьшить рост температуры, происходящий в течение стадии адсорбции. При достаточной теплоемкости теплоту адсорбции, выделяющуюся в течение процесса адсорбции, можно накапливать в слое адсорбента,теплоаккумулирующем материале, связанном со слоем адсорбента, и в адсорбционном сосуде. Эту теплоту можно извлекать из слоя любыми подходящими средствами, например путем перекрестного теплообмена с теплообменной средой, которая, например, протекает снаружи, без непосредственного контакта с обрабатываемой газовой смесью. Рост температуры из-за теплоты адсорбции можно дополнительно или альтернативно регулировать различными способами, например путем пропускания охлаждающей текучей среды через каналы, внешние по отношению к слою адсорбента (т.е. каналы, которые используют для нагревания и охлаждения контактора). Дополнительно или альтернативно, внешние по отношению к слою адсорбента каналы могут быть заполнены текучей средой, которая не протекает во время процесса адсорбции. В этом случае теплоемкость текучей среды может служить для сдерживания роста температуры в слое адсорбента. Можно использовать сочетание некоторых или всех этих методик регулирования тепла. Даже с использованием этих методик регулирования тепла в течение этой стадии конечная температура слоя обычно может быть немного выше, чем температура подаваемого сырья на входе. Предпочтительно степень адсорбции и охлаждение можно регулировать так, что максимальный рост температуры в любой точке внутри контактора может быть менее 40 С, например менее 20 С, менее 10 С или менее 5 С. В течение адсорбции наиболее сильно адсорбирующиеся компоненты могут стремиться наиболее сильно прикрепиться к адсорбенту, и таким образом, могут быть наименее подвижными. Таким образом, такие наиболее сильно адсорбирующиеся компоненты могут стремиться занимать ближайшие к входу области адсорбента и могут большей частью вытеснять слабо адсорбируемые компоненты из этих областей. За период адсорбции адсорбаты могут стремиться к упорядочиванию от наиболее сильных до наиболее слабых, перемещаясь от входа адсорбционных каналов контактора к выходу. В предпочтительных воплощениях скорость подаваемого газа можно выбирать так, чтобы относительно резкий фронт концентрации перемещался через контактор, т.е. так, чтобы градиент концентрации адсорбата(ов) распространялся на относительно короткое расстояние, принимая во внимание абсолютную амплитуду градиента. В некоторых случаях в настоящем изобретении можно позволять передовому фронту адсорбции проскакивать через сторону выхода в течение периода времени, достаточного для того, чтобы обеспечить возможность выхода предварительно заданного количества С 2 или С 2+ с получаемым С 1, но в большинстве случаев может быть предпочтительно не допускать проскока передового фронта адсорбции. Термин "проскок" в настоящем документе определяют как момент, в который содержание загрязняющих примесей в получаемом газе, покидающем слой адсорбента, превышает целевые технические требования. В момент проскока слой адсорбента можно считать "отработанным", так что любая значительная дальнейшая работа только через отработанный слой адсорбента приводит к получаемому газу, не соответствующему техническим требованиям. Используемый в настоящем документе термин "проскок" может в общем совпадать с термином "фронт адсорбции", т.е. в то время, когда на выходе из слоя адсорбента обнаруживают проскок, фронт адсорбции обычно находится на конце слоя адсорбента. Стадия адсорбции может быть прекращена в предварительно заданный момент времени перед проскоком фронта адсорбции через сторону выхода продукта из слоя адсорбента. В некоторых предпочтительных воплощениях фронт адсорбции может продвинуться по меньшей мере на 30% пути вниз по слою, например по меньшей мере 50% или по меньшей мере 80% перед прекращением стадии адсорбции. Дополнительно или альтернативно, стадию адсорбции можно проводить в течение фиксированного периода времени, определяемого расходом подаваемого потока и емкостью адсорбента. Кроме того, дополнительно или альтернативно, стадию адсорбции можно проводить в течение периода времени менее 600 с, предпочтительно менее 120 с, например, менее 40 или менее 10 с. Затем давление в слое адсорбента снижают предпочтительно в ходе ряда стадий сброса давления в прямотоке или противотоке, которые можно осуществлять в присутствии или отсутствие потока продувочного газа, до конечного заданного давления извлечения газа. Величина, на которую снижают давление в слое на каждой стадии сброса давления, может быть связана с количеством стадий сброса давления. Снижение давления обычно происходит менее чем за 8 стадий, предпочтительно менее чем за 4 стадии, причем на каждой стадии извлекают целевые вещества. В одном предпочтительном воплощении давление снижают приблизительно в три раза на каждой стадии. В некоторых воплощениях может быть предпочтительным проведение снижения давления в противотоке. Слой адсорбента можно нагревать извне для достижения второй температуры, более высокой, чем первая температура. Под "нагреванием извне" понимают, что тепло не подводят непосредственно в слой адсорбента через потоковые каналы, по которым протекала подаваемая газовая смесь, и в которых будет происходить десорбция С 2+ углеводородных компонентов. Тепло можно предпочтительно подводить в слой адсорбента через множество нагревающих/охлаждающих каналов, находящихся в тепловом контакте, но не в сообщении по потоку, с потоковыми каналами для подаваемого газа в адсорбенте. Слой адсорбента можно нагревать извне в прямотоке или в противотоке по его длине относительно потока подаваемой газовой смеси, или в сочетании стадий прямоточного и противоточного нагрева. Потоковые каналы, которые предназначены для протекания нагревающей и охлаждающей текучей среды, могут предпочтительно находиться в физическом контакте со слоем адсорбента для увеличения теплопереноса. При необходимости, слой адсорбента может быть герметизирован на одном конце. Слой адсорбента можно нагреть до второй температуры,более высокой, чем первая температура, используемая в течение стадии адсорбции, причем вторая температура предпочтительно по меньшей мере на 10 С выше первой температуры, например выше по меньшей мере на 20 С, выше по меньшей мере на 40 С или выше по меньшей мере на 90 С, альтернативно или дополнительно, вторая температура может составлять от 10 до 300 С, например от 20 до 200 С или от 40 до 120 С. Внешнее нагревание можно проводить с использованием тепловой волны, проходящей через контактор по мере его перехода от стадии адсорбции к стадии регенерации, при переходе от регенерации к стадии адсорбции, по меньшей мере на части стадии регенерации и/или по меньшей мере на части ста-4 024198 дии адсорбции. Аналогично, может быть предпочтительным использование тепловой волны на стадии охлаждения. Использование тепловой волны в адсорбции при переменной температуре описано подробно в заявке на патент США 2008/0314245, которая включена в данный документ посредством ссылки. Тепловая волна представляет собой относительно резкий градиент температуры или фронт, который может перемещаться линейно (т.е. приблизительно в одном направлении внутри контактора) в течение по меньшей мере одной стадии в цикле адсорбции/десорбции при переменной температуре. Скорость, с которой может перемещаться тепловой фронт (т.е. область с резким градиентом температуры), называют скоростью тепловой волны. Скорость тепловой волны не обязательно должна быть постоянной, а направление тепловой волны не обязательно должно быть одинаковым как на стадии адсорбции, так и на стадии регенерации. Например, тепловая волна может перемещаться в прямотоке, в противотоке или в поперечном потоке на стадиях адсорбции и/или регенерации. Также можно разработать способ, в котором отсутствует значительная тепловая волна на стадии адсорбции, в то время как на стадии регенерации присутствует значительная тепловая волна. Присутствие тепловой волны, по меньшей мере, в некоторой части цикла адсорбции/регенерации при переменной температуре может давать возможность системе в целом достигнуть цели существенной рекуперации и извлечения тепла, требуемого для слоя адсорбента при проведении адсорбции при переменной температуре. Это, в свою очередь, может повысить эффективность способа и/или может обеспечить возможность использования высоких температур десорбции,которые в обычном случае не могли быть использованы при проведении адсорбции при переменной температуре. В некоторых воплощениях настоящего изобретения контактор объединен с адсорбентом с получением теплообменной конструкции таким образом, что можно создать тепловую волну. При адсорбции с тепловой волной (АТВ) адсорбент может быть помещен в один ряд каналов теплообменника, тогда как другой ряд каналов может быть использован для подачи тепла в адсорбирующее устройство и/или для отвода тепла из него. Текучие среды и/или газы, протекающие в адсорбенте и нагревающих/охлаждающих каналах, обычно не контактируют друг с другом. Во многих воплощениях каналы для подачи/отвода тепла могут быть сконструированы и эксплуатироваться таким способом, который приводит к относительно резкой тепловой волне как в адсорбенте, так и в нагревающей и охлаждающей текучих средах в течение стадий нагревания и охлаждения в цикле. Тепловые волны в таких контакторах можно создавать, когда нагревающие и охлаждающие текучие среды протекают прямотоком или противотоком относительно направления подаваемого потока на стадии адсорбции. Во многих случаях может быть предпочтительно не обеспечивать значительный поток нагревающей или охлаждающей текучей среды в течение стадии адсорбции. Более полное описание адсорбции с тепловой волной (АТВ) и других подходящих конструкций контактора можно найти, например, в патенте США 7938886, включенном в данный документ посредством ссылки. В процитированном патенте показано, как сконструировать и эксплуатировать контактор для регулирования резкости и природы тепловой волны. Ключевой рабочий параметр может включать скорость текучей среды в контакторе. Ключевые конструктивные параметры могут включать массу контактора, а также теплоемкость и теплопроводность материалов, используемых для образования контактора, и теплообменной текучей среды. Дополнительным ключевым проектным параметром для контактора может быть нахождение одного или более путей снижения/минимизации расстояния, на которое необходимо переносить тепло; это является причиной того, что относительно резкие тепловые волны могут быть столь желательными. В течение стадии нагрева объем текучей среды при температуре, не более чем на 10 С превышающей температуру конца контактора, через который ее выпускают, может в некоторых воплощениях составлять по меньшей мере 25% (например, по меньшей мере 50% или по меньшей мере 75%) от объема текучей среды, введенной в контактор для нагревания. Аналогичным образом, когда настоящее изобретение эксплуатируют с достижением тепловой волны, может быть предпочтительным, чтобы в течение стадии охлаждения холодная текучая среда (такая как вода под давлением) могла протекать в контактор,а горячая текучая среда при температуре, близкой к температуре контактора в конце стадии извлечения,могла вытекать из контактора. Большая часть стадии извлечения обычно может протекать после того, как контактор нагрет. Таким образом, альтернативно или дополнительно, в течение стадии охлаждения объем текучей среды при температуре, которая не более чем на 10 С ниже, чем температура конца контактора, из которого она вытекает, может составлять по меньшей мере 25% (например, по меньшей мере 50% или по меньшей мере 75%) от объема текучей среды, введенной в контактор для охлаждения. Одним путем эффективного использования тепловых волн в аппаратах согласно настоящему изобретению является использование для извлечения тепла. Извлеченную энергию можно использовать для снижения энергозатрат при нагревании и охлаждении контактора, для другого контактора из множества контакторов, требуемых для непрерывного процесса, и/или для какой-либо другой цели. Более конкретно энергию, содержащуюся в горячем потоке, выходящем из контактора в течение стадии охлаждения,можно использовать для снижения количества энергии, которую необходимо подавать в течение стадии нагрева. Аналогичным образом, холодный поток, выходящий из контактора в течение стадии нагрева,можно использовать для снижения количества энергии, которую необходимо подавать в охлаждающую текучую среду, предназначенную для подачи в контактор в течение стадии охлаждения. Существует много способов рекуперации энергии. Например, горячую термальную жидкость, вытекающую из одного контактора, можно направлять в другой с распределением нагревания между ними, и/или охлаждающую текучую среду, вытекающую из одного контактора, можно направлять в другой с распределением охлаждения между ними. Путь потока термальной жидкости между контакторами может определяться клапанами, синхронизированными для направления термальной жидкости между контакторами в подходящие моменты по всему циклу адсорбции. В воплощениях, в которых термальная жидкость протекает между контакторами, она также может проходить через теплообменник, который вносит или отводит тепло от протекающей термальной жидкости, и/или может проходить через устройство, такое как компрессор, насос или нагнетатель, которое повышает ее давление, чтобы она могла протекать через контакторы с требуемой скоростью. Теплоаккумулирующая среда может быть сконструирована так, что энергию тепловой волны, перемещающейся через один контактор, можно сохранять. Неограничивающий пример представляет собой систему резервуаров, где отдельно хранят горячую и холодную текучие среды, каждую из которых можно подавать обратно в контактор, из которого она выпущена, и/или в другой контактор. Во многих воплощениях поток термальной жидкости через контактор может быть обеспечен так, чтобы минимизировать перемешивание текучей среды в направлении основного потока текучей среды через контактор и минимизировать влияние теплопроводности текучей среды на резкость тепловой волны. В случае извлечения энергии может быть предпочтительным использование извлеченной энергии для снижения количества физического тепла, которое необходимо подавать для нагревания и охлаждения контактора. Физическое тепло определяется теплоемкостью и ростом (или падением) температуры контактора. В некоторых предпочтительных воплощениях компенсируют по меньшей мере 60% (например, по меньшей мере 80% или по меньшей мере 95%) физического тепла, требуемого для нагревания контактора, и/или компенсируют по меньшей мере 60% (например, по меньшей мере 80% или по меньшей мере 95%) физического тепла, требуемого для охлаждения контактора. В воплощениях описанных здесь способов продувочный газ можно пропускать в параллельном потоке и/или в противотоке через слой адсорбента одновременно с нагреванием слоя и/или после стадии нагрева. Если продувку применяют в течение стадии нагрева, продувочный газ предпочтительно может представлять собой чистый газ, такой как получаемый газ, протекающий из чистого конца (стороны выхода продукта) слоя адсорбента в сторону подачи сырья в слой. В некоторых воплощениях целью этой продувки чистым газом может являться поддержание стороны выхода продукта из слоя, по существу, не содержащей С 2+ углеводородов. Дополнительно или альтернативно, продувочный газ может иметь молярную энергию адсорбции на адсорбенте, которая меньше или равна этой величине для метана. Неограничивающие примеры таких чистых газов могут включать азот и/или метан. Кроме того, дополнительно или альтернативно, продувочный газ может иметь более высокую молярную энергию адсорбции на адсорбенте, чем эта величина для метана. Неограничивающий пример такого продувочного газа может включать поток С 2+ углеводородов, по существу, не содержащий метан. Продувку можно проводить при давлении, более высоком, чем давление в слое адсорбента. Дополнительно или альтернативно, отношение общего количества молей введенного продувочного газа к количеству молей молекул, адсорбированных в контакторе, может составлять менее 6, например менее 3 или менее 1. В некоторых воплощениях поток, по существу, чистого С 3 или С 3+ газа можно использовать в качестве прямоточного продувочного газа. В этих способах (например, как в примере 2) продувочный газ может способствовать десорбции потока С 2 (или С 2+) относительно высокой чистоты, который был адсорбирован из природного газа. По существу, поток C1 высокой чистоты (получаемый в качестве основного продукта) и поток С 2 (или С 2+) высокой чистоты могут быть получены из одного и того же слоя адсорбента путем регулирования параметров цикла. Поток С 3 или С 3+ газа, используемый на этих стадиях,можно преимущественно получать по меньшей мере из части производимых потоков, получаемых из процесса адсорбции. В предпочтительных воплощениях поток, по существу, чистого С 3 или С 3+ газа может состоять из пропана, например может иметь чистоту по пропану более 95 мол.% или более 98 мол.%. Дополнительно или альтернативно, получаемый С 2 (или С 2+) поток может иметь более высокое содержание С 2 (или С 2+) углеводородов, чем поток природного газа, и его можно отбирать со стороны выхода продукта из слоя адсорбента. В некоторых предпочтительных воплощениях полученный С 2 (или С 2+) поток может иметь содержание этана более 95 мол.%, например более 98 мол.%. Внешнее нагревание слоя адсорбента может приводить к десорбции по меньшей мере части С 2+ углеводородного компонента из слоя адсорбента, которую можно извлечь с потоком продувочного газа и,при необходимости, направить на стадию фракционирования для извлечения и/или разделения потоковC1, С 2, С 3 и С 4+ помимо прочего. После извлечения целевого газа можно охладить слой адсорбента и восстановить давление в нем. Обычно может быть предпочтительным охлаждение слоя перед восстановлением давления в нем. Слой адсорбента можно охладить предпочтительно до температуры, которая не более чем на 40 С выше температуры подаваемой газовой смеси, например выше не более чем на 20 С или выше не более чем на 10 С. Дополнительно или альтернативно, слой адсорбента можно охлаждать прямоточным или противо-6 024198 точным образом, так что тепловая волна может проходить через слой. В некоторых таких воплощениях может быть предпочтительным охлаждение первой части слоя адсорбента перед восстановлением давления в нем. В некоторых из таких воплощений можно охлаждать менее 90% длины слоя адсорбента, например менее 50%. Слой адсорбента можно дополнительно или альтернативно продувать чистым газом в течение охлаждения. Относительно резкие тепловые волны, как используемые здесь, могут быть выражены в показателях стандартной разности температур на расстоянии относительно длины потока массо/теплопереноса в аппарате. По отношению к массо/теплопереносу можно определить максимальную температуру Тмакс и минимальную температуру Тмин, а также близкие температуры, приблизительно на 10% выше Тмин (Т 10) и приблизительно на 10% ниже Тмакс (Т 90). Тепловые волны можно считать относительно резкими, когда,по меньшей мере, разность температур (Т 90-Т 10) имеет место на расстоянии не более 50% (например, не более 40%, не более 30% или не более 20%) длины аппарата, который участвует в массо/теплопереносе. Дополнительно или альтернативно, относительно резкие тепловые волны можно выразить в показателях максимального числа Пекле, Ре, определяемого для сравнения осевой скорости нагревающей/охлаждающей текучей среды с диффузионной теплопередачей в направлении, приблизительно перпендикулярном направлению потока текучей среды. Число Пекле, Ре, можно определить как (UL)/, гдеU представляет собой скорость нагревающей/охлаждающей текучей среды (в м/с), L представляет собой характеристическое расстояние, на которое переносят тепло (для нагрева/охлаждения адсорбента) в направлении, приблизительно перпендикулярном потоку текучей среды, апредставляет собой эффективный коэффициент термодиффузии контактора (в м 2/с) на расстоянии L. Дополнительно или альтернативно разности температур по длине, термические волны можно считать относительно резкими, когда Ре составляет менее 10, например менее 1 или менее 0,1. Для минимизации времени нагревания/охлаждения контактора с небольшим повреждением потокового канала или при отсутствии повреждения потокового канала может быть предпочтительно, чтобы U составляла приблизительно от 0,01 до 100 м/с, например приблизительно от 0,1 до 50 м/с или приблизительно от 1 до 40 м/с. Дополнительно или альтернативно,для минимизации требований по размерам и энергозатратам может быть предпочтительно, чтобы L составляло менее 0,1 м, например менее 0,01 м или менее 0,001 м. Затем можно повторно повысить давление в слое адсорбента, в течение и/или после стадии охлаждения, например, используя чистый получаемый газ или в противотоке с продувочным газом из другого слоя после первой стадии повторного повышения давления. Конечное давление на стадии повторного повышения давления может быть предпочтительно, по существу, равным давлению поступающей исходной газовой смеси. Время цикла для способов КАПДТ согласно настоящему изобретению может преимущественно составлять менее 10 мин, предпочтительно не более 2 мин. Такие способы можно использовать для получения извлекаемых продуктов очень высокой чистоты, преимущественно свыше 90 об.%, например по меньшей мере 95 об.% или по меньшей мере 98 об.%. В некоторых воплощениях слой адсорбента может предпочтительно находиться в форме открытых потоковых каналов, например контакторов с параллельными каналами, в которых большую часть объема открытых пор составляют микропоры, например, где менее 40%, более предпочтительно менее 20%, например менее 15% или менее 10% объема открытых пор может быть образовано порами диаметром более 20(и менее приблизительно 1 мкм; т.е. мезопорами и макропорами). Потоковый канал описан здесь как часть контактора, в которой протекает газ, если обеспечен стационарный перепад давления между точкой/местом, где поток сырья поступает в контактор, и точкой/местом, где поток продукта покидает контактор. Под "объемом открытых пор" здесь понимают все незанятое пространство открытых пор в объеме, охватываемом материалом адсорбента. Объем открытых пор включает все открытые пространства в объеме, охватываемом материалом адсорбента, включая (но не ограничиваясь перечисленным) все объемы внутри материалов адсорбента как таковых, включая объем пор структурированных или аморфных материалов, а также любые промежуточные открытые объемы в пределах структуры части слоя, содержащей материал адсорбента. Объем открытых пор, как используют здесь, не включает пространства, не связанные с материалом адсорбента, такие как открытые объемы в сосуде для входа,выхода или распределения газов (такие как сопла или области распределителя), открытые потоковые каналы и/или объемы, занимаемые материалами наполнителя и/или твердыми материалами для поглощения теплоты адсорбции. "Контакторы с параллельными каналами" определены здесь как подгруппа адсорбционных контакторов, включающих структурированные (сконструированные) адсорбенты, в которых, по существу, параллельные потоковые каналы включены в структуру адсорбента (обычно адсорбенты могут быть встроены на/в стенки таких потоковых каналов). Неограничивающие примеры геометрических форм контакторов с параллельными каналами могут включать монолитные конструкции различной формы, содержащие множество, по существу, параллельных каналов, проходящих от одного конца монолитной конструкции до другого; множество трубчатых элементов; расположенные друг над другом слои листов адсорбента с промежутками или без промежутков между листами; многослойные спиральные рулоны; спирально намотанные листы адсорбента, пучки полых волокон, а также пучки, по существу, параллельных монолитных волокон и их сочетания. Параллельные потоковые каналы описаны подробно, например, в заявках на патент США 2008/0282892 и 2008/0282886; оба указанных документа включены в данную заявку посредством ссылки. Эти потоковые каналы можно сформировать различными способами, и помимо материалов адсорбента конструкция адсорбционного контактораможет содержать такие компоненты, как (но не ограничиваясь перечисленным) материалы-подложки, теплоотводящие материалы, уменьшающие пустоты компоненты и нагревающие/охлаждающие каналы. Примеры материалов адсорбента, которые можно использовать, включают (но не ограничены перечисленным) оксид алюминия с высокой площадью поверхности (более приблизительно 10 м 2/г, предпочтительно более приблизительно 75 м 2/г), микропористые цеолиты (предпочтительно с размерами частиц менее приблизительно 1 мм), другие микропористые материалы, мезопористые материалы, упорядоченные мезопористые материалы и т.п. или их сочетания. Неограничивающие примеры этих материалов могут включать углерод, катионные цеолиты, цеолиты с высоким содержанием оксида кремния, высококремнистые упорядоченные мезопористые материалы, материалы, полученные по золь-гель-технологии,ALPO материалы (микропористые и/или мезопористые материалы, содержащие преимущественно алюминий, фосфор и кислород), SAPO материалы (микропористые и/или мезопористые материалы, содержащие преимущественно кремний, алюминий, фосфор и кислород), MOF материалы (микропористые и/или мезопористые материалы, состоящие из металлорганической каркасной структуры), ZIF материалы(микропористые и/или мезопористые материалы, состоящие из цеолитных имидазолатных каркасных структур), микропористые и/или мезопористые сорбенты, функционализованные функциональными группами (например, включающие первичные, вторичные и третичные амины, другие не протогенные основные группы, такие как амидины, гуанидины, бигуаниды и т.п., а также их сочетания), и их сочетания и взаимопроросшие структуры. Для адсорбции и удаления кислых газов, таких как сероводород и диоксид углерода, обычно встречающихся в потоках природного газа, можно преимущественно использовать такие адсорбенты, как катионные цеолиты, функционализованные аминами мезопористые материалы, станносиликаты и углерод. Особенно предпочтительные материалы адсорбента, используемые для разделения исходных потоков природного газа с получением конечных потоков метана высокой чистоты и, возможно, потоков этана и/или пропана высокой чистоты, могут включать цеолиты, выбранные из каркасных структур типовFER, MFI, BEA, DON и их сочетания и взаимопроросшие структуры. Дополнительно или альтернативно,отношение Si/Al в цеолитовом адсорбенте может составлять от 2 до приблизительно 1000, альтернативно, более приблизительно 250, более приблизительно 500 или более приблизительно 1000. В некоторых предпочтительных воплощениях можно обеспечить быстрое циклирование способа короткоцикловой адсорбции, и в этом случае способы согласно настоящему изобретению можно называть ускоренной короткоцикловой адсорбцией при переменной температуре (УКАПТ), ускоренной короткоцикловой адсорбцией при переменном давлении (УКАПД) и ускоренной короткоцикловой адсорбцией при переменном парциальном давлении или с вытеснением продувкой (УКАППД). Для УКАПД общее время цикла обычно может составлять менее 90 с, предпочтительно менее 60 с, например менее 30 с, менее 15 с или менее 10 с. В противоположность этому традиционное время цикла КАПД обычно составляет от более 2 до 4 мин. Для УКАПТ общее время цикла обычно может составлять менее 600 с,предпочтительно менее 200 с, например менее 100 с или менее 60 с. Описанные выше способы, аппараты и системы для адсорбционного кинетического разделения пригодны для применения при разработке и добыче углеводородов, например для переработки нефти и газа. В частности, предложенные способы, аппараты и системы могут быть пригодны для быстрого,крупномасштабного, эффективного выделения различных целевых газов из газовых смесей. Предложенные способы, аппараты и системы можно использовать для получения товарного природного газа путем удаления загрязняющих примесей и тяжелых (С 2+) углеводородов. Предложенные способы, аппараты и системы могут быть пригодны для получения газообразных сырьевых потоков для использования во вспомогательных процессах, включающих такие применения разделения, как регулирование влажности по точке росы, обессеривание/удаление токсичных веществ, защита от коррозии/ борьба с коррозией, обезвоживание, повышение теплотворной способности, кондиционирование и очистка. Примеры вспомогательных процессов, в которых используют одно или более применений разделения, могут включать образование топливного газа, уплотнительного газа, непитьевой воды, газа защитного слоя, газа для систем контроля и управления, хладагента, инертного газа и извлечение углеводородов. Типичные технические условия для "не превышающего нормы" (или "целевого") продукта, получаемого при удалении кислых газов, могут включать: (а) 2 об.% СО 2, 4 ч./млн H2S; (б) 50 ч./млн СО 2, 4 ч./млн H2S или (в) 1,5 об.% СО 2, 2 ч./млн H2S. Предложенные способы, аппараты и системы можно использовать для удаления кислых газов из потоков углеводородов. Технология удаления кислых газов приобретает все большее значение, поскольку оставшиеся запасы газа имеют более высокую концентрацию кислых (серосодержащих) газов. Исходные потоки углеводородов могут содержать кислые газы в широком диапазоне, например от нескольких частей на миллион до 90 об.%. Неограничивающие примеры концентраций кислых газов из типичных запасов газа могут включать концентрации, по меньшей мере (а) 1 об.% H2S, 5 об.% СО 2; (б) 1 об.% H2S,-8 024198 15 об.% СО 2; (в) 1 об.% H2S, 60 об.% СО 2; (г) 15 об.% H2S, 15 об.% СО 2 или (д) 15 об.% H2S, 30 об.% СО 2. Одну или более из следующих мер можно использовать с описанными здесь способами, аппаратами и системами для получения требуемого потока продукта, при сохранении относительно высокой степени извлечений углеводородов: а) использование одного или более способов кинетической короткоцикловой адсорбции, таких как короткоцикловая адсорбция при переменном давлении (КАПД), короткоцикловая адсорбция при переменной температуре (КАПТ) и короткоцикловая адсорбция при переменном парциальном давлении или с вытеснением продувкой (КАППД), включая сочетание этих способов; каждый из указанных способов короткоцикловой адсорбции можно использовать с быстрыми циклами, например с использованием одной или более установок ускоренной короткоцикловой адсорбции при переменном давлении (УКАПД),одной или более установок ускоренной короткоцикловой адсорбции при переменной температуре(УКАПТ) или одной или более установок ускоренной короткоцикловой адсорбции при переменном парциальном давлении (УКАППД); примеры способов кинетической короткоцикловой адсорбции описаны в заявках на патент США 2008/0282892, 2008/0282887, 2008/0282886, 2008/0282885 и 2008/0282884,каждая из которых во всей своей полноте включена в настоящую заявку посредством ссылки; б) удаление кислых газов посредством УКАПТ с использованием усовершенствованных циклов и продувок, как описано в предварительной заявке на патент США 61/447858, поданной 1 марта 2011 г.,а также в заявке на патент США с регистрационным номером 2011EM060-US2, испрашивающей приоритет по дате вышеуказанной заявки, каждая из которых во всей своей полноте включена в настоящую заявку посредством ссылки; в) использование мезопористого наполнителя для снижения количества захваченного адсорбентом метана и увеличения общего извлечения углеводородов, как описано в заявках на патент США 2008/0282892, 2008/0282885 и 2008/0282886, каждая из которых во всей своей полноте включена в настоящую заявку посредством ссылки; г) выбор подходящих материалов адсорбента для обеспечения высокой селективности и снижения/минимизации адсорбции (и потерь) метана и других углеводородов, такого как один или более цеолитов, описанных в заявках на патент США 2008/0282887 и 2009/0211441, каждая из которых во всей своей полноте включена в настоящую заявку посредством ссылки; д) снижение давления в одной или более установок УКАПТ за множество стадий до промежуточных давлений так, что выпускаемые кислые газы можно улавливать при более высоком среднем давлении, тем самым снижая сжатие, требуемое для ввода кислых газов; уровни давления на промежуточных стадиях снижения давления могут быть приведены в соответствие с давлениями между ступенями компрессора для кислого газа, чтобы оптимизировать систему сжатия в целом; е) использование выпускаемых или рециркулируемых потоков для минимизации переработки и потерь углеводородов, например использование выпускаемых потоков из одной или более установок УКАПТ в качестве топливного газа вместо повторного введения или выпуска; ж) использование множества материалов адсорбента в одном слое для удаления следовых количеств первых загрязняющих веществ, таких как H2S, перед удалением второго загрязняющего вещества, такого как СО 2; такие сегментированные слои могут обеспечить тщательное удаление кислых газов вплоть до уровня частей на миллион с помощью установок УКАПТ с минимальными расходами продувки; з) использование сжатия подаваемого сырья перед одной или более установок УКАПТ для достижения требуемой чистоты продукта; и) одновременное удаление загрязняющих веществ, отличных от кислых газов, таких как меркаптаны, COS и любые ароматические углеводороды, такие как бензол, толуол, этилбензол и ксилол; выбор способов и материалов для выполнения этого; к) использование структурированных адсорбентов для контакторов газа и твердой фазы, чтобы минимизировать падение давления по сравнению с традиционными уплотненными слоями; л) выбор времени цикла и стадий цикла на основе кинетики материала адсорбента и м) использование способа и аппарата, в котором применяют, помимо другого оборудования, две последовательно соединенные установки УКАПТ, где первая установка УКАПТ обеспечивает очистку подаваемого потока до требуемой чистоты продукта, а вторая установка УКАПТ обеспечивает очистку потока, выпускаемого из первой установки, для улавливания метана и поддержания высокой степени извлечения углеводородов; использование этой последовательной конструкции может снизить потребность в мезопористом наполнителе. Описанные в настоящем документе способы, аппараты и системы могут быть пригодны для применения на крупных установках для обработки газа, например таких установках, которые перерабатывают более 141584 станд. м 3/сутки (более 5 млн станд. куб.футов/сутки (млн станд. фут 3/сутки природного газа, например более 424753 станд. м 3/сутки (15 млн станд. фут 3/сутки), более 707921 станд. м 3/сутки (25 млн станд. фут 3/сутки), более 1415842 станд. м 3/сутки (50 млн станд. фут 3/сутки), более 2831685 станд. м 3/сутки (100 млн станд. фут 3/сутки), более 14158423 станд. м 3/сутки (500 млн станд. фут 3/сутки), более 28,32 млн станд. м 3/сутки (более одного миллиарда станд. кубических футов в сутки (1 млрд станд. фут 3/сутки или более 56,64 млн станд. м 3/сутки (более 2 млрд станд. фут 3/сутки). По сравнению с традиционной технологией, предложенные способы, аппараты и системы могут требовать меньше капитальных вложений, меньше эксплуатационных расходов и/или меньше физического пространства, тем самым обеспечивая возможность ввода в эксплуатацию производственных площадок на расстоянии от берега и в отдаленных районах, например в арктических внешних условиях. Предложенные способы, аппараты и системы могут обеспечить описанные выше преимущества, при этом обеспечивая высокую степень извлечения углеводородов по сравнению с традиционной технологией. Дополнительно или альтернативно, изобретение может включать одно или более из следующих воплощений. Воплощение 1. Способ отделения С 2+ углеводородов от потока природного газа, включающий: а) обработку указанного потока природного газа на стадии адсорбции путем введения его со стороны подачи сырья в слой адсорбента, селективного по отношению к адсорбции указанных С 2+ углеводородов,причем слой адсорбента включает по меньшей мере один материал адсорбента и имеет сторону подачи сырья и сторону выхода продукта, и слой адсорбента эксплуатируют при первом давлении и первой температуре, при этом слой адсорбента селективно адсорбирует С 2+ углеводороды, а первый получаемый поток C1, который имеет более высокое мольное процентное содержание C1 углеводородов, чем указанный поток природного газа, извлекают со стороны выхода продукта из указанного слоя адсорбента; б) прекращение введения указанного потока природного газа; в) понижение давления в указанном слое адсорбента до второго давления, более низкого, чем указанное первое давление; г) нагревание извне указанного слоя адсорбента с пониженным давлением до второй температуры, которая выше указанной первой температуры, что приводит к десорбции по меньшей мере части адсорбированных С 2+ углеводородов из слоя адсорбента; д) пропускание противотоком через указанный нагретый слой адсорбента первого потока продувочного газа при третьем давлении; е) извлечение получаемого потока С 2+, включающего С 2+ углеводородные компоненты и метан; при необходимости, ж) охлаждение извне указанного слоя адсорбента до третьей температуры, которая ниже указанной второй температуры; и, при необходимости,з) повторное повышение давления в слое адсорбента до величины в пределах 90% указанного первого давления. Воплощение 2. Способ по воплощению 1, в котором выполняют одно или более из следующих условий: первый получаемый поток C1 содержит более 95 мол.% метана, например более 98 мол.% метана; первый поток продувочного газа выбирают из группы, состоящей из азота и метана; первый поток продувочного газа содержит более 95 мол.% метана; первая температура составляет от -195 до 300 С, например от 20 до 150 С; первое давление составляет от 0,1 до 60 МПа (абс.) (от 1 до 600 бар (абс., например от 0,2 до 20 МПа (абс.) (от 2 до 200 бар (абс.; вторая температура составляет от 10 до 300 С,например от 20 до 200 С; третья температура составляет от -195 до 300 С, а первое давление составляет по меньшей мере 3,45 МПа (изб.) (500 фунт/кв.дюйм (изб Воплощение 3. Способ по воплощению 1 или воплощению 2, в котором второй поток продувочного газа (например, содержащий пропан в таком количестве, как более 95 или более 98 мол.%) пропускают прямотоком через слой адсорбента после стадии (в) понижения давления и перед стадией (г) нагревания. Воплощение 4. Способ по воплощению 3, дополнительно включающий извлечение со стороны выхода продукта из указанного слоя адсорбента (например, одновременно с пропусканием второго потока продувочного газа через слой адсорбента) первого получаемого потока С 2+, имеющего более высокое мольное процентное содержание С 2+ углеводородов, чем указанный поток природного газа, например,включающего более 95 мол.% этана или более 98 мол.% этана. Воплощение 5. Способ по любому из предшествующих воплощений, в котором слой адсорбента включает открытые потоковые каналы по всей своей длине, по которым протекает поток природного газа, например, представляет собой контактор с параллельными каналами. Воплощение 6. Способ по любому из предшествующих воплощений, в котором снижение давления на стадии (в) происходит за две или более стадий, и на каждой стадии снижают давление в слое адсорбента до более низкого давления, чем на ближайшей предыдущей стадии. Воплощение 7. Способ по любому из предшествующих воплощений, в котором внешнее нагревание на стадии (г) происходит в прямотоке по отношению к направлению потока через слой адсорбента; внешнее нагревание на стадии (г) происходит в противотоке по отношению к направлению потока через слой адсорбента. Воплощение 8. Способ по любому из предшествующих воплощений, в котором стадию (г) нагревания выполняют при условиях, достаточных для того, чтобы вызвать перемещение тепловой волны вдоль слоя адсорбента, например, в прямотоке относительно направления потока газовой смеси через слой адсорбента. Воплощение 9. Способ по воплощению 8, в котором можно определить Т 90 и Т 10 по отношению к второй температуре и первой температуре таким образом, что разность температур (Т 90-Т 10) имеет место на расстоянии не более 50% длины слоя адсорбента. Воплощение 10. Способ по воплощению 8, в котором тепловая волна имеет максимальное число Пекле, Ре, менее 10, где Ре = (UL)/, где U представляет собой скорость теплообменной текучей среды,L представляет собой характеристическое расстояние, на которое переносят тепло в направлении, при- 10024198 близительно перпендикулярном потоку текучей среды, апредставляет собой эффективный коэффициент термодиффузии контактора на расстоянии L, и где U составляет приблизительно от 0,01 до 100 м/с, aL составляет менее 0,1 м. Воплощение 11. Способ по любому из предшествующих воплощений, в котором менее приблизительно 40% открытых пор слоя адсорбента имеют диаметры более приблизительно 20 и менее приблизительно 1 мкм. Воплощение 12. Способ по любому из предшествующих воплощений, в котором слой адсорбента состоит из материала цеолитового адсорбента, включающего каркасную структуру, выбранную из FER,MFI, BEA, DON и их сочетаний, например, имеющего отношение Si/Al по меньшей мере приблизительно 500. Воплощение 13. Способ по любому из предшествующих воплощений, в котором слой адсорбента состоит из материала микропористого адсорбента, выбранного из цеолитов, ALPO материалов, SAPO материалов, MOF материалов, ZIF материалов, углерода и их сочетаний. Воплощение 14. Способ по любому из предшествующих воплощений, в котором слой адсорбента состоит из материала адсорбента, выбранного из катионных цеолитов, функционализованных аминами мезопористых материалов, станносиликаты, углерода и их сочетаний. Настоящее изобретение можно понять в сочетании со следующими примерами, технологические схемы которых проиллюстрированы на фиг. 1 и 2 настоящего документа. Следующие примеры не следует рассматривать в качестве чрезмерно ограничивающих область защиты настоящего изобретения, которая отражена в нижеследующей формуле изобретения. Примеры Пример 1. В этом примере моделировали способ КАПДТ по настоящему изобретению на основе следующих технологических стадий: а) адсорбция тяжелых УВ и получение очищенного C1 при высоком давлении; б) прямоточный сброс давления до приблизительно 0,1 МПа (1 бар); в) нагревание слоя при закрытой стороне выхода продукта и открытой стороне подачи сырья; г) противоточная продувка C1 при приблизительно 0,3 МПа (3 бар); д) охлаждение слоя при закрытой стороне подачи сырья и открытой стороне выхода продукта; е) повторное повышение давления в слое с использованием сочетания потока сырья и внутреннего потока. Продолжительность отдельных циклов для этого моделирования способа адсорбции составляла: а) адсорбция в течение 8,5 с; б) прямоточный сброс давления в течение 4 с; в) нагревание слоя в течение 10 с; г) противоточная продувка C1 в течение 2 с; д) охлаждение слоя в течение 10 с; е) повторное повышение давления в слое в течение 3 с. На представленной здесь фиг. 1 схематически показаны технологические стадии описанного выше способа КАПДТ. Поток природного газа, пропускаемый через линию 10 в технологическую установку А для короткоцикловой адсорбции по настоящему изобретению, смоделирован так, что протекает со стороны подачи сырья в слой адсорбента в технологической установке. Подаваемый газ смоделирован так,что протекает через слой адсорбента в виде фронта адсорбции от стороны подачи сырья к стороне выхода продукта из слоя адсорбента. Описанная здесь технологическая установка для короткоцикловой адсорбции представляла собой технологическую установку для комбинированной короткоцикловой адсорбции при переменных давлении/температуре (КАПДТ), смоделированную так, что она работает при высоком давлении в течение стадии адсорбции, так что адсорбированные газовые компоненты могут быть десорбированы и слой адсорбента может быть регенерирован при повышенных температурах. Как отмечено ранее, материал адсорбента, используемого в слое(слоях) адсорбента, смоделирован так, что он предпочтительно адсорбирует С 2+ углеводороды относительно метана. Адсорбция смоделирована при первом давлении от 0,2 до 20 МПа (абс.) (от 2 до 200 бар (абс. и при первой температуре от 20 до 150 С. Во время стадии адсорбции богатый метаном получаемый поток, обедненный по С 2+ углеводородам, смоделирован так, что он выходит со стороны выхода продукта из слоя адсорбента, и его пропускают через линию 12 в компрессор Р 1 для сжатия до давления в трубопроводе и выпускают через линию 14. Стадию адсорбции останавливали и затем понижали давление в слое адсорбента, в данном случае посредством последовательности стадий выравнивающего сброса давления в прямотоке с потоком исходного газа до второго давления, которое меньше, чем давление на стадии адсорбции. Это второе давление составляло приблизительно от 0,1 до 0,2 МПа (абс.) (от приблизительно 1 до приблизительно 2 бар(абс Выходящий поток сброса давления в данном случае представлял собой, по существу, чистый метан, выпускаемый через линию 16, и его давление повышали путем пропускания его части в компрессор Р 2 для использования на последующих стадиях в качестве продувочного газа через линию 17, где его направляли противотоком через слой адсорбента в течение и/или после стадии нагревания/десорбции. Часть выходящего потока сброса давления можно, при необходимости, направлять через линию 18(предпочтительно через компрессор Р 3) для повторного повышения давления в слое адсорбента. После стадии сброса давления слой адсорбента нагревали извне, при этом герметизировали сторону выхода продукта, а сторону подачи сырья оставляли открытой, и поддерживали давление приблизительно 0,1 МПа (приблизительно 1 бар) для достижения десорбции по меньшей мере части адсорбированных С 2+ углеводородов из адсорбента, которые удаляли из слоя предпочтительно с помощью противоточного потока продувочного газа, обеспечиваемого получаемым газом через линию 18. Поток десорбированных С 2+ углеводородов пропускали через линию 20 со стороны подачи сырья в слой адсорбента и в технологическую установку R для извлечения, где его отделяли, в данном случае путем разделения на фракции,более конкретно криогенной перегонкой, с получением отдельных потоков С 2, С 3 и С 4+ высокой чистоты. Какие-либо следы получаемого C1 можно, при необходимости, извлекать в технологической установке R для извлечения и пропускать через линию 22 в компрессор Р 4 (если требуется) и дополнительно в компрессор Р 1 для сжатия, возможно с богатым метаном конечным потоком 12, получаемым непосредственно из адсорбционной установки, до давлений в трубопроводах, и направлять в трубопровод. Потоки С 2,С 3 и С 4+, указанные на чертеже, можно дополнительно или альтернативно собирать в качестве конечных потоков посредством технологической установки R для извлечения, для транспортировки, продажи и/или дополнительной переработки. После десорбции адсорбированных компонентов слой адсорбента охлаждали перед возвращением слоя обратно в цикл адсорбции. Слой адсорбента можно, при необходимости, продувать чистым газом в течение этой стадии охлаждения. Затем после стадии охлаждения повышали давление в слое адсорбента, в данном случае с помощью продувочного газа со стадии выравнивания давления в другом слое. Затем повышали давление в адсорбционном сосуде до конечного давления посредством использования исходного газа (в прямотоке), хотя альтернативно можно использовать чистый получаемый газ (в противотоке). Конечное давление на стадии повторного повышения давления было, по существу, равным давлению поступающего исходного газа. В табл. 1 ниже показаны расходы и составы потоков, полученных в результате детального динамического технологического моделирования описанного здесь способа, схема которого показана на фиг. 1,причем моделирование было проведено с использованием выполненного по заказу комплекта моделей,разработанного с использованием программного продукта gPROMS. gPROMS представляет собой передовую среду моделирования процессов, выпускаемую компанией Process Systems Enterprises Limited(PSE), имеющей офис в Cedar Knolls, Нью-Джерси, США, и она хорошо известна технологам нефтяной и химической промышленности. Выходящий поток сброса давления представлял собой, по существу, чистый С 1, которого было более чем достаточно для стадии продувки C1 и части стадии повторного повышения давления в слое. Получаемый поток С 2+ тяжелых углеводородов представлял собой объединенный выходящий поток со стадии нагревания и со стадии продувки C1 и составлял подачу в установку R для извлечения газа. Начальное повторное повышение давления в слое с помощью чистого получаемого C1 в данном случае проводили в противотоке, чтобы сохранить чистоту стороны выхода продукта из слоя. Конечное повышение давления выполняли в прямотоке с подачей сырья. Расходы моделировали, исходя из общего расхода 28 млн станд. м 3/сутки (1 млрд станд. фут 3/сутки). Некоторые преимущества этого цикла, полученные путем наблюдения, включают получение конечного потока C1 высокого давления и высокой чистоты, и уменьшение, но не полное устранение, установки для извлечения газа. Таблица 1 Составы потоков для способа КАПДТ с продувкой метаном (С 1) Пример 2. В этом примере моделировали способ КАПДТ по настоящему изобретению на основе следующих технологических стадий: а) адсорбция тяжелых УВ и получение очищенного C1 при высоком давлении; б) прямоточный сброс давления до приблизительно 0,9 МПа (9 бар); в) прямоточная продувка, по существу, чистым С 3; г) противоточный сброс давления до приблизительно 0,1 МПа (3 бар); д) нагревание слоя при закрытой стороне выхода продукта и открытой стороне подачи сырья; е) противоточная продувка при приблизительно 0,3 МПа (3 бар), по существу, чистым метаном; ж) охлаждение слоя при закрытой стороне подачи сырья и открытой стороне выхода продукта; з) повторное повышение давления в слое с использованием сочетания потока сырья и внутреннего потока. Продолжительность отдельных циклов для этого моделирования способа адсорбции составляла: а) адсорбция в течение 6 с; б) прямоточный сброс давления в течение 3 с; в) прямоточная продувка С 3 в течение 8 с; г) противоточный сброс давления в течение 7 с; д) нагревание слоя в течение 7 с; е) противоточная продувка C1 в течение 5 с; ж) охлаждение слоя в течение 3 с; з) повторное повышение давления в слое в течение 10 с. Здесь на фиг. 2 представлена упрощенная технологическая схема другого предпочтительного воплощения настоящего изобретения, иллюстрирующая указанные выше стадии способа КАПДТ. Технологическая схема, показанная на фиг. 2, представляет собой более сложную схему с дополнительными стадиями по сравнению с примером 1, которому соответствует фиг. 1, но она смоделирована для получения помимо конечного потока C1 высокой чистоты отдельных конечных потоков С 2, С 3 и С 4+ высокой чистоты, без необходимости направления смеси этих углеводородов в установку извлечения газа. Это может обеспечить существенную экономию по сравнению с необходимостью применения криогенных ректификационных колонн для получения этих отдельных потоков. Как показано здесь на фиг. 2, исходный поток природного газа, пропускаемый через линию 110 в технологическую установку А для короткоцикловой адсорбции, смоделирован так, что протекает со стороны подачи сырья в слой адсорбента в технологической установке. Исходный газ смоделирован так, что протекает через слой адсорбента в виде фронта адсорбции со стороны подачи сырья в слой адсорбента к стороне выхода продукта из слоя адсорбента. Технологическая установка для короткоцикловой адсорбции представляла собой технологическую установку для комбинированной короткоцикловой адсорбции при переменном давлении/температуре (КАПДТ), смоделированную так, что она работает при высоком давлении в течение стадии адсорбции, так что адсорбированные газовые компоненты могут быть десорбированы и слой адсорбента может быть регенерирован при повышенных температурах. Как отмечено ранее, материал адсорбента, используемого в слое(слоях) адсорбента, смоделирован так, что он предпочтительно адсорбирует С 2+ углеводороды, относительно метана. Адсорбция смоделирована при первом давлении от 0,2 до 20 МПа (абс.) (от 2 до 200 бар (абс. и при первой температуре от 20 до 150 С. Во время стадии адсорбции богатый метаном получаемый поток, обедненный по С 2+ углеводородам, смоделирован так, что он выходит со стороны выхода продукта из слоя адсорбента и его пропускают через линию 112 в компрессор Р 100 для сжатия до давления в трубопроводе, откуда он выходит в виде получаемого потока С 1, представляющего собой C1 высокой чистоты. Часть богатого метаном получаемого потока можно, при необходимости, пропускать через линию 113, чтобы использовать его в качестве продувочного газа и для повышения давления. Стадию адсорбции останавливали и затем понижали давление в слое адсорбента, в данном случае посредством последовательности двух стадий выравнивающего сброса давления в прямотоке с потоком исходного газа. Первая стадия сброса давления смоделирована для снижения давления в слое адсорбента до приблизительно 0,9 МПа (9 бар). Выходящий поток с этой первой стадии сброса давления, который включал, по существу, чистый метан при относительно низком давлении, направляли через линию 116 в компрессор Р 200, а затем через линии 118 для использования главным образом в качестве подаваемого потока на стадию противоточной продувки C1 через линию 119 и на стадию повышения давления. После первого сброса давления проводили прямоточную продувку, по существу, чистым пропаном через линию 112. Выходящий поток с продувки пропаном, который включал десорбированные С 2+ углеводороды со стадии нагревания/десорбции, пропускали через линию 124 в первый переключающий клапан SV1,который открывали и закрывали в отдельные промежутки времени в течение цикла, обеспечивая возможность прохождения относительно резких фронтов концентрации различных газообразных компонентов через слой адсорбции. Первым из слоя выходит, по существу, чистый С 1, за которым следует смесьC1 и С 2 (некондиционный продукт C1/С 2), затем следует, по существу, чистый С 2, затем следует смесь С 2 и С 3 (некондиционный продукт С 2/С 3), затем следует смесь С 3+. В общем случае, чем резче фронт концентрации, тем меньше потоки некондиционного продукта. Первый поток некондиционного продукта(С 1/С 2) пропускали через линию 126, объединяли с потоком C1 посредством линии 128 и повторно сжимали с помощью компрессора Р 300, где его пропускали через линию 130 для использования при повторном повышении давления. Поток С 2 собирали через линию 132 и сжимали посредством компрессора Р 400, например, для продажи потока С 2 в качестве С 2 высокой чистоты. Поток некондиционного продукта С 2/С 3 через линию 134 и поток С 3 через линию 136 сжимали посредством компрессора Р 500 и использовали для продувки С 3 через линию 122. После стадии продувки С 3 в прямотоке проводили вторую стадию сброса давления, чтобы снизить давление в слое адсорбента до приблизительно 0,1 МПа (1 бар). Выходящий поток с этой второй стадии(г) сброса давления объединяли с выходящим потоком со стадии (д) нагревания в линии 142 и направляли через переключающий клапан SV2 для возможного дополнительного разделения с использованием депропанизатора DPT. Часть С 3, извлеченного из депропанизатора DPT, использовали для стадии (в) продувки С 3 через линию 140, и по меньшей мере часть оставшегося количества может представлять собой товарные С 3 потоки С 3 через линию 145. С 4+ углеводородные продукты из депропанизатора DPT, при необходимости, можно дополнительно направлять для транспортировки, продажи и/или дополнительной переработки С 4+. Выходящий поток через линию 138 со стадии (е) продувки C1 сжимали посредством компрессора Р 600 и подавали рециклом в слой адсорбента через линию 120, в качестве части газа, требуемого для стадии (з) повышения давления. Начальное повторное повышение давления в слое с помощью получаемого C1 проводили в противотоке, чтобы сохранять чистоту стороны выхода продукта из слоя. Конечное повышение давления выполняли в прямотоке с подачей сырья. Расходы моделировали,исходя из общего расхода 28 млн станд. м 3/сутки (1 млрд станд. фут 3/сутки). Некоторые преимущества этого цикла, полученные путем наблюдения, включают получение потока C1 высокого давления и устранение установки для извлечения газа и жидкости. Единственной колонной, которая требуется в данной технологической схеме, является депропанизатор. Как и в случае способа по приведенному выше примеру 1, слой адсорбента нагревали извне, при этом герметизировали сторону выхода продукта, а сторону подачи сырья оставляли открытой. Затем слой адсорбента продували в противотоке при приблизительно 0,3 МПа (3 бар), по существу, чистым метаном, затем охлаждали при закрытой стороне подачи сырья и открытой стороне выхода продукта. Затем после стадии охлаждения повышали давление в адсорбционном сосуде с помощью продувочного газа со стадии выравнивания давления в другом слое. Затем повышали давление в адсорбционном сосуде до конечного давления посредством использования сочетания потока исходного газа и внутреннего потока. В табл. 2 ниже показаны расходы и составы потоков, полученных в результате детального динамического технологического моделирования способа, представленного на фиг. 2, причем моделирование было проведено с использованием выполненного по заказу комплекта моделей, разработанного с использованием программного продукта gPROMS. Таблица 2 Составы потоков для многокомпонентного получаемого потока способа КАПДТ с продувкой пропаном (С 3) ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Способ отделения С 2+ углеводородов от потока природного газа, включающий: а) обработку указанного потока природного газа на стадии адсорбции путем введения его со стороны подачи сырья в слой адсорбента, селективного по отношению к адсорбции, указанных С 2+ углеводородов, причем слой адсорбента включает по меньшей мере один материал адсорбента и имеет сторону подачи сырья и сторону выхода продукта и слой адсорбента эксплуатируют при первом давлении и первой температуре, при этом слой адсорбента селективно адсорбирует С 2+ углеводороды, а первый получаемый поток C1, который имеет более высокое мольное процентное содержание C1 углеводородов, чем указанный поток природного газа, извлекают со стороны выхода продукта из указанного слоя адсорбента, причем первое давление составляет по меньшей мере 3,4 МПа (изб.) (500 фунт/кв.дюйм (изб.; б) прекращение введения указанного потока природного газа; в) понижение давления в указанном слое адсорбента до второго давления, более низкого, чем указанное первое давление; г) нагревание извне указанного слоя адсорбента с пониженным давлением до второй температуры,которая выше указанной первой температуры, что приводит к десорбции по меньшей мере части адсорбированных С 2+ углеводородов из слоя адсорбента; д) пропускание противотоком через указанный нагретый слой адсорбента первого потока продувочного газа при третьем давлении; е) извлечение получаемого потока С 2+, включающего С 2+ углеводородные компоненты и метан; ж) охлаждение извне указанного слоя адсорбента до третьей температуры, которая ниже указанной второй температуры; и з) повторное повышение давления в слое адсорбента до величины в пределах 90% указанного первого давления. 2. Способ по п.1, в котором выполняют одно или более из следующих условий: первый получаемый поток C1 содержит более 95 мол.% метана, например более 98 мол.% метана; первый поток продувочного газа выбирают из группы, состоящей из азота и метана; первый поток продувочного газа содержит более 95 мол.% метана; первая температура составляет от -195 до 300 С, предпочтительно от 20 до 150 С; первое давление составляет от 0,1 до 60 МПа (абс.) (от 1 до 600 бар (абс., предпочтительно от 0,2 до 20 МПа (абс.) (от 2 до 200 бар (абс.; вторая температура составляет от 10 до 300 С, предпочтительно от 20 до 200 С; третья температура составляет от -195 до 300 С. 3. Способ по п.1 или 2, в котором второй поток продувочного газа (например, содержащий пропан в таком количестве, как более 95 или более 98 мол.%) дополнительно пропускают прямотоком через слой адсорбента после стадии (в) понижения давления и перед стадией (г) нагревания. 4. Способ по п.3, дополнительно включающий извлечение со стороны выхода продукта из указанного слоя адсорбента (например, одновременно с пропусканием второго потока продувочного газа через слой адсорбента) первого получаемого потока С 2+, имеющего более высокое мольное процентное содержание С 2+ углеводородов, чем указанный поток природного газа, например включающего более 95 мол.% этана или более 98 мол.% этана. 5. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором слой адсорбента включает открытые потоковые каналы по всей своей длине, по которым протекает поток природного газа, например представляет собой контактор с параллельными каналами. 6. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором понижение давления на стадии (в) происходит за две или более стадии, и на каждой стадии снижают давление в слое адсорбента до более низкого давления, чем на ближайшей предыдущей стадии. 7. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором внешнее нагревание на стадии (г) происходит в прямотоке по отношению к направлению потока через слой адсорбента или внешнее нагревание на стадии (г) происходит в противотоке по отношению к направлению потока через слой адсорбента. 8. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором нагревание на стадии (г) выполняют при условиях, достаточных для того, чтобы вызвать перемещение тепловой волны вдоль слоя адсорбента, например в прямотоке относительно направления потока газовой смеси через слой адсорбента. 9. Способ по п.8, в котором можно определить Т 90 и Т 10 по отношению ко второй температуре и первой температуре таким образом, что разность температур (T90-Т 10) имеет место на расстоянии не более 50% длины слоя адсорбента, причем Т 90 определяют как температуру, которая на 10% ниже второй температуры, а Т 10 определяют как температуру, которая на 10% выше первой температуры. 10. Способ по п.8, в котором тепловая волна имеет максимальное число Пекле, Ре, менее 10, где Ре =(UL)/, где U представляет собой скорость теплообменной текучей среды, L представляет собой характеристическое расстояние, на которое переносят тепло в направлении, приблизительно перпендикулярном потоку текучей среды, апредставляет собой эффективный коэффициент термодиффузии контактора на расстоянии L и где U составляет от 0,01 до 100 м/с, a L составляет менее 0,1 м. 11. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором менее 40% открытых пор слоя адсорбента имеют диаметры более 20 и менее 1 мкм. 12. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором слой адсорбента состоит из материала цеолитового адсорбента, включающего каркасную структуру, выбранную из FER, MFI, BEA, DON и их сочетаний, имеющего отношение Si/Al по меньшей мере 500. 13. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором слой адсорбента состоит из материала микропористого адсорбента, выбранного из цеолитов, ALPO материалов, SAPO материалов, MOF материалов, ZIF материалов, углерода и их сочетаний. 14. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором слой адсорбента состоит из материала адсорбента, выбранного из катионных цеолитов, функционализованных аминами мезопористых материалов, станносиликатов, углерода и их сочетаний.