CN102791837A - 运输和处理酸性流体的方法和系统 - Google Patents

运输和处理酸性流体的方法和系统 Download PDF

Info

Publication number
CN102791837A
CN102791837A CN2010800476338A CN201080047633A CN102791837A CN 102791837 A CN102791837 A CN 102791837A CN 2010800476338 A CN2010800476338 A CN 2010800476338A CN 201080047633 A CN201080047633 A CN 201080047633A CN 102791837 A CN102791837 A CN 102791837A
Authority
CN
China
Prior art keywords
gas
desulfurizer
solvent
sour
sour gas
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Granted
Application number
CN2010800476338A
Other languages
English (en)
Other versions
CN102791837B (zh
Inventor
D·W·卡利诺乌斯基
J·E·驰特伍德
J·O·Y·弘
R·宋
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Chevron USA Inc
Original Assignee
Chevron USA Inc
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Chevron USA Inc filed Critical Chevron USA Inc
Publication of CN102791837A publication Critical patent/CN102791837A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN102791837B publication Critical patent/CN102791837B/zh
Expired - Fee Related legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Images

Classifications

    • BPERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01DSEPARATION
    • B01D53/00Separation 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
    • B01D53/14Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
    • B01D53/1456Removing acid components
    • B01D53/1462Removing mixtures of hydrogen sulfide and carbon dioxide
    • BPERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01DSEPARATION
    • B01D53/00Separation 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
    • B01D53/14Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
    • B01D53/18Absorbing units; Liquid distributors therefor
    • BPERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01DSEPARATION
    • B01D2252/00Absorbents, i.e. solvents and liquid materials for gas absorption
    • B01D2252/20Organic absorbents
    • B01D2252/204Amines
    • BPERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01DSEPARATION
    • B01D2257/00Components to be removed
    • B01D2257/80Water
    • BPERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01DSEPARATION
    • B01D53/00Separation 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
    • B01D53/14Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
    • B01D53/1425Regeneration of liquid absorbents

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Analytical Chemistry (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Treating Waste Gases (AREA)
  • Gas Separation By Absorption (AREA)
  • Seasonings (AREA)
  • Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)

Abstract

提供了用于运输和处理酸性气体的方法和系统。所述方法包括在收集位置收集酸性气体,该收集位置具有相关脱硫装置,以及将溶剂从远离脱硫装置的再生装置输送到该脱硫装置。在收集位置于相关脱硫装置中用溶剂处理酸性气体以形成脱硫气体和富含酸性气体的溶剂。将所述脱硫气体从脱硫装置运输到远离该脱硫装置的气体处理设备,以及将所述富含酸性气体的溶剂从脱硫装置输送到再生装置用以在其中进行再生。

Description

运输和处理酸性流体的方法和系统
发明背景
1.发明领域
本发明涉及用于运输和处理可以在偏远位置(location)收集的酸性(sour)流体例如酸性天然气的方法和系统。
2.相关技术的描述
酸性(acid)流体是含有显著量的酸性气体例如硫化氢或二氧化碳的流体。油气工业中遇到的一种类型的酸性流体是酸性天然气,即含有显著量硫化氢的天然气。可收集自天然地下烃储层的酸性天然气,通常通过管线运输到气体处理设备(plant)。在气体处理设备中,对酸性天然气进行脱硫处理用以除去其硫化氢和/或二氧化碳内容物中的至少一些。
在收集酸性气体的位置提供气体处理设备通常是不切实际的。例如,在一些情形中,酸性天然气收集自不便于设置气体处理设备的区域中的储层。此外,为单个储层或井位提供气体处理设备可能是不切实际的。替代地,可能期望使用一个气体处理设备来接收和处理来自多个彼此间远离的收集区域或储层的酸性天然气,使得气体处理设备位于远离一个或多个收集区域。因此,酸性天然气在气体处理设备中进行处理之前会经过长距离输送。
在图1中显示了一种用于运输和处理酸性天然气烃的这种常规系统。所描述的系统包括四个收集位置,各自位于储层附近。每个收集位置包括计量站和气体脱水单元。在相关计量站中接收和计量在每个位置收集的天然气。在气体脱水单元中除去水,然后所得干燥的酸性天然气通过管线流到气体处理设备。如所描述的,单条管线可接收来自各个收集位置的酸性天然气并且将干燥的酸性天然气的合并流(combined flow)提供给气体处理设备。
气体处理设备通常包括用于实施脱硫操作以从气体除去酸的装置。例如,可在设备里用吸收器(absorber)进行脱硫处理,所述设备使用化学和/或物理溶剂从酸性天然气除去一种或多种酸性气体。吸收器通常接收具有很小酸性气体含量的溶剂(即作为贫含酸性气体(sourgas-lean)的溶剂)并且使该溶剂与酸性天然气混合使得该溶剂从酸性气体吸收酸,从而形成脱硫的天然气和具有提高的酸性气体含量的溶剂(即富含酸性气体(sour gas-rich)的溶剂)。然后将富含酸性气体的溶剂输送到再生设备,于此从该溶剂除去酸,从而使该溶剂再生。可重新使用该再生的溶剂(作为贫含酸性气体的溶剂),可将被去除的酸进一步处理,例如通过将被去除的硫送至生产可用的硫输出产品的硫磺成型装置来进行处理。
在一个具体系统中,酸性天然气中的硫化氢浓度可能相对高,高达约15%或更大,而二氧化碳浓度也可能高,高达约10%或更大。每个收集位置可能距离气体处理设备相当远的距离,有可能高达35km,并且收集位置可能在气体处理设备区域中,和/或可能与气体处理设备被多山地区和/或人口稠密地区隔开。可将酸性天然气运通过管线在高压下输到气体处理设备,于此将该酸性天然气脱硫并回收硫。
酸性流体的运输会要求特殊的考虑事项,特别是当酸性流体长距离运输时。例如,一些金属在暴露于硫化氢时有硫化物应力开裂的倾向,因此用于运输酸性流体的常规系统可能需要由特殊金属合金制成的设备。此外,因为硫化氢对人体有毒,酸性流体向环境的无意释放会是不期望的,特别是在某些区域例如人口稠密区域中。因此,常规系统典型地包括各种阀门或其它机械装置来限制在该系统的任意部分出现故障的情况下可释放的气体的体积。例如,图1的系统通常可包括在沿着管线的多个位置和在每个收集位置的隔离阻断阀。在系统正常运行时所述阀门通常是打开的。如果发生故障,例如管线的爆裂或其它泄露,可手动或自动关闭一些或全部阀门以将系统发生故障的部分隔离并且防止气体的另外释放。
虽然阀门的使用可极大地改善系统的安全性,但是阀门还可使系统的构造和/或操作复杂化,增加系统的操作和/或维护成本,并且引入可能发生故障的另外位点(point)。因此,仍存在对用于运输和处理酸性流体的改进系统的需要。
发明概述
本发明的实施方案总体上提供用于运输和处理酸性气体例如来自天然地下烃储层的酸性天然气的系统和方法,可通过将溶剂引入到所述酸性天然气中对其进行处理。在本发明的一些系统和方法中,可在收集酸性气体的相同位置处理酸性气体从而输送脱硫气体而不是酸性气体。用于脱硫的溶剂可通过再生装置来提供,所述再生装置还可位于远离收集位置,并且可以给在不同收集位置的多个酸性流体收集器提供溶剂。
根据本发明方法的一个实施方案,在具有相关脱硫装置的收集位置收集酸性气体。将溶剂从远离脱硫装置的再生装置输送到该脱硫装置,以及在收集位置于相关脱硫装置中用溶剂处理酸性气体以形成脱硫气体和富含酸性气体的溶剂。将该脱硫气体从脱硫装置运输到与其远离的气体处理设备。将富含酸性气体的溶剂从脱硫装置输送到再生装置用以在其中进行再生。再生装置可与气体处理设备配置在一起(collocate)或与其远离。
在一些情形中,在多个气体收集位置收集酸性气体,每个收集位置具有接收酸性气体用以在其中进行处理的相关脱硫装置。可将溶剂从再生装置输送到每个脱硫装置,可通过共用管线将脱硫气体从每个收集位置输送到气体处理设备,并且可将来自每个脱硫装置的富含酸性气体的溶剂输送到再生装置。
脱硫气体可通过在脱硫装置和气体处理设备之间的第一管线进行运输,溶剂可通过在再生装置和脱硫装置之间的第二管线进行输送,以及富含酸性气体的溶剂可通过在脱硫装置和再生装置之间的第三管线进行输送。在一些情形中,可使脱硫气体和富含酸性气体的溶剂作为混合相流体在共用管线中进行运输,例如将脱硫气体和富含酸性气体的溶剂输送到配置在一起的气体处理设备和再生装置。
酸性气体可通过以下进行处理:将酸性气体和溶剂注入在收集位置的混合单元中以形成脱硫气体和富含酸性气体的溶剂。在一个实例中,酸性气体的硫化氢含量从每立方米酸性气体大于5.7毫克的含量降低到每立方米脱硫气体小于5.7毫克的含量,使得将该酸性气体转化为脱硫气体。在另一个实例中,酸性气体的硫化氢含量从大于10ppm酸性气体的含量降低到小于10ppm脱硫气体的含量。
根据另一个实施方案,系统包括在收集位置的经配置以收集酸性气体的收集器,和在收集位置且与所述收集器流体连接以从该收集器接收酸性气体的脱硫装置。对该脱硫装置进行配置以用贫含酸性气体的溶剂处理酸性气体从而形成脱硫气体和富含酸性气体的溶剂。例如,可对收集器进行配置以从天然地下烃储层收集酸性天然气,以及可对脱硫装置进行配置以通过将胺溶剂引入到该酸性天然气中来处理酸性气体。该系统还包括与收集位置远离并且经配置以将贫含酸性气体的溶剂输送到脱硫装置的再生装置。配置至少一条管线以将脱硫气体从脱硫装置运输到与其远离的气体处理设备以及将富含酸性气体的溶剂从脱硫装置输送到再生装置用以在其中进行再生。
在一些情形中,该系统包括多个收集器和多个脱硫装置。每个收集器具有从其接收酸性气体的相关的一个脱硫装置,并且对再生装置进行配置以将溶剂输送到每个脱硫装置。管线可以使每个收集位置通过共用管线与气体处理设备流体连接,并且可对每个脱硫装置进行配置以将富含酸性气体的溶剂输送到再生装置。
管线可包括将脱硫装置和气体处理设备流体连接的第一管线,该第一管线用于将脱硫气体从所述脱硫装置运输到所述气体处理设备;将再生装置和脱硫装置流体连接的第二管线,该第二管线用于将溶剂从该再生装置输送到该脱硫装置;和将脱硫装置和再生装置流体连接的第三管线,该第三管线用于将富含酸性气体的溶剂从所述脱硫装置输送到所述再生装置。在一些情形中,该系统包括经配置以接收脱硫气体和富含酸性气体的溶剂并且运输作为混合相流体的脱硫气体和富含酸性气体的溶剂的共用管线。
该系统还可包括在收集位置的混合单元,该单元经配置以接收和混合酸性气体和贫含酸性气体的溶剂从而形成脱硫气体和富含酸性气体的溶剂。在一些情形中,可对收集器进行配置以给脱硫装置提供硫化氢含量大于每立方米酸性气体5.7毫克的酸性气体,以及对脱硫装置进行配置以将酸性气体的硫化氢含量降低到每立方米脱硫气体小于5.7毫克,从而将酸性气体转化为脱硫气体。在其它情形中,可对收集器进行配置以给脱硫装置提供硫化氢含量大于酸性气体的10ppm的酸性气体,以及对脱硫装置进行配置以将酸性气体的硫化氢含量降低至小于脱硫气体的10ppm,从而将该酸性气体转化为脱硫气体。
通过在一个或多个收集位置使气体脱硫,可以简化该气体的后续运输,这是因为气体的酸性得到降低或消除。以这种方式,可潜在地简化所述系统和方法,并且可降低各自的成本。此外,可以提高系统的安全性,例如通过在将气体脱硫长距离输送和/或通过人口稠密或另外环境敏感性区域之前使该气体脱硫以降低与系统可能的泄露有关的任何危险。此外,因为脱硫气体与未脱硫的气体相比可具有较小的腐蚀性,可以降低管线需求,从而潜在地降低与系统有关的成本。例如,有可能使用如果要求管线输送未脱硫的气体则本不可接受的特定材料制成的管线。如果再生装置位于远离收集位置和/或使用再生装置为多个收集器提供溶剂,则所述系统和方法的总成本可通过消除对欲设置在每个收集位置的再生装置的需要而降低。
附图简述
现将参考附图以一般术语来如此描述本发明,所述附图并非必须按比例绘制,其中:
图1是描述用于运输和处理酸性天然气烃的常规系统的示意图;
图2是描述根据本发明一个实施方案的酸性流体运输和处理系统的示意图;和
图3是描述根据本发明另一个实施方案的酸性流体运输和处理系统的示意图。
发明详述
现将在下文参考附图更充分地描述本发明,其中显示了本发明的一些但非全部实施方案。实际上,本发明可以按许多不同的形式加以体现并且不应该理解为限于本文给出的实施方案;相反地,提供这些实施方案以使本公开满足适用的法律要求。相同的数字始终指代相同的要素。
现参考附图,特别地参考图2,其示意性地显示了根据本发明一个实施方案的酸性流体运输和处理系统10。该系统10可通常用于将酸性流体进行处理和脱硫,所述酸性流体例如是收集自一个或多个天然地下烃储层的酸性天然气。
系统10可包括任意数量的酸性流体收集器。在图2所描述的实例中,系统10具有四个酸性流体收集器12a-12d,它们各自位于不同的收集位置14a-14d并且经配置以收集酸性气体,该酸性气体从各自收集位置14a-14d提供到气体处理设备16。例如,每个收集器12a-12d可以是位于烃储层位置的装置。每个收集器12a-12d典型地通过井从含有天然气的天然地下地层接收天然气。收集位置14a-14d可能彼此间远离,例如在一些情形中相隔数英里,并且收集器12a-12d可进行配置以从不同储层或共同储层的不同部分接收输出的天然气。
收集器12a-12d可包括用于监测和/或控制天然气流量的设备。例如,每个收集器12a-12d可以是或者可包括计量站,该计量站通过入口管20a-20d接收来自储层18a-18d的酸性天然气流。计量站12a-12d通过出口管22a-22d测量和/或控制穿过和离开收集器12a-12d的酸性天然气流。
脱硫装置24a-24d典型地位于每个收集位置14a-14d以使酸性天然气至少部分脱硫。脱硫装置24a-24d可通过出口管22a-22d连接到收集器12a-12d并且进行配置以接收来自收集器12a-12d的酸性天然气流并且将酸性气体进行处理或脱硫。该脱硫过程将硫化氢和/或二氧化碳中的至少一些从酸性天然气除去从而形成脱硫气体。
可在每个收集位置14a-14d提供其它设备用以进一步处理气体。例如,可将脱水单元26a-26d提供在每个位置14a-14s并且进行配置以接收来自相关脱硫装置14a-24d的脱硫气体并从中除去的水从而将干燥的酸性气体提供到出口管22a-22d。
脱硫装置24a-24d可以是胺吸收器单元,该单元可包括在收集位置14a-14d的混合单元,该混合单元经配置以接收和混合酸性气体和溶剂。该混合单元可以是将溶剂流机械混合到酸性气体流中的常规混合器,和/或通过其而使酸性气体的上行流与溶剂的下行流接触的常规吸收塔。
多种溶剂可用于将酸性气体脱硫。例如,所述溶剂可以是胺溶液,通常是各种烷醇胺例如单乙醇胺(MEA)、二乙醇胺(DEA)、甲基二乙醇胺(MDEA)、二异丙胺(DIPA)、氨乙氧基乙醇(二甘醇胺)(DGA)或它们的混合物的水溶液。将具有低含量的硫化氢、二氧化碳或待从酸性天然气除去的其它酸性气的溶剂典型地提供给脱硫工艺,即所述溶剂作为贫含酸性气体的溶剂进行提供。由于在脱硫处理期间所述溶剂从酸性天然气除去酸性气体,该溶剂取得(acquire)较高含量的酸性气体,即变成富含酸性气体的溶剂。所述富含酸性气体的溶剂可通过从中除去酸性气体内容物进行再生,并然后使其作为贫含酸性气体的溶剂重新用于脱硫处理。
在一些情形中,脱硫处理可从酸性天然气除去大部分硫化氢和/或二氧化碳。另外地或替代地,脱硫处理可以使特定酸性气含量减少至少预定的量或者降低至低于预定含量。例如,在一些情形中,由收集器12a-12d接收的酸性天然气具有每立方米酸性天然气大于5.7毫克的硫化氢含量(在68°F和14.7psi绝对压力下测得),而脱硫处理从中除去硫化氢从而使硫化氢降低至每立方米脱硫气体小于5.7毫克的含量(在68°F和14.7psi绝对压力下测得)。以这种方式,脱硫处理可用于将通常称作“酸性”的气体(每立方米气体大于5.7毫克的硫化氢)转化为通常称作“脱硫”的气体(每立方米气体小于5.7毫克的硫化氢)。以这种方式,脱硫处理可用于将通常称作“酸性”的气体(每立方米气体大于5.7毫克的硫化氢)转化为通常称作“脱硫”的气体(每立方米气体小于5.7毫克的硫化氢)。
或者,“酸性”气体的特征可包括具有大于10ppm硫化氢(例如50ppm或更大)的气体,而“脱硫”气体的特征可包括具有小于10ppm硫化氢(例如7ppm或更小)的气体。在一些情形中,由收集器12a-12d接收的酸性天然气可具有大于酸性天然气的10ppm(例如50ppm或更大)的硫化氢含量,而脱硫处理可从中除去硫化氢以将硫化氢降低至小于脱硫气体的10ppm(例如7ppm或更小)的含量。
溶剂可由位于收集位置14a-14d之外位置的来源提供。更具体地,溶剂可由偏远的再生装置30提供,对该再生装置进行配置以将贫含酸性气体的溶剂输送到每个脱硫装置24a-24d。所述偏远是指再生装置30与收集位置14a-14d中的至少一个,典型地与至少多个收集位置14a-14d相距至少0.62英里(1千米),典型地至少1英里。
再生装置30可包括胺发生器40,该发生器可以是用于供给胺的常规装置,所述胺可用作在脱硫装置24a-24d中实施脱硫处理的溶剂。胺发生器40可从脱硫装置24a-24d接收富含酸性气体的溶剂并且分离出胺用以重新使用。可将从胺发生器40输出的酸性料流输送到其它处理装置42,例如包括如硫回收单元(SRU)和/或尾气处理单元(TGTU)的设备的硫磺成型装置。所述处理装置42可例如使用常规Claus工艺将来自胺发生器40的硫化氢转化为单质硫而除去硫,通过输出端(output)44,用来使用或处置(disposal)。
通常提供管线用于将溶剂从再生装置30输送到收集位置14a-14d并且用于将脱硫气体从收集位置14a-14d的输送到气体处理设备16。例如,如图2中所示,再生装置30和气体处理设备16可彼此分开地进行设置并且各自远离收集位置14a-14d。在每个收集位置14a-14d和气体处理设备16之间延伸并将它们流体连接的第一管线32,可进行配置以将脱硫气体从脱硫装置24a-24d运输到气体处理设备16。第二和第三管线34、36可在每个收集位置14a-14d的脱硫装置24a-24d和再生装置30之间延伸并将它们流体连接。可对第二管线34进行配置以将贫含酸性气体的溶剂从再生装置30输送到脱硫装置24a-24d,以及可对第三管线36进行配置以将富含酸性气体的溶剂从脱硫装置24a-24d输送回到再生装置30用以在其中进行再生。每个管线32、34、36可包括一个或多个管或其它管状通道,并且每个管线32、34、36可包括延伸到各个收集位置14a-14d的分支。如图3中所述,再生装置30与气体处理设备16配置在一起。
在一些情形中,在共用管线中,即在一个或多个各自进行配置以接收脱硫气体和富含酸性气体的溶剂的混合物的管中,运输来自收集位置14a-14d的脱硫气体和富含酸性气体的溶剂。流体通常包括不同的相,例如,脱硫气体可以大部分或完全地为气态而富含酸性气体的溶剂可以大部分或完全地为液体。因此,当在共用管线中混合时,脱硫气体和富含酸性气体的溶剂可形成混合相流体而被运输。例如,如图3中所描述,将每个收集位置14a-14d和气体处理设备16流体连接的管线32′,经配置以接收来自脱硫装置24a-24d的脱硫气体并将该脱硫气体运输到气体处理设备16。管分支38a-38d将脱硫装置24a-24d与第一管线32′连接使得第一管线32′还将在每个收集位置14a-14d的脱硫装置24a-24d与再生装置30流体连接。在该实例中将再生装置30配置在气体处理设备16处,使得第一管线32′经配置以将富含酸性气体的溶剂从脱硫装置24a-24d输送到再生装置30。图2中所示的系统10的第三管线36在图3的实例中并不需要。
酸性流体的运输会要求特殊的考虑事项,特别是当酸性流体长距离运输时。酸性流体向环境的无意释放会是不期望的,特别是在某些区域例如人口稠密区域中。因此,常规系统典型地包括各种阀门或其它机械装置来限制在该系统的任意部分出现故障的情况下可释放的气体的体积。例如,图1的常规系统通常可包括在沿着管线的多个位置和在每个收集位置的隔离阻断阀。在系统正常运行时所述阀门通常是打开的。如果发生故障,例如管线的爆裂或其它泄露,可手动或自动关闭一些或全部阀门以将系统发生故障的部分隔离并且防止气体的另外释放。
如本文所述,本发明的系统10可在收集位置将酸性气体脱硫,使得减少或消除酸性气体的长距离输送和/或穿过人口稠密或另外环境敏感性区域。因此,可简化脱硫气体向气体处理设备16的后续运输,并且可提高系统10的安全性。此外,与如果运输未脱硫的气体可能存在的腐蚀性危害相比,脱硫气体的运输可对系统的管线和其它设备造成较小的腐蚀性危害。在一些情形中,可以减少与系统建造和维持有关的费用。例如,因为脱硫气体的运输通常比酸性气体需要更少的考虑事项,可通过需要较少的隔离阻断阀或其它装置以及响应故障的方法来简化管线设备。因为脱硫气体通常比未脱硫的气体具有更低的腐蚀性,管线或其它设备可以由如果要求系统运输未脱硫的气体则本不可接受的特定金属合金或其它材料制成,可以延长该系统部件的有效寿命,和/或可以降低与系统的检查和维护有关的费用。此外,在本发明系统10的任何运输部件出现故障的情况下,可降低或消除酸性流体不期望的泄露的风险。
本文给出的本发明的许多修改和其它实施方案可使这些发明所属领域的技术人员领会到先前的描述和所附附图中给出的教导的益处。因此,应当理解的是本发明不受所公开的具体实施方案的限制,并且所述修改和其它实施方案意欲包括在所附权利要求的范围内。虽然本文使用具体术语,但是它们仅以一般且描述性的意义使用并且并不是出于限制目的。

Claims (16)

1.一种用于运输和处理酸性气体的方法,该方法包括:
在收集位置收集酸性气体,所述收集位置具有相关脱硫装置;
将溶剂从远离所述脱硫装置的再生装置输送到该脱硫装置;
在收集位置于相关脱硫装置中用溶剂处理酸性气体以形成脱硫气体和富含酸性气体的溶剂;
将所述脱硫气体从所述脱硫装置运输到远离该脱硫装置的气体处理设备;以及
将所述富含酸性气体的溶剂从所述脱硫装置运输到再生装置用以在其中进行再生。
2.根据权利要求1的方法,其中收集酸性气体和处理酸性气体包括在多个气体收集位置收集酸性气体,每个收集位置具有接收酸性气体用以在其中进行处理的相关脱硫装置;其中输送溶剂包括将溶剂从再生装置输送到每个脱硫装置;其中输送脱硫气体包括通过共用管线将脱硫气体从每个收集位置输送到气体处理设备;以及其中输送富含酸性气体的溶剂包括将富含酸性气体的溶剂从每个脱硫装置输送到再生装置。
3.根据权利要求1的方法,其中所述再生装置与气体处理设备配置在一起。
4.根据权利要求1的方法,其中所述收集酸性气体包括从天然地下烃储层收集酸性天然气,以及其中处理酸性气体包括将胺溶剂引入到酸性天然气中。
5.根据权利要求1的方法,其中将脱硫气体从脱硫装置运输到气体处理设备包括通过在所述脱硫装置和所述气体处理设备之间的第一管线来输送该脱硫气体;其中将溶剂输送到脱硫装置包括通过在所述再生装置和所述脱硫装置之间的第二管线来输送该溶剂;以及输送富含酸性气体的溶剂包括通过在所述脱硫装置和所述再生装置之间的第三管线来输送该富含酸性气体的溶剂。
6.根据权利要求1的方法,其中输送脱硫气体和输送富含酸性气体的溶剂包括将脱硫气体和富含酸性气体的溶剂作为混合相流体在共用管线中进行运输。
7.根据权利要求1的方法,其中处理酸性气体包括将酸性气体和溶剂注入到在收集位置的混合单元中以形成脱硫气体和富含酸性气体的溶剂。
8.根据权利要求1的方法,其中处理酸性气体包括将酸性气体的硫化氢含量从每立方米酸性气体大于5.7毫克的含量降低至每立方米脱硫气体小于5.7毫克的含量。
9.一种用于运输和处理酸性气体的系统,该系统包含:
在收集位置经配置以收集酸性气体的收集器;
在收集位置且与所述收集器流体连接以从该收集器接收酸性气体的脱硫装置,该脱硫装置经配置以用贫含酸性气体的溶剂处理酸性气体从而形成脱硫气体和富含酸性气体的溶剂;
远离收集位置且经配置以将贫含酸性气体的溶剂输送到脱硫装置的再生装置;和
至少一条管线,其经配置以将脱硫气体从脱硫装置运输到远离该脱硫装置的气体处理设备并且将富含酸性气体的溶剂从脱硫装置输送到再生装置用以在其中进行再生。
10.根据权利要求9的系统,其中该系统包含多个收集器和多个脱硫装置,每个收集器具有从该收集器接收酸性气体的相关的一个脱硫装置;其中所述再生装置经配置以将溶剂输送到到每个脱硫装置;其中所述管线使每个收集位置通过共用管线与气体处理设备流体连接;以及其中每个脱硫装置经配置以将富含酸性气体的溶剂输送到再生装置。
11.根据权利要求9的系统,其中所述再生装置与所述气体处理设备配置在一起。
12.根据权利要求9的系统,其中所述收集器经配置以从天然地下烃储层收集酸性天然气,以及其中所述脱硫装置经配置通过将胺溶剂引入到酸性天然气中来处理酸性气体。
13.根据权利要求9的系统,其中所述至少一条管线包括第一管线、第二管线和第三管线,所述第一管线将脱硫装置和气体处理设备流体连接用以将脱硫气体从脱硫装置运输到气体处理设备,所述第二管线将再生装置和脱硫装置流体连接用以将溶剂从再生装置输送到脱硫装置,和所述第三管线将脱硫装置和再生装置流体连接用以将富含酸性气体的溶剂从脱硫装置运输到再生装置。
14.根据权利要求9的系统,其中所述管线包括经配置以接收脱硫气体和富含酸性气体的溶剂并且将所述脱硫气体和富含酸性气体的溶剂作为混合相流体进行运输的共用管线。
15.根据权利要求9的系统,该系统还包含在收集位置经配置以接收和混合酸性气体和贫含酸性气体的溶剂从而形成脱硫气体和富含酸性气体的溶剂的混合单元。
16.根据权利要求9的系统,其中所述收集器经配置以给脱硫装置提供硫化氢含量大于每立方米酸性气体5.7毫克的酸性气体,以及对脱硫装置进行配置以将酸性气体的硫化氢含量降低到每立方米脱硫气体小于5.7毫克。
CN201080047633.8A 2009-09-16 2010-09-10 运输和处理酸性流体的方法和系统 Expired - Fee Related CN102791837B (zh)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US12/561,029 2009-09-16
US12/561,029 US8876960B2 (en) 2009-09-16 2009-09-16 Method and system for transporting and processing sour fluids
PCT/US2010/048352 WO2011034777A2 (en) 2009-09-16 2010-09-10 Method and system for transporting and processing sour fluids

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN102791837A true CN102791837A (zh) 2012-11-21
CN102791837B CN102791837B (zh) 2015-01-28

Family

ID=43729196

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN201080047633.8A Expired - Fee Related CN102791837B (zh) 2009-09-16 2010-09-10 运输和处理酸性流体的方法和系统

Country Status (8)

Country Link
US (1) US8876960B2 (zh)
EP (1) EP2478078A4 (zh)
CN (1) CN102791837B (zh)
AU (1) AU2010295843A1 (zh)
BR (1) BR112012006050A2 (zh)
CA (1) CA2773697A1 (zh)
SG (1) SG179130A1 (zh)
WO (1) WO2011034777A2 (zh)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN106422667A (zh) * 2015-08-04 2017-02-22 北京思践通科技发展有限公司 从气体中一步脱除酸性组分和水的方法

Families Citing this family (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CA2683983A1 (en) * 2009-10-21 2011-04-21 Carbon Solutions Inc. Stabilization and remote recovery of acid gas fractions from sour wellsite gas

Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN101490490A (zh) * 2006-07-13 2009-07-22 国际壳牌研究有限公司 用于液化天然气物流的方法和装置

Family Cites Families (39)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4728341A (en) 1981-10-26 1988-03-01 Nielsen Jay P Method for treating, in transit, hydrocarbon gases containing carbon dioxide and potential atmospheric pollutants
US4511381A (en) * 1982-05-03 1985-04-16 El Paso Hydrocarbons Company Process for extracting natural gas liquids from natural gas streams with physical solvents
US4978512B1 (en) 1988-12-23 1993-06-15 Composition and method for sweetening hydrocarbons
US6652826B1 (en) 1989-06-23 2003-11-25 Xergy Processing Inc. Process for elimination of low concentrations of hydrogen sulfide in gas mixtures by catalytic oxidation
US5094824A (en) * 1990-11-30 1992-03-10 Shell Oil Company H2 S removal process
AU666522B2 (en) 1992-04-06 1996-02-15 Boc Group Plc, The Treatment of gas streams
US5407467A (en) 1993-10-25 1995-04-18 Membrane Technology And Research, Inc. Sour gas treatment process
US5407466A (en) 1993-10-25 1995-04-18 Membrane Technology And Research, Inc. Sour gas treatment process including membrane and non-membrane treatment steps
US5558698A (en) 1993-10-25 1996-09-24 Membrane Technology And Research, Inc. Acid gas fractionation process
US5401300A (en) 1993-10-25 1995-03-28 Membrane Technology And Research, Inc. Sour gas treatment process including dehydration of the gas stream
US5705135A (en) 1993-11-04 1998-01-06 Gas Research Institute Composition and process for the removal of hydrogen sulfide from gaseous streams
US5405591A (en) 1994-01-27 1995-04-11 Galtec Canada, Ltd. Method for removing sulphide(s) from sour gas
US5980845A (en) * 1994-08-24 1999-11-09 Cherry; Doyle Regeneration of hydrogen sulfide scavengers
US5648054A (en) 1995-01-31 1997-07-15 Gas Research Institute Double loop liquid-liquid H2 S removal process
US5552060A (en) 1995-05-05 1996-09-03 Baker Hughes Incorporated Abatement of hydrogen sulfide with epoxides
US5744024A (en) 1995-10-12 1998-04-28 Nalco/Exxon Energy Chemicals, L.P. Method of treating sour gas and liquid hydrocarbon
CA2177449C (en) 1996-05-20 2003-04-29 Barry Steve Marjanovich Process for treating a gas stream to selectively separate acid gases therefrom
EP1021237A1 (en) 1997-09-15 2000-07-26 Den Norske Stats Oljeselskap A.S. Fluid separation system
US6136282A (en) 1998-07-29 2000-10-24 Gas Research Institute Method for removal of hydrogen sulfide from gaseous streams
BR0009574B1 (pt) 1999-04-07 2009-01-13 mÉtodo de tratamento de uma pluralidade de fluxos gasosos combustÍveis contendo sulfeto de hidrogÊnio e unidade para o tratamento de uma pluralidade de fluxos gasosos combustÍveis contendo sulfeto de hidrogÊnio.
US6605138B2 (en) * 1999-04-21 2003-08-12 Matthew T. Frondorf Apparatus and method for exclusively removing VOC from regeneratable solvent in a gas sweetening system
US6183540B1 (en) * 1999-08-27 2001-02-06 Kinder Morgan, Inc. Method and apparatus for removing aromatic hydrocarbons from a gas stream prior to an amine-based gas sweetening process
GB9929330D0 (en) 1999-12-10 2000-02-02 Boc Group Plc Sulphur recovery
EP1142628A3 (en) 2000-04-05 2001-11-28 The BOC Group plc Treatment of gas streams containing hydrogen sulphide
AU2001284252B2 (en) 2000-09-07 2006-10-12 The Boc Group Plc Process and apparatus for recovering sulphur from a gas stream containing hydrogen sulphide
BR0113714B1 (pt) 2000-09-07 2010-09-21 processo de recuperaração de vapor de enxofre de corrente de gás de alimentação compreendendo sulfeto de hidrogênio usando dois fornos em série e pelo menos uma planta claus.
US6582624B2 (en) 2001-02-01 2003-06-24 Canwell Enviro-Industries, Ltd. Method and composition for removing sulfides from hydrocarbon streams
US6767746B2 (en) 2001-07-30 2004-07-27 Spartan Controls Ltd. Method and apparatus for analyzing acid gas loading within an amine solution
US20030103884A1 (en) 2001-11-30 2003-06-05 The Regents Of The University Of California Low-emission method of recovering sulfur from sour industrial gases
GB2383276B (en) * 2001-12-21 2005-06-08 Statoil Asa Acid gas removal
US7407571B2 (en) 2001-12-26 2008-08-05 Ormat Industries Ltd. Method of and apparatus for upgrading and gasifying heavy hydrocarbon feeds
US7060233B1 (en) 2002-03-25 2006-06-13 Tda Research, Inc. Process for the simultaneous removal of sulfur and mercury
US6881389B2 (en) 2002-09-24 2005-04-19 Edg, Inc. Removal of H2S and CO2 from a hydrocarbon fluid stream
MXPA05006126A (es) * 2002-12-12 2005-08-16 Fluor Corp Configuraciones y metodos para la remocion de gas acido.
AU2003900534A0 (en) 2003-02-07 2003-02-20 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process and apparatus for removal of a contaminant from a natural gas feed stream
CA2567790C (en) * 2004-07-12 2013-01-08 Exxonmobil Upstream Research Company Methods for removing sulfur-containing compounds
FR2875236B1 (fr) 2004-09-10 2006-11-10 Total Sa Procede et installation pour le traitement de dso
US7544340B2 (en) * 2007-03-13 2009-06-09 Gas Technology Institute Method for creating a gas-liquid contact area
CA2683983A1 (en) * 2009-10-21 2011-04-21 Carbon Solutions Inc. Stabilization and remote recovery of acid gas fractions from sour wellsite gas

Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN101490490A (zh) * 2006-07-13 2009-07-22 国际壳牌研究有限公司 用于液化天然气物流的方法和装置

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
王淑娟等: "《天然气处理工艺技术》", 31 May 2008, 石油工业出版社 *

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN106422667A (zh) * 2015-08-04 2017-02-22 北京思践通科技发展有限公司 从气体中一步脱除酸性组分和水的方法
CN106422667B (zh) * 2015-08-04 2019-07-30 北京思践通科技发展有限公司 从气体中一步脱除酸性组分和水的方法

Also Published As

Publication number Publication date
US20110061532A1 (en) 2011-03-17
EP2478078A4 (en) 2014-03-05
EP2478078A2 (en) 2012-07-25
WO2011034777A3 (en) 2011-07-28
BR112012006050A2 (pt) 2016-03-29
WO2011034777A2 (en) 2011-03-24
CN102791837B (zh) 2015-01-28
CA2773697A1 (en) 2011-03-24
US8876960B2 (en) 2014-11-04
AU2010295843A1 (en) 2012-03-29
SG179130A1 (en) 2012-05-30

Similar Documents

Publication Publication Date Title
AU2016233921B2 (en) Coalescer for co-current contactors
Goodwin et al. Problems associated with sour gas in the oilfield industry and their solutions
EA013067B1 (ru) Устройство и способ для удаления сероводорода из текучей среды
JP2020524077A (ja) 硫黄含有化合物を捕捉するための小型接触システム及び方法
CA2823242A1 (en) Use of gas-separation membranes to enhance production in fields containing high concentrations of hydrogen sulfides
US9939114B2 (en) Method of pipeline interior drying
WO2015138308A2 (en) Methods for removing contaminants from natural gas
CN107405564A (zh) 用于并流接触器的内表面特征
CN102665859A (zh) 从气流回收co2的喷雾方法和相关设备
dos Santos et al. Comparison of different processes for preventing deposition of elemental sulfur in natural gas pipelines: A review
US20120285863A1 (en) Automated sulfur recovery loop
CN103463958A (zh) 利用膜分散式微通道反应器选择性吸收含co2混合气体中h2s的方法
CN102791837B (zh) 运输和处理酸性流体的方法和系统
CN103923718A (zh) 一种天然气的脱硫方法及其脱硫装置
US5147620A (en) Process for the purification of gaseous streams
CN212283519U (zh) 基于三嗪类液体脱硫的一体化装置
CN110343556A (zh) 橇装式二氧化碳驱返排气脱硫脱水与二氧化碳回收系统
CN102139852A (zh) 实现单井高含硫化氢原油用油罐车安全集输的方法和设备
CN210736676U (zh) 橇装式二氧化碳驱返排气脱硫脱水与二氧化碳回收系统
Lim et al. Liquid Scavenger vs. Fixed Bed H2S Adsorbent. Working in Harmony or Against Each Other for H2S Removal
US20210053827A1 (en) Sulfur Recovery Within A Gas Processing System
CN209872888U (zh) 一种低潜硫天然气的站场脱硫装置
Palmaa et al. Study of the carbonyl sulphide hydrolysis reaction in liquid phase
Stokes et al. Impact of Chemical Impurities on the Integrity of Carbon Dioxide Transport Pipelines
CN210953695U (zh) 一种用于脱硫脱碳剂性能测试系统

Legal Events

Date Code Title Description
C06 Publication
PB01 Publication
C10 Entry into substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
C14 Grant of patent or utility model
GR01 Patent grant
CF01 Termination of patent right due to non-payment of annual fee

Granted publication date: 20150128

Termination date: 20150910

EXPY Termination of patent right or utility model