CN110997109B - 冷溶剂和酸气脱除的集成 - Google Patents
冷溶剂和酸气脱除的集成 Download PDFInfo
- Publication number
- CN110997109B CN110997109B CN201880054260.3A CN201880054260A CN110997109B CN 110997109 B CN110997109 B CN 110997109B CN 201880054260 A CN201880054260 A CN 201880054260A CN 110997109 B CN110997109 B CN 110997109B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- gas stream
- stream
- contactor
- liquid
- lean solvent
- 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.)
- Active
Links
- 239000002904 solvent Substances 0.000 title claims abstract description 223
- 239000002253 acid Substances 0.000 title description 38
- 230000010354 integration Effects 0.000 title description 3
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 369
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 220
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 146
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims abstract description 110
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims abstract description 110
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 claims abstract description 72
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 66
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims abstract description 66
- 239000012466 permeate Substances 0.000 claims abstract description 55
- 239000012528 membrane Substances 0.000 claims abstract description 36
- 230000008569 process Effects 0.000 claims abstract description 33
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 claims abstract description 25
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 19
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 claims abstract description 16
- 239000012535 impurity Substances 0.000 claims abstract description 11
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 58
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 claims description 32
- 239000000112 cooling gas Substances 0.000 claims description 32
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 claims description 24
- 239000012808 vapor phase Substances 0.000 claims description 24
- 238000012546 transfer Methods 0.000 claims description 20
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 18
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims description 17
- 239000012071 phase Substances 0.000 claims description 15
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 14
- 238000005498 polishing Methods 0.000 claims description 11
- 238000004064 recycling Methods 0.000 claims description 11
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 8
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 8
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 description 11
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 description 11
- 230000018044 dehydration Effects 0.000 description 9
- 238000006297 dehydration reaction Methods 0.000 description 9
- 238000005057 refrigeration Methods 0.000 description 8
- QGJOPFRUJISHPQ-UHFFFAOYSA-N Carbon disulfide Chemical compound S=C=S QGJOPFRUJISHPQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 6
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 6
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 6
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 6
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 5
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- RAHZWNYVWXNFOC-UHFFFAOYSA-N Sulphur dioxide Chemical compound O=S=O RAHZWNYVWXNFOC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- JJWKPURADFRFRB-UHFFFAOYSA-N carbonyl sulfide Chemical compound O=C=S JJWKPURADFRFRB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 4
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 4
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 4
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 4
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 4
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000005194 fractionation Methods 0.000 description 3
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 3
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 3
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- -1 Flexsorb/SE Chemical class 0.000 description 2
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 230000001143 conditioned effect Effects 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N hydroxyacetaldehyde Natural products OCC=O WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000010992 reflux Methods 0.000 description 2
- 238000010008 shearing Methods 0.000 description 2
- 238000007086 side reaction Methods 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- ZIBGPFATKBEMQZ-UHFFFAOYSA-N triethylene glycol Chemical compound OCCOCCOCCO ZIBGPFATKBEMQZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003929 acidic solution Substances 0.000 description 1
- 230000004075 alteration Effects 0.000 description 1
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 description 1
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000012993 chemical processing Methods 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 1
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 1
- 230000003750 conditioning effect Effects 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 150000002334 glycols Chemical class 0.000 description 1
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000002894 organic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 1
- JTJMJGYZQZDUJJ-UHFFFAOYSA-N phencyclidine Chemical class C1CCCCN1C1(C=2C=CC=CC=2)CCCCC1 JTJMJGYZQZDUJJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000001737 promoting effect Effects 0.000 description 1
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 230000001172 regenerating effect Effects 0.000 description 1
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 description 1
- 238000009966 trimming Methods 0.000 description 1
- 238000010977 unit operation Methods 0.000 description 1
- 238000013022 venting Methods 0.000 description 1
- 230000000007 visual effect Effects 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
- B01D53/14—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
- B01D53/1456—Removing acid components
- B01D53/1462—Removing mixtures of hydrogen sulfide and carbon dioxide
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
- B01D53/14—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
- B01D53/1418—Recovery of products
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
- B01D53/14—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
- B01D53/1425—Regeneration of liquid absorbents
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
- B01D53/14—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
- B01D53/18—Absorbing units; Liquid distributors therefor
- B01D53/185—Liquid distributors
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
- B01D53/22—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by diffusion
- B01D53/229—Integrated processes (Diffusion and at least one other process, e.g. adsorption, absorption)
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D61/00—Processes of separation using semi-permeable membranes, e.g. dialysis, osmosis or ultrafiltration; Apparatus, accessories or auxiliary operations specially adapted therefor
- B01D61/24—Dialysis ; Membrane extraction
- B01D61/246—Membrane extraction
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
- C10L3/00—Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
- C10L3/06—Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by C10G, C10K3/02 or C10K3/04
- C10L3/10—Working-up natural gas or synthetic natural gas
- C10L3/101—Removal of contaminants
- C10L3/102—Removal of contaminants of acid contaminants
- C10L3/103—Sulfur containing contaminants
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
- C10L3/00—Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
- C10L3/06—Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by C10G, C10K3/02 or C10K3/04
- C10L3/10—Working-up natural gas or synthetic natural gas
- C10L3/101—Removal of contaminants
- C10L3/102—Removal of contaminants of acid contaminants
- C10L3/104—Carbon dioxide
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
- C10L3/00—Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
- C10L3/06—Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by C10G, C10K3/02 or C10K3/04
- C10L3/10—Working-up natural gas or synthetic natural gas
- C10L3/101—Removal of contaminants
- C10L3/106—Removal of contaminants of water
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D11/00—Solvent extraction
- B01D2011/007—Extraction using a solvent in the gas phase
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D2252/00—Absorbents, i.e. solvents and liquid materials for gas absorption
- B01D2252/20—Organic absorbents
- B01D2252/204—Amines
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D2256/00—Main component in the product gas stream after treatment
- B01D2256/24—Hydrocarbons
- B01D2256/245—Methane
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D2257/00—Components to be removed
- B01D2257/30—Sulfur compounds
- B01D2257/304—Hydrogen sulfide
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D2257/00—Components to be removed
- B01D2257/50—Carbon oxides
- B01D2257/504—Carbon dioxide
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
- C10L2290/00—Fuel preparation or upgrading, processes or apparatus therefore, comprising specific process steps or apparatus units
- C10L2290/06—Heat exchange, direct or indirect
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
- C10L2290/00—Fuel preparation or upgrading, processes or apparatus therefore, comprising specific process steps or apparatus units
- C10L2290/10—Recycling of a stream within the process or apparatus to reuse elsewhere therein
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
- C10L2290/00—Fuel preparation or upgrading, processes or apparatus therefore, comprising specific process steps or apparatus units
- C10L2290/46—Compressors or pumps
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
- C10L2290/00—Fuel preparation or upgrading, processes or apparatus therefore, comprising specific process steps or apparatus units
- C10L2290/54—Specific separation steps for separating fractions, components or impurities during preparation or upgrading of a fuel
- C10L2290/541—Absorption of impurities during preparation or upgrading of a fuel
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
- C10L2290/00—Fuel preparation or upgrading, processes or apparatus therefore, comprising specific process steps or apparatus units
- C10L2290/54—Specific separation steps for separating fractions, components or impurities during preparation or upgrading of a fuel
- C10L2290/545—Washing, scrubbing, stripping, scavenging for separating fractions, components or impurities during preparation or upgrading of a fuel
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
- C10L2290/00—Fuel preparation or upgrading, processes or apparatus therefore, comprising specific process steps or apparatus units
- C10L2290/54—Specific separation steps for separating fractions, components or impurities during preparation or upgrading of a fuel
- C10L2290/548—Membrane- or permeation-treatment for separating fractions, components or impurities during preparation or upgrading of a fuel
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02C—CAPTURE, STORAGE, SEQUESTRATION OR DISPOSAL OF GREENHOUSE GASES [GHG]
- Y02C20/00—Capture or disposal of greenhouse gases
- Y02C20/40—Capture or disposal of greenhouse gases of CO2
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Urology & Nephrology (AREA)
- Water Supply & Treatment (AREA)
- Separation Using Semi-Permeable Membranes (AREA)
- Gas Separation By Absorption (AREA)
Abstract
从天然气料流分离杂质的方法。所述天然气料流经由与一种或多种工艺料流热交换冷却以产生冷却气体料流,使该冷却气体料流与贫溶剂料流在接触器中接触以从所述冷却气体料流分离硫化氢(H2S),从而产生富溶剂料流和经部分处理气体料流。在膜分离系统中使二氧化碳(CO2)和H2S从所述经部分处理气体料流分离,从而产生经完全处理气体料流和渗透气体料流,所述渗透气体料流基本上由H2S和CO2组成,和所述经完全处理气体料流基本上由天然气组成。所述经完全处理气体料流和所述渗透气体料流处于比所述经部分处理气体料流更低的温度。所述经完全处理气体料流和所述渗透气体料流构成所述一种或多种工艺料流。
Description
相关申请的交叉引用
本申请要求于2017年8月21日提交的标题为“冷溶剂和酸气脱除的集成(INTEGRATION OF COLD SOLVENT AND ACID GAS REMOVAL)”的美国临时专利申请号62/548,172的优先权利益,该文献的全部内容通过参考引入本文。
本申请涉及于2017年8月21日提交的标题为“冷溶剂和酸气脱除的集成”的美国临时专利申请号62/548,171(与其具有共同发明人和受让人并在同一日提交),该文献的公开内容全文引入本文作为参考。
背景技术
技术领域
本公开内容总体上涉及从气体料流,例如天然气料流分离杂质。更具体地说,本公开内容涉及经由使用膜分离技术控制气体料流的温度,例如,以降低所述气体料流和溶剂的反应温度。
相关技术的描述
本节旨在介绍可能与本公开相关的本领域的各个方面。该讨论旨在提供有助于更好地理解本公开内容的特定方面的框架。因此,应理解,本节应该从这个角度来阅读,而不一定作为对现有技术的承认。
膜通过优先使酸气(例如,CO2和H2S)透过该膜至较低压力来工作,这冷却了工艺气体和渗透物两者。膜是主体脱除技术(a bulk removal technology),所以除去H2S(和有时CO2,但是那些应用不是这里的焦点)的胺基净化步骤(an amine-based clean-up step)几乎总是被要求来满足管道气技术要求。
位阻胺,例如Flexsorb/SE经设计以优先除去H2S并让CO2与经处理气体一起滑过。所述胺通过相比CO2与H2S更加迅速地反应而达到选择性H2S除去。变成对H2S具有选择性的价值在于在该系统中要求更少的胺分子来除去H2S,因为进行更少的与CO2的副反应。工业中众所周知的是,在更冷的温度(50-80℉)下,与CO2的反应显著地减慢,并且反应变得甚至进一步对H2S具有选择性。已经发现,通过在接触气体料流之前将溶剂本身冷却可以进一步增强对H2S的选择性,从而将溶剂循环减少高达一个数量级。此种溶剂冷却进一步降低CO2反应速率。此外,在气体料流和胺溶剂之间提供非常短的接触时间容许所述胺仅有吸收H2S的足够时间,但是太少接触时间而不与明显量的CO2反应。因此,CO2滑过越多,要求溶剂越少。因此将有利的是提供一种方法和/或系统,其减少在用膜分离系统运转的接触器中使用的胺溶剂的要求量。
发明内容
本公开内容进一步提供从天然气料流分离杂质的方法。根据该方法,经由与一种或多种工艺料流热交换将天然气料流冷却以产生冷却气体料流。使所述冷却气体料流与贫溶剂料流在接触器中接触以从所述冷却气体料流分离硫化氢(H2S),从而产生富溶剂料流和经部分处理气体料流。从所述富溶剂料流除去H2S和二氧化碳(CO2)以产生所述贫溶剂料流。将所述贫溶剂料流循环至接触器。在膜分离系统中从所述经部分处理气体料流分离CO2和H2S,从而产生经完全处理气体料流和渗透气体料流,所述渗透气体料流基本上由H2S和CO2组成,和所述经完全处理气体料流基本上由天然气组成。所述经完全处理气体料流和所述渗透气体料流处于比所述经部分处理气体料流更低的温度。所述经完全处理气体料流和所述渗透气体料流构成所述一种或多种工艺料流。
本公开内容进一步提供从天然气料流分离杂质的系统。经由与一种或多种工艺料流热交换,换热器将所述天然气料流冷却从而产生冷却气体料流。接触器使所述冷却气体料流与贫溶剂料流接触以从所述冷却气体料流分离硫化氢(H2S)从而产生富溶剂料流和经部分处理气体料流。再生器从所述富溶剂料流脱除H2S和二氧化碳(CO2)以产生循环到所述接触器的贫溶剂料流。膜分离系统使CO2和H2S与所述经部分处理气体料流分离,从而产生经完全处理气体料流和渗透气体料流。所述渗透气体料流基本上由H2S和CO2组成,所述经完全处理气体料流基本上由天然气组成。所述经完全处理气体料流和所述渗透气体料流处于比所述经部分处理气体料流更低的温度。所述经完全处理气体料流和所述渗透气体料流构成所述一种或多种工艺料流。
前面已经宽泛地概述了本公开内容的特征,使得可以更好地理解下面的详细描述。本文还将描述另外的特征。
附图说明
由下面描述、所附的权利要求书和附图,本公开内容的这些及其它特征、方面和优点将变得显然可见,以下简要描述附图。
图1是根据已知原理的天然气分离系统的示意图。
图2是根据所公开方面的天然气分离系统的示意图。
图3是根据仍然其它公开方面的天然气分离系统的示意图。
图4是根据还有的其它公开方面的天然气分离系统的示意图。
图5是根据所公开方面的并流接触系统的侧视图。
图6A-6D是根据所公开方面的液滴发生器的侧视图和透视图。
图7是根据本公开内容的方面的方法的流程图。
图8是根据本公开内容的方面的方法的流程图。
应该注意的是,附图仅仅是实施例,并且不意在由此限制本公开内容的范围。此外,附图通常不是按比例绘制的,而是为了方便和清楚的目的而绘制,以阐明本公开内容的各方面。
发明详述
为了促进对本公开内容的原理的理解,现在将参考附图中所示的特征,并且将使用特定的语言来描述这些特征。仍然应该理解,不意在由此限制本公开内容的范围。如本公开内容所涉及领域技术人员通常会想到的那样,可以设想如本文所述的本公开内容的原理的任何改变和另外的修改和任何另外的应用。为了清楚起见,一些与本公开无关的特征可能未在附图中示出。
在开头,为了容易参考,给出了本申请中使用的某些术语和它们在本文中所使用的意义。如果本文所使用的术语没有在下面进行限定,则应该为它赋予本领域中最宽的定义,因为本领域技术人员已经知道该术语反映在至少一篇印刷的出版物或发布的专利中。另外,本发明技术不受下面所示的术语的使用限制,因为发挥相同或相似目的的所有等效物、同义词、新发展和术语或技术认为在本发明权利要求的范围内。
如本领域普通技术人员将理解的那样,不同的人可以通过不同的名称来提及相同的特征或组件。本文件不意在区分仅在名称上不同的组件或特征。附图不一定按比例绘制。本文中的某些特征和组件可能按比例放大或以示意性形式示出,并且为了清楚和简明起见,可能未示出常规元件的一些细节。当提及本文描述的附图时,为了简单起见,可以在多个附图中引用相同的附图标记。在下面的描述和权利要求书中,术语"包括"和"包含"以开放式方式使用,并且因此应该被解释为是指"包括但不限于"。
冠词"所述(the)"、"一个(a)"和"一种(an)"不一定限于仅表示一个/一种,而是包含性的并且是开放式的,从而非必要地包括多种这样的要素。
如本文所使用的,术语“大约”、“约”、“基本上”和类似的术语意在具有与本公开的主题所属领域的普通技术人员的常用和可接受的用法相一致的广泛的含义。阅读本公开内容的本领域技术人员应该理解,这些术语意在允许描述和要求保护的某些特征的描述,而不将这些特征的范围限制于所提供的精确数值范围。因此,这些术语应该被解释为表示所描述的主题的非实质性或无关紧要的修改或变化,并且被认为是在本公开内容的范围内。
“示例性”在本文仅用于是指“充当实例、举例或说明”。本文描述为“示例性”的任何实施方案或方面不应理解为对于其它实施方案是优选或有利的。
“酸气”是指当溶解在水中时产生酸性溶液的任何气体。酸气的非限制性实例包括硫化氢(H2S)、二氧化碳(CO2)、二氧化硫(SO2)、二硫化碳(CS2)、羰基硫(COS)、硫醇或它们的混合物。
“并流接触器”是指按使得气体料流和溶剂料流在沿总体相同方向流动的同时彼此接触的方式接收所述气体料流和单独的溶剂料流的容器。
术语“并流”是指工艺料流在可以分成数个子段的单元操作内的内部配置,通过所述配置所述工艺料流沿相同方向流动。
本文所使用的“柱”是分离容器,其中基于不同性能使用逆流流动离析材料。
“脱水天然气料流”或“干天然气料流”是指经历了脱水工艺的天然气料流。取决于应用,脱水天然气料流可以具有小于150份/百万份(ppm),小于100ppm,小于84ppm,小于50ppm,小于7ppm,或小于0.1ppm的水含量。可以使用用于将天然气料流脱水的任何适合的方法。适合的脱水工艺的典型实例包括,但不限于使用二醇(glycol)或甲醇的脱水。
本文所使用的术语“脱水”是指预处理原料气体料流以部分或完全除去水和,非必要地,一些重质烃。
本文所使用的术语“设施”作为通称用于涵盖油气田收集系统、处理平台系统和井口平台系统。
术语“气体”可与“蒸气”互换地使用,并定义为呈不同于液态或固态的气态下的物质或物质混合物。同样地,术语“液体”是指呈与气态或固态不同的液态的物质或物质混合物。
“烃”是主要包括元素氢和碳的有机化合物,但是氮、硫、氧、金属或任何数目的其它元素也可以少量存在。本文所使用的烃通常是指天然气、油或化学加工设施中发现的组分。
本公开内容描述了利用膜分离系统的输出物的内在冷却以将一个或多个接触器容器中的气体料流和溶剂的反应温度降低的方法和系统。接触器容器可以按照常规逆流接触原理运转,或在一个方面中,可以包括一个或多个并流接触系统。在一个优选的方面中可以是位阻胺的溶剂可以被冷却至小于环境温度,然后供入接触器容器。膜分离系统的一种或多种输出物(可以包括经处理气体料流和渗透气体料流)同样可以被降温或冷却,然后导入接触容器。此种降温或冷却的效果是可以将每个接触容器内部的反应调节到对硫化氢(H2S)更加具有选择性和对二氧化碳(CO2)不太具有选择性。可以改进H2S选择性,从而减少分离所要求的溶剂流。
图1是根据已知原理的天然气分离系统的示意图。系统100可用来处理具有高酸气含量的进料气体料流110。所述进料气体料流包含天然气以及酸气例如CO2和H2S。进料气体料流110进入使进料气体料流110和贫溶剂料流114之间能够接触的接触器容器112,所述贫溶剂料流114包含从所述进料气体料流除去酸气的溶剂。脱硫的气体料流116(含有如果不是全部则至少大部分所脱除的酸气)朝着接触器容器112的顶部离开。富溶剂料流118(大部分是液体)接近接触器容器的底部离开并进入再生容器120,其中来自重沸器122的热通过使富溶剂料流部分地沸腾而产生蒸汽。这将酸气与溶剂分离,该溶剂随着它从再生容器往下移动而变得更贫(即,含更少酸气)。所得的酸气料流124在再生容器120顶部附近离开并在冷凝器126中冷却,该冷凝器使酸气料流124中的水的大部分冷凝。这种水收集在回流液储器128中并根据需要使用泵130泵送回到再生容器120的顶部。富含H2S和CO2的酸气料流131离开回流液储器128并被送到硫回收单元(未显示)以从中除去硫。
在再生容器120中,向下移动的贫溶剂离开再生容器的底部。随着在再生容器中从所述溶剂中汽提酸气,所述溶剂变得更贫。所述贫溶剂离开再生容器的底部并进入重沸器122,该重沸器将所述贫溶剂加热以使在其中的任何剩余酸气蒸发。从重沸器排出贫、热胺料流,其中第一部分134送回到再生容器120并且第二部分136使用循环泵138泵送以经由换热器140进料。换热器140在所述贫、热胺料流的第二部分136和富溶剂料流之间交换热。可以取得第二部分136的滑流142通过使用过滤器143按照已知的原理过滤,以保持所述第二部分136清洁。然后在冷却器144中将所述第二部分冷却至环境温度以变成冷却的贫溶剂料流114,其被循环至接触器容器112。
图2是按照本公开内容的方面的酸气分离系统200的示意图。酸气分离系统200可用来处理具有高酸气含量的进料气体料流202。在脱水器204中从进料气体料流202除去水到在下游膜分离或冷却系统中防止水冷凝或防止水合物形成所要求的程度。脱水器可以是任何已知类型的脱水系统,例如基于二醇的溶剂脱水系统和工艺,更具体地说,三乙二醇(TEG)单元。经脱水气体料流206穿过膜分离系统208。膜分离系统208按照已知的原理运转以分离存在于所述经脱水气体料流中的二氧化碳和硫化氢的大部分。例如,膜分离系统208可以产生经部分处理气体料流210,其具有的组成是6%二氧化碳(CO2)、大约500份/百万份(ppm)硫化氢(H2S),其余部分是天然气。膜分离系统208还可以产生渗透气体料流212,其具有的组成是50%-95%CO2和0.001%-5.0%H2S,或70-95%二氧化碳和0.1-2.0%H2S,其余部分是天然气。归因于膜分离系统的性质,可以将经部分处理气体料流210的温度降低到大约50℉和将其压力降低到大约500psig,同时可以将渗透气体料流212的温度降低到大约70℉和将其压力降低到大约100psig。适合的膜分离系统的非限制性实例可以参见“TypicalAmine and Glycol Treating Unit Compared to Gas Membrane Separation System forWellhead CO2 Trimming”(Laurance Reid Gas Conditioning Conference,Norman,OK,2010)。
按照所公开方面,将经部分处理气体料流210导入第一冷溶剂接触器214中。所述第一冷溶剂接触器214使所述经部分处理气体料流210与第一冷却贫溶剂料流216在填充层215中接触以从经部分处理气体料流210当中分离H2S。第一冷却贫溶剂料流216可以包含位阻胺,例如Flexsorb/SE,其已经被设计以优先除去H2S和容许CO2滑过工艺。所述位阻胺通过相比CO2与H2S更加迅速地反应而达到选择性H2S除去。所述H2S选择性位阻胺当与非H2S选择性胺相比时要求更少胺分子来除去系统中的H2S,因为位阻胺和CO2之间的更少副反应发生。另外,在50-80℉的温度下,位阻胺和CO2之间的反应显著地减慢,因此经部分处理气体料流210(在大约50℉的温度下)和第一冷却贫溶剂料流216中的位阻胺之间的相互作用甚至进一步朝H2S具有选择性。根据本公开内容的方面,朝H2S的选择性因此可以如下增强:(a)在进入第一冷溶剂接触器214之前将第一贫溶剂料流216冷却,和(b)减少经部分处理气体料流210和第一冷却贫溶剂料流216之间的接触时间。提供酸气和胺之间的非常短的接触时间(例如,经由更短的填充高度或使用并流接触器)允许所述胺仅有吸收H2S的足够时间,但是太少接触时间而不与明显量的CO2反应。因此,CO2滑过越多,要求溶剂越少。已经发现,通过进行上述步骤(a)和(b)增强H2S选择性,需要小得多的溶剂流动速率来分离经处理气体料流中的H2S-比在更高温度下运转的分离器小高达一个数量级。冷溶剂的使用进一步描述在题目为“Cold Solvent Gas Treating System”的美国专利公开号2017/0239612中,该文献的公开内容全文引入本文作为参考。
经完全处理气体料流218离开第一冷溶剂接触器214的顶部。经完全处理气体料流218富含天然气并且酸气含量非常低。有时为了满足成品管道技术要求,可以在抛光单元中进一步减小经完全处理气体料流218中的CO2浓度,该抛光单元在一个方面中可以包括并流接触系统例如美国专利申请公开号2015/0352463“Contacting a Gas Stream with aLiquid Stream”中公开那样,该文献的公开内容全文引入本文作为参考。可以将在抛光单元中从经完全处理气体料流218中分离的二氧化碳气体料流221在压缩机219中再压缩并与清洁CO2气体料流228结合,如本文进一步描述那样。这样,可以回收从进料气体料流202提取的所有CO2,基本上不含H2S。当存在CO2的即期市场时,此种CO2提取和回收是特别有利的。可以经由脱水单元222进一步加工经完全处理气体料流218以将销售气体料流(sale gasstream)中的水减少到可接受的水平。第一富溶剂料流223离开第一冷溶剂接触器214的底部。所述第一富溶剂料流包括来自经部分处理气体料流210的在第一冷溶剂接触器214中与其分离的H2S。
将渗透气体料流212(如先前所述可以包含大约50%-95%CO2或70-95%CO2)导入第二冷溶剂接触器224中。第二冷溶剂接触器224使渗透气体料流212与第二冷却贫溶剂料流226在填充层225中接触以从渗透气体料流212当中分离H2S。第二冷却贫溶剂料流226可以包含位阻胺,并在一个优选的方面中,具有与第一冷却贫溶剂料流216相同的组成。第二冷溶剂接触器224可以按与第一冷溶剂接触器214类似的方式运转,并且为了简洁,本文将不进一步描述其操作。清洁CO2气体料流228(基本上不含H2S)离开第二冷溶剂接触器224的顶部以排气或输送以便进一步应用或加工。第二富溶剂料流230离开第二冷溶剂接触器224的底部。第二富溶剂料流230包括来自渗透气体料流212的在第二冷溶剂接触器224中与其分离的H2S。
使第一和第二富溶剂料流223,230再生以从其中含有的溶剂中分离H2S(和残留CO2)。在一个优选的方面中,将第一和第二富溶剂料流结合并送到再生器232。再生器232可以包括分别如图1在120、122、126和128所示的再生容器、重沸器、冷凝器和/或储器,并且为了简洁,将不进一步描述具体的组件。富H2S气体料流234从再生器232当中分离并可以根据已知的原理送到硫回收单元(未显示)。随着H2S(和CO2)脱除,溶剂此时包含再生或贫溶剂料流236,其可以循环到第一和第二冷溶剂接触器214,224。然而,在循环之前,在制冷系统238中将贫溶剂料流降温或冷却,该制冷系统238在一个方面中可以是丙烷冷却器、氨制冷机和/或吸收式冷却器。制冷系统将贫溶剂料流236降温或冷却到低于环境温度的温度,该温度可以低于50°F,或低于45°F,或低于40°F,或低于35°F。这不同于已知的酸气分离系统,已知的酸气分离系统将贫胺在循环之前仅冷却到环境温度附近。如此前阐明那样,将贫溶剂料流冷却到小于环境温度可以显著地减小所要求的溶剂流动速率。第一和第二冷却贫溶剂料流216,226离开制冷系统并分别被循环到第一和第二冷溶剂接触器214,224。
图2所示的本公开内容的方面依靠通过膜分离系统208中的气体膨胀使经脱水气体料流206冷却。经部分处理气体料流210和渗透气体料流212的附加冷却可以分别通过第一和第二冷却器242,244提供。这可以进行以将经部分处理气体料流210和渗透气体料流212的温度降低到对于用于第一和第二冷溶剂接触器214,224可能更加优化的温度。
图2的示意性不旨在指示酸气分离系统200应包括图2所示的所有组件。另外,任何数目的附加组件可以包括在酸气分离系统200内,这取决于特定执行的细节。例如,酸气分离系统200可以包括任何适合类型的加热器、冷却器、冷凝器、液泵、气体压缩机、过滤器、吹风机、旁通管线、其它类型的分离和/或分馏设备、阀门、转换器、控制器、压力测量仪、测温仪器、水平测量仪、或流量仪等。
图3是根据本公开内容的另一个方面的酸气分离系统300的示意图,该酸气分离系统类似于系统200。系统300不同于系统200,在于该溶剂体系集成在一起。可以将来自渗透物处理的少许加载的冷却溶剂泵送并作为半贫溶剂用于对工艺气体的冷溶剂,因为所述工艺气体将具有更高的H2S分压。如图3所示,在脱水器304中从进料气体料流302除去水。经脱水气体料流306穿过膜分离系统308。膜分离系统按照已知的原理运转以分离存在于所述经脱水气体料流中的二氧化碳和硫化氢的大部分。例如,膜分离系统308可以产生经部分处理气体料流310,其具有的组成是6%二氧化碳(CO2)、大约500份/百万份(ppm)硫化氢(H2S),其余部分是天然气。膜分离系统308还可以产生渗透气体料流312,其具有的组成是50%-95%CO2和0.001%-5.0%H2S,或70-95%二氧化碳和0.1-2.0%H2S,其余部分是天然气。可以将经部分处理气体料流310的温度降低到大约50°F和将其压力降低到大约500psig,同时可以将渗透气体料流312的温度降低到大约70°F和将其压力降低到大约100psig。
按照所公开方面,将经部分处理气体料流310导入第一冷溶剂接触器314中。将渗透气体料流312导入第二冷溶剂接触器324中。第二冷溶剂接触器324使渗透气体料流312与冷却贫溶剂料流326接触以从渗透气体料流312当中分离H2S。如先前所述,冷却贫溶剂料流326可以包含位阻胺,例如Flexsorb/SE。清洁CO2气体料流328(基本上不含H2S)离开第二冷溶剂接触器324的顶部以排气或输送以便进一步应用或加工。半贫溶剂料流330离开第二冷溶剂接触器324的底部。半贫溶剂料流330包括来自渗透气体料流312的在第二冷溶剂接触器324中与其分离的H2S。使用泵331将半贫溶剂料流330泵送至第一冷溶剂接触器314,所述第一冷溶剂接触器使经部分处理气体料流310与所述半贫溶剂料流接触以从经部分处理气体料流310当中分离H2S。
经完全处理气体料流318离开第一冷溶剂接触器314的顶部。经完全处理气体料流318富含天然气并且酸气含量非常低。为了满足管道技术要求,经完全处理气体料流318中的酸气浓度可以在抛光单元320中进一步降低并经由脱水单元322进一步加工,如先前方面中所述那样。可以将在抛光单元中从经完全处理气体料流318分离的二氧化碳气体料流321在压缩机319中再压缩并与清洁CO2气体料流328结合,如本文进一步描述那样。富溶剂料流323离开第一冷溶剂接触器314的底部。所述富溶剂料流包括来自经部分处理气体料流310的在第一冷溶剂接触器314中与其分离的H2S。在一个方面中,将冷却贫溶剂料流326的滑流326a送到在半贫溶剂料流330上方的第一冷溶剂接触器314的顶部以进一步降低经部分处理气体料流中的H2S。
在再生器332中使富溶剂料流323再生,该再生器将H2S(和CO2)与所述富溶剂料流中的溶剂分离。再生器332可以包括分别如图1在120、122、126和128所示的再生容器、重沸器、冷凝器和/或储器,并且为了简洁,将不进一步描述具体的组件。富H2S气体料流334从再生器332当中分离并可以根据已知的原理送到硫回收单元(未显示)。随着H2S脱除,溶剂此时包含可以循环到第二冷溶剂接触器324的贫溶剂料流336。然而,在循环之前,在制冷系统338中将贫溶剂料流降温或冷却,该制冷系统将贫溶剂料流336降温或冷却到小于环境温度的温度,该温度可以低于50°F,或低于45°F,或低于40°F,或低于35°F。这不同于已知的酸气分离系统,已知的酸气分离系统将贫胺在循环之前仅冷却到环境温度附近。如此前阐明那样,将贫溶剂料流冷却到小于环境温度可以显著地减小所要求的溶剂流动速率。冷却贫溶剂料流326离开制冷系统并被循环到第二冷溶剂接触器。
图3所示的本公开内容的方面依靠通过膜分离系统308使经脱水气体料流306冷却。经部分处理气体料流310和渗透气体料流312的附加冷却可以分别通过第一和第二冷却器342,344提供。这可以进行以将经部分处理气体料流310和渗透气体料流312的温度降低到对于用于第一和第二冷溶剂接触器314,324可能更加优化的温度。
图3的示意性不旨在指示酸气分离系统300应包括图3所示的所有组件。另外,任何数目的附加组件可以包括在酸气分离系统300内,这取决于特定执行的细节。例如,酸气分离系统300可以包括任何适合类型的加热器、冷却器、冷凝器、液泵、气体压缩机、过滤器、吹风机、旁通管线、其它类型的分离和/或分馏设备、阀门、转换器、控制器、压力测量仪、测温仪器、水平测量仪、或流量仪等。
图4描绘了根据本公开内容的另一个方面的酸气分离系统400,其中单个冷溶剂接触器402配置在膜系统404的上游。在这一方面中,进料气体料流405可以在换热器406中通过与膜系统404的排放物中的一种或多种交叉换热而加以冷却,所述排放物可以包括经完全处理气体料流408和/或渗透气体料流410。在换热器406中冷却到大约50oF的温度之后,例如,进料气体料流405(其可以认为是冷却气体料流)可以在制冷系统或冷却器407中进一步冷却并导入冷溶剂接触器402中。冷溶剂接触器402使进料气体料流405与贫溶剂料流412根据已知的原理接触以从进料气体料流405当中分离H2S。贫溶剂料流412可以包含位阻胺,该位阻胺如先前所述通过相比CO2而与H2S更加迅速地反应而达到选择性H2S除去。如先前所述,提供酸气和胺之间的非常短的接触时间(例如,经由更短的填充高度或使用并流接触器)允许所述胺仅有吸收H2S的足够时间,但是太少接触时间而不与明显量的CO2反应。因此,CO2滑过越多,要求溶剂越少。
经部分处理气体料流414离开冷溶剂接触器402的顶部。脱水器416从经部分处理气体料流414除去水,然后将经处理气体料流导入膜分离系统404中。膜系统404按照已知的原理运转以分离存在于所述经部分处理气体料流414中的二氧化碳和硫化氢的大部分。例如,膜系统404可以产生具有2%-6%CO2的组成在大约30°F的温度和大约500psig的压力下的经完全处理气体料流408。膜分离系统404还可以产生渗透气体料流410,其具有的组成是50%-95%CO2,或70-95%CO2,其余部分主要是几乎不含至不含H2S的天然气。为了满足管道技术要求,销售气体料流408中的H2S浓度可以在抛光单元418中进一步降低,如此前阐明那样。可以将在所述抛光单元中从经处理气体料流414分离的二氧化碳气体料流419在压缩机421中再压缩并与渗透气体料流410结合。富溶剂料流420离开冷溶剂接触器402的底部。富溶剂料流420包括来自进料气体料流405的在冷溶剂接触器402中与其分离的H2S。将富溶剂料流420供给再生器422,该再生器将H2S(和至少一些CO2)与溶剂分离。富H2S气体料流424离开再生器422并可以送到根据已知原理的硫回收单元(未显示)。可以通过制冷系统或冷却器423将贫溶剂料流412冷却,然后循环到冷溶剂接触器402。
图4的示意性不旨在指示酸气分离系统400应包括图4所示的所有组件。另外,任何数目的附加组件可以包括在酸气分离系统400内,这取决于特定执行的细节。例如,酸气分离系统400可以包括任何适合类型的加热器、冷却器、冷凝器、液泵、气体压缩机、过滤器、吹风机、旁通管线、其它类型的分离和/或分馏设备、阀门、转换器、控制器、压力测量仪、测温仪器、水平测量仪、或流量仪等。
图4中所公开的方面具有数个优点。例如,将仅要求单个冷溶剂接触器和脱水系统,与本文其它图中所示两个冷溶剂接触器和两个至三个脱水系统相对照。脱水在高压和低温下进行,其中气体含有更少水,尤其是对于低压渗透系统。整个膜系统在没有H2S存在下运转,从而改进设备安全性。此外,膜系统的进料气体此时可以更冷,这增加对渗透物质的选择性,所以CO2料流具有更低烃含量。这一最后优点可以是适用的,而与本文对于用于所述方面所公开的具体冷溶剂(一种或多种)的使用无关。
在整个本公开内容中,提到“经部分处理”和“经完全处理”的气体料流。这些术语以彼此为基准,并且它们的使用不暗示经完全处理气体料流不能经历附加的工艺或处理。
图2-4中描绘并在本文描述的冷溶剂接触器显示为常规接触容器,其中向上移动的气体料流在填充段中接触向下移动的溶剂。根据本公开内容的方面,减小填充段的高度以使通过溶剂吸收的CO2最小化。在另一个方面中,任何所公开的冷溶剂接触器可以按照并流流动方案运转,其中气体料流沿它接触的溶剂的相同方向移动。所述并流流动方案可以包括一个或多个并联的、在管子内串联的、或并联和串联构型组合连接的并流接触系统。天然气料流和溶剂料流可以在每个并流接触系统内一起移动,即并流。一般而言,并流接触器可以按比逆流接触系统高得多的流体速率运转。结果,并流接触系统往往比使用具有填料或塔板的标准塔的逆流接触器更小。另外,并流接触系统比具有相等处理能力的常规压力容器更小,并因此更适合于模块化设计/构造、离岸部署、脱瓶颈应用和其中视觉污染可能是因素的应用。在选择性H2S和/或CO2分离应用中,串联的两个到三个并流接触系统可用来从气体料流分离所述杂质。此外,在所公开方面中进行的脱水和/或抛光步骤可以通过一个或多个并流接触系统进行。
图5进一步详细地示出了并流接触系统500。并流接触系统500可以提供气体料流,例如天然气料流501内的组分的分离。并流接触系统500可以包括同轴(in-line)布置在管子504内的并流接触器502。并流接触器502可以包括支持液滴料流,例如贫溶剂料流505与流动气体料流,例如天然气料流501有效接触,以便硫化氢(H2S)与天然气料流501分离的许多组件。
并流接触器502可以包括液滴发生器508和传质段510。如图5所示,天然气料流501可以流过管子504并流入液滴发生器508。贫溶剂料流505还可以流入液滴发生器508,例如,经过与液滴发生器508中的流动通道516耦合的空腔514。
贫溶剂料流505从流动通道516作为细液滴经过注射孔518释放到天然气料流501中,然后流入传质段510。这可能导致在传质段510内产生经处理气体料流520。经处理气体料流520可以包括分散在气相中的小液滴。对于H2S分离工艺,液滴可以包括来自吸收或溶解到贫溶剂料流505中的天然气料流501的H2S分子。
经处理气体料流520可以从传质段510流到分离系统522,该分离系统包括旋风式分离器523和收集器524。或者,分离系统可以包括筛网,或沉降容器。优选地,同轴的旋风式分离器可用来实现紧凑性和减小直径的利益。旋风式分离器523从气相除去液滴。将液滴(如上所述可以包括吸收或溶解到贫溶剂料流505中的H2S)转移到收集器524中,该收集器将所收集的液体作为富溶剂料流517引导至再生器(未显示)。压力均衡管线532可以从收集器524延伸并运转以允许收集器中的气体返回到分离系统522。在一个方面中,这种气体经由位于分离系统522内部的喷嘴533或喷射器流动。从中已经分离H2S和富溶剂的经加工气体料流534沿与管子504的同轴取向(in-line orientation)离开分离系统522。经加工气体料流534中的H2S的量(以重量百分率度量)比天然气料流501中的H2S的量更低。
图6A是根据所公开方面的液滴发生器508的前视图。液滴发生器508是可以在并流接触器内,例如,在相对于图5的并流接触系统500描述的并流接触器502中执行的接触设备。液滴发生器508的前视图代表液滴发生器的上游立式图。
液滴发生器508可以包括外部环形支撑环602、从环形支撑环602延伸的许多辐条604和气体入口锥606。环形支撑环602可以将液滴发生器508同轴固定在管子内。另外,辐条604可以为气体入口锥606提供支撑。
环形支撑环602可以设计为法兰连接,或设计为在管子内部的可移除或固定套管。另外,环形支撑环602可以包括液体进料系统和相对于图6C和6D进一步描述的中空沟道。液体料流,例如贫溶剂料流505,可以经由所述环形支撑环602中的中空沟道供给液滴发生器508。贫溶剂料流505可以包含溶剂例如Flexsorb/SE。所述中空沟道可以允许液体料流沿着液滴发生器508的周边均匀分布。
环形支撑环602内的小液体沟道可以为贫溶剂料流提供流路以流过辐条604内的液体注射孔608。液体注射孔608可以位于每个辐条604的前沿上或附近。液体注射孔608置于辐条604上可以允许贫溶剂料流均匀分布在于辐条604之间引导的气体料流中。具体来说,贫溶剂料流可以与在辐条604之间的间隙流过的天然气料流501的那部分接触,并可以剪切成小液滴并夹带在气相中。
天然气料流的一部分在辐条之间流动到传质段,同时所述气体料流的其余部分经过进气口612流入气体入口锥606。气体入口锥606可以阻断管子的横截面部分。辐条604包括气体出口槽610,其允许天然气料流流出气体入口锥606。随着天然气料流流过管子,这可以提高天然气料流的速率。气体入口锥606可以将预定量的天然气料流引导至辐条604上的气体出口槽610。
经过辐条604注入的贫溶剂料流的一些可以作为液膜沉积在辐条604的表面上。随着天然气料流流过气体入口锥606并从辐条604上的气体出口槽610导出,所述天然气料流可以将所述液膜的大部分清扫,或鼓吹离开辐条604的表面。这可以增强贫溶剂料流分散到气相中。另外,对天然气料流流动的阻碍和由天然气料流气体穿过气体出口槽的离开产生的剪切效应可以提供具有增加的湍流耗散速率的区域。这可以导致更小的液滴产生,该液滴增强贫溶剂料流和天然气料流之间的传质速率。
液滴发生器508的各个组件的尺寸可以改变以致天然气料流以高速度流动。这可以经由环形支撑环602的直径的骤减或环形支撑环602的直径的逐渐减小达到。液滴发生器508的外壁可以在形状上略微会聚,在天然气料流和贫溶剂料流排放到下游管子的位置处终止。这可以允许从液滴发生器508脱除的任何溶剂膜的剪切和再夹带。另外,向心环(radial inward ring)、凹槽表面或其它适合的设备可以包括在液滴发生器508的接近天然气料流和贫溶剂料流排放到下游管子中的位置的外径上。这可以增强液体夹带在气相内的程度。
液滴发生器508的下游端可以排放到管子的区段(未显示)中。所述管子的区段可以是管子的直边段,或管子的同心扩展段。气体入口锥606可以用钝头锥或锥形端锥终止。在其它方面中,气体入口锥606可以用脊锥终止,其可以包括沿着所述锥的为液滴产生提供多个场所的多个同心脊。另外,任何数量的气体出口槽610可以提供在所述锥本身上以允许溶剂膜从液滴发生器508的脱除。
图6B是液滴发生器508的侧透视图。类似编号的项目如相对于图6A所述那样。如图6B所示,气体入口锥606的上游部分与环形支撑环602和辐条604相比可以沿上游方向进一步延伸到管子中。气体入口锥606的下游部分与环形支撑环602和辐条604相比也可以沿下游方向进一步延伸到管子中。气体入口锥606沿下游方向的长度取决于在气体入口锥606末端处的锥的类型,如相对于图6C和6D进一步描述那样。
图6C是根据所公开方面的液滴发生器508的横截面侧透视图。类似编号的项目如相对于图6A和6B所述那样。根据图6C,液滴发生器508的气体入口锥606用锥形端锥614终止。用锥形端锥614终止气体入口锥606可以减小由液滴发生器508引起的管子中的总压降。
图6D是根据另一个所公开方面的液滴发生器508a的横截面侧透视图。类似编号的项目如相对于图6A-6C所述那样。根据图6D,液滴发生器508a的气体入口锥606a用钝头锥616终止。用钝头锥616终止气体入口锥606a可以促进在管子中心形成液滴。
图7是根据所公开方面的从天然气料流分离杂质的方法700的流程图。在方框702,在膜分离系统中从天然气料流分离二氧化碳(CO2)和硫化氢(H2S),从而产生经部分处理气体料流和渗透气体料流。所述渗透气体料流基本上由H2S和CO2组成。所述经部分处理气体料流基本上由天然气组成。所述经部分处理气体料流和渗透气体料流处于比所述天然气料流更低的温度。在方框704,使经部分处理气体料流与第一贫溶剂料流在第一接触器中接触以从所述经部分处理气体料流分离H2S,从而产生第一富溶剂料流和经完全处理气体料流。在方框706,使渗透气体料流与第二贫溶剂料流在第二接触器中接触以从中分离H2S,以产生第二富溶剂料流和CO2气体料流。在方框708,从所述第一和第二富溶剂料流除去H2S,从而产生第一和第二贫溶剂料流。
图8是根据本公开内容方面的从天然气料流分离杂质的方法800的流程图。在方框802,经由与一种或多种工艺料流热交换将天然气料流冷却以产生冷却气体料流。在方框804,使所述冷却气体料流与贫溶剂料流在接触器中接触以从所述冷却气体料流分离硫化氢(H2S),从而产生富溶剂料流和经部分处理气体料流。在方框806,从富溶剂料流除去H2S和至少一些CO2以产生贫溶剂料流。在方框808,将贫溶剂料流循环到接触器。在方框810,在膜分离系统中从经部分处理气体料流分离CO2和H2S,从而产生经完全处理气体料流和渗透气体料流。所述渗透气体料流基本上由H2S和CO2组成。所述经完全处理气体料流基本上由天然气组成。所述经完全处理气体料流和所述渗透气体料流处于比所述经部分处理气体料流更低的温度。所述经完全处理气体料流和所述渗透气体料流构成所述一种或多种工艺料流。
图7和8中描绘的步骤仅是为了说明性目的而提供,并且可能不要求特定的步骤来进行所公开的方法。此外,图7和8可能不显示可以进行的所有步骤。权利要求,并且仅权利要求定义所公开的系统和方法。
本文描述的方面具有优于已知技术的多个优点。例如,所述技术可以极大地减小处理酸性天然气的系统的尺寸和成本。
本公开内容的方面可以包括以下编号段落中所示的方法和系统的任何组合。这不应认为是所有可能方面的完全清单,因为可以从上面描述预期任何数目的变型。
1.从天然气料流分离杂质的方法,包括:
经由与一种或多种工艺料流热交换将所述天然气料流冷却而产生冷却气体料流;
使所述冷却气体料流与贫溶剂料流在接触器中接触以从所述冷却气体料流分离硫化氢(H2S),从而产生富溶剂料流和经部分处理气体料流;
从所述富溶剂料流除去H2S和二氧化碳(CO2)以产生所述贫溶剂料流;
将所述贫溶剂料流循环至所述接触器;和
在膜分离系统中从所述经部分处理气体料流分离CO2和H2S,从而产生经完全处理气体料流和渗透气体料流,所述渗透气体料流基本上由H2S和CO2组成,和所述经完全处理气体料流基本上由天然气组成,其中所述经完全处理气体料流和所述渗透气体料流处于比所述经部分处理气体料流更低的温度;
其中所述经完全处理气体料流和所述渗透气体料流构成所述一种或多种工艺料流。
2.段落1的方法,还包括:
在抛光机中从所述经完全处理气体料流除去CO2。
3.段落1的方法,还包括:
在所述抛光机中压缩从所述经完全处理气体料流脱除的CO2。
4.段落1-3中任一段的方法,还包括:
在将所述贫溶剂料流循环至所述接触器之前将所述贫溶剂料流冷却。
5.段落1-4中任一段的方法,还包括:
在使所述冷却气体料流与所述贫溶剂料流在所述接触器中接触之前将所述天然气料流进一步冷却。
6.段落1的方法,还包括:
在从所述经部分处理气体料流分离H2S和CO2之前从所述经部分处理气体料流除去水。
7.段落1-6中任一段的方法,其中所述贫溶剂料流包含位阻胺。
8.段落1的方法,其中所述接触器是并流接触系统,和还包括:
在同轴位于管子内的并流接触系统中接收所述冷却气体料流和所述贫溶剂料流,所述并流接触系统包括液滴发生器和传质段;
使用所述液滴发生器,由所述贫溶剂料流产生液滴并将所述液滴分散到所述冷却气体料流中;
使用所述传质段,提供具有蒸气相和液相的混合两相流,其中所述液相包括具有从所述冷却气体料流中吸收的H2S和/或CO2的富溶剂料流,和其中所述蒸气相包括所述经部分处理气体料流;和
将所述蒸气相与所述液相分离。
9.段落8的方法,其中所述液滴发生器包括:
将所述液滴发生器同轴固定在所述管子内的环形支撑环;
从所述环形支撑环伸展的多个辐条,所述环形支撑环具有允许所述贫溶剂料流流过所述多个辐条并从布置在所述多个辐条上的注射孔流出的多个液体沟道;和
由所述多个辐条支撑的气体入口锥,其允许:
所述冷却气体料流的第一部分流过所述气体入口锥的中空段并流过包括在所述多个辐条中的气体出口槽,和
所述冷却气体料流的第二部分围绕着所述气体入口锥并在所述多个辐条之间流动,其中所述冷却气体料流的第二部分与所述冷却气体料流的第一部分分开。
10.段落8-9中任一段的方法,其中所述并流接触系统是串联连接的多个并流接触系统中的一个,所述多个并流接触系统包括末尾的并流接触系统;
其中所述多个并流接触系统中的每一个包括:
并流接触器,其包括液滴发生器和传质段,所述液滴发生器产生液体料流的液滴并将所述液滴分散到从先前并流接触系统接收的气体料流中,和所述传质段提供具有蒸气相和液相的混合两相流;和
将所述蒸气相与所述液相分离的分离系统,其中所述蒸气相包括气体料流,和所述液相包括在先前并流接触系统的并流接触器中产生液滴的液体。
11.段落1-10中任一段的方法,其中经由与销售气体料流和渗透气体料流热交换将所述天然气料流冷却。
12.从天然气料流分离杂质的系统,包括:
经由与一种或多种工艺料流热交换而将所述天然气料流冷却从而产生冷却气体料流的换热器;
配置用来使所述冷却气体料流与贫溶剂料流接触以从所述冷却气体料流分离硫化氢(H2S)从而产生富溶剂料流和经部分处理气体料流的接触器;
配置用来从所述富溶剂料流脱除H2S和二氧化碳(CO2)以产生循环到所述接触器的贫溶剂料流的再生器;和
配置用来从所述经部分处理气体料流分离CO2和H2S从而产生经完全处理气体料流和渗透气体料流的膜分离系统,所述渗透气体料流基本上由H2S和CO2组成,和所述经完全处理气体料流基本上由天然气组成,其中所述经完全处理气体料流和所述渗透气体料流处于比所述经部分处理气体料流更低的温度;
其中所述经完全处理气体料流和所述渗透气体料流构成所述一种或多种工艺料流。
13.段落12的系统,还包括:
配置用来从所述经完全处理气体料流脱除H2S的抛光机。
14.段落12的系统,还包括:
配置用来在所述抛光机中将从所述经完全处理气体料流脱除的CO2压缩的压缩机。
15.段落12-14中任一段的系统,还包括:
配置用来在将所述贫溶剂料流循环至所述接触器之前将所述贫溶剂料流冷却的冷却器。
16.段落12-15中任一段的系统,还包括:
配置用来在使所述冷却气体料流与所述贫溶剂料流在所述接触器中接触之前将所述天然气料流进一步冷却的冷却器。
17.段落12的系统,还包括:
配置用来在从所述经部分处理气体料流分离H2S和CO2之前从所述经部分处理气体料流除去水的脱水器。
18.段落12-17中任一段的系统,其中所述贫溶剂料流包含位阻胺。
19.段落12-18中任一段的系统,其中所述接触器是同轴位于管子内的并流接触系统,所述并流接触系统接收所述冷却气体料流和所述贫溶剂料流,所述并流接触系统包括
并流接触器,其包括液滴发生器和传质段,所述液滴发生器配置用来从所述贫溶剂料流产生液滴并将所述液滴分散到所述冷却气体料流中,和所述传质段配置用来提供具有蒸气相和液相的混合两相流,其中所述液相包括具有从所述气体料流吸收的H2S和/或CO2的贫溶剂料流,和其中所述蒸气相包括所述冷却气体料流;和
配置用来将所述蒸气相与所述液相分离的分离系统。
20.段落19的系统,其中所述液滴发生器包括:
将所述液滴发生器同轴固定在所述管子内的环形支撑环;
从所述环形支撑环伸展的多个辐条,所述环形支撑环具有允许所述贫溶剂料流流过所述多个辐条并从布置在所述多个辐条上的注射孔流出的多个液体沟道;和
由所述多个辐条支撑的气体入口锥,其允许:
所述冷却气体料流的第一部分流过所述气体入口锥的中空段并流过包括在所述多个辐条中的气体出口槽,和
所述冷却气体料流的第二部分围绕着所述气体入口锥并在所述多个辐条之间流动,其中所述冷却气体料流的第二部分与所述冷却气体料流的第一部分分开。
21.段落19-20中任一段的系统,其中所述并流接触系统是串联连接的多个并流接触系统中的一个,所述多个并流接触系统包括末尾的并流接触系统;
其中所述多个并流接触系统中的每一个包括:
并流接触器,其包括液滴发生器和传质段,所述液滴发生器产生所述贫溶剂料流的液滴并将所述液滴分散到从先前并流接触系统接收的气体料流中,和所述传质段提供具有蒸气相和液相的混合两相流;和
将所述蒸气相与所述液相分离的分离系统,其中所述蒸气相包括经处理气体料流,和所述液相包括在先前并流接触系统的并流接触器中产生液滴的液体。
应该理解的是,在不脱离本公开内容的范围的情况下,可以对前述公开内容作出许多改变、修改和替换。因此,前面的描述并不意在限制本公开内容的范围。相反地,本公开内容的范围仅由所附权利要求书及其等同物来确定。还可以预期的是,本实施例中的结构和特征可以改变、重排、取代、删除、复制、组合或添加至彼此中。
Claims (19)
1.从天然气料流分离杂质的方法,包括:
经由与一种或多种工艺料流热交换将所述天然气料流冷却而产生冷却气体料流;
使所述冷却气体料流与包含位阻胺的贫溶剂料流在接触器中接触以从所述冷却气体料流分离更加具有选择性的硫化氢(H2S)和不太具有选择性的二氧化碳(CO2),从而产生富溶剂料流和经部分处理气体料流;
从所述富溶剂料流除去H2S和CO2以产生所述贫溶剂料流;
将所述贫溶剂料流循环至所述接触器;和
在膜分离系统中从所述经部分处理气体料流分离CO2和H2S,从而产生经完全处理气体料流和渗透气体料流,所述渗透气体料流基本上由H2S和CO2组成,和所述经完全处理气体料流基本上由天然气组成,其中所述经完全处理气体料流和所述渗透气体料流处于比所述经部分处理气体料流更低的温度;
其中所述经完全处理气体料流和所述渗透气体料流构成所述一种或多种工艺料流。
2.权利要求1的方法,还包括:
在抛光机中从所述经完全处理气体料流除去CO2。
3.权利要求2的方法,还包括:
在所述抛光机中压缩从所述经完全处理气体料流脱除的CO2。
4.权利要求1-3中任一项的方法,还包括:
在将所述贫溶剂料流循环至所述接触器之前将所述贫溶剂料流冷却。
5.权利要求1-3中任一项的方法,还包括:
在使所述冷却气体料流与所述贫溶剂料流在所述接触器中接触之前将所述冷却气体料流进一步冷却。
6.权利要求1的方法,还包括:
在从所述经部分处理气体料流分离H2S和CO2之前从所述经部分处理气体料流除去水。
7.权利要求1所述的方法,其中所述接触器是并流接触系统,和还包括:
在同轴位于管子内的并流接触系统中接收所述冷却气体料流和所述贫溶剂料流,所述并流接触系统包括液滴发生器和传质段;
使用所述液滴发生器,由所述贫溶剂料流产生液滴并将所述液滴分散到所述冷却气体料流中;
使用所述传质段,提供具有蒸气相和液相的混合两相流,其中所述液相包括具有从所述冷却气体料流中吸收的H2S和CO2的富溶剂料流,和其中所述蒸气相包括所述经部分处理气体料流;和
将所述蒸气相与所述液相分离。
8.权利要求7的方法,其中所述液滴发生器包括:
将所述液滴发生器同轴固定在所述管子中的环形支撑环;
从所述环形支撑环伸展的多个辐条,所述环形支撑环具有允许所述贫溶剂料流流过所述多个辐条并从布置在所述多个辐条上的注射孔流出的多个液体沟道;和
由所述多个辐条支撑的气体入口锥,其允许:
所述冷却气体料流的第一部分流过所述气体入口锥的中空段并流过包括在所述多个辐条中的气体出口槽,和
所述冷却气体料流的第二部分围绕着所述气体入口锥并在所述多个辐条之间流动,其中所述冷却气体料流的第二部分与所述冷却气体料流的第一部分分开。
9.权利要求7-8中任一项的方法,其中所述并流接触系统是串联连接的多个并流接触系统中的一个,所述多个并流接触系统包括末尾的并流接触系统;
其中所述多个并流接触系统中的每一个包括:
并流接触器,其包括液滴发生器和传质段,所述液滴发生器产生液体料流的液滴并将所述液滴分散到从先前并流接触系统接收的气体料流中,和所述传质段提供具有蒸气相和液相的混合两相流;和
将所述蒸气相与所述液相分离的分离系统,其中所述蒸气相包括气体料流,和所述液相包括在先前并流接触系统的并流接触器中产生液滴的液体。
10.权利要求1-3中任一项的方法,其中经由与销售气体料流和渗透气体料流热交换将所述天然气料流冷却。
11.从天然气料流分离杂质的系统,包括:
经由与一种或多种工艺料流热交换而将所述天然气料流冷却从而产生冷却气体料流的换热器;
配置用来使所述冷却气体料流与包含位阻胺的贫溶剂料流接触以从所述冷却气体料流分离更加具有选择性的硫化氢(H2S)和不太具有选择性的二氧化碳(CO2),从而产生富溶剂料流和经部分处理气体料流的接触器;
配置用来从所述富溶剂料流脱除H2S和CO2以产生循环到所述接触器的贫溶剂料流的再生器;和
配置用来从所述经部分处理气体料流分离CO2和H2S从而产生经完全处理气体料流和渗透气体料流的膜分离系统,所述渗透气体料流基本上由H2S和CO2组成,和所述经完全处理气体料流基本上由天然气组成,其中所述经完全处理气体料流和所述渗透气体料流处于比所述经部分处理气体料流更低的温度;
其中所述经完全处理气体料流和所述渗透气体料流构成所述一种或多种工艺料流。
12.权利要求11的系统,还包括:
配置用来从所述经完全处理气体料流脱除CO2的抛光机。
13.权利要求12的系统,还包括:
配置用来压缩在所述抛光机中从所述经完全处理气体料流脱除的CO2的压缩机。
14.权利要求11-13中任一项的系统,还包括:
配置用来在将所述贫溶剂料流循环至所述接触器之前将所述贫溶剂料流冷却的冷却器。
15.权利要求11-13中任一项的系统,还包括:
配置用来在使所述冷却气体料流与所述贫溶剂料流在所述接触器中接触之前将所述冷却气体料流进一步冷却的冷却器。
16.权利要求11的系统,还包括:
配置用来在从所述经部分处理气体料流分离H2S和CO2之前从所述经部分处理气体料流除去水的脱水器。
17.权利要求11-13中任一项的系统,其中所述接触器是同轴位于管子内的并流接触系统,所述并流接触系统接收所述冷却气体料流和所述贫溶剂料流,所述并流接触系统包括:
包括液滴发生器和传质段的并流接触器,所述液滴发生器配置用来从所述贫溶剂料流产生液滴并将所述液滴分散到所述冷却气体料流中,和所述传质段配置用来提供具有蒸气相和液相的混合两相流,其中所述液相包括具有从所述冷却气体料流吸收的H2S和CO2的富溶剂料流,和其中所述蒸气相包括所述冷却气体料流;和
配置用来将所述蒸气相与所述液相分离的分离系统。
18.权利要求17的系统,其中所述液滴发生器包括:
将所述液滴发生器同轴固定在所述管子内的环形支撑环;
从所述环形支撑环伸展的多个辐条,所述环形支撑环具有允许所述贫溶剂料流流过所述多个辐条并从布置在所述多个辐条上的注射孔流出的多个液体沟道;和
由所述多个辐条支撑的气体入口锥,其允许:
所述冷却气体料流的第一部分流过所述气体入口锥的中空段并流过包括在所述多个辐条中的气体出口槽,和
所述冷却气体料流的第二部分围绕着所述气体入口锥并在所述多个辐条之间流动,其中所述冷却气体料流的第二部分与所述冷却气体料流的第一部分分开。
19.权利要求17的系统,其中所述并流接触系统是串联连接的多个并流接触系统中的一个,所述多个并流接触系统包括末尾的并流接触系统;
其中所述多个并流接触系统中的每一个包括:
并流接触器,其包括液滴发生器和传质段,所述液滴发生器产生所述贫溶剂料流的液滴并将所述液滴分散到从先前并流接触系统接收的气体料流中,和所述传质段提供具有蒸气相和液相的混合两相流;和
将所述蒸气相与所述液相分离的分离系统,其中所述蒸气相包括经处理气体料流,和所述液相包括在先前并流接触系统的并流接触器中产生液滴的液体。
Applications Claiming Priority (3)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US201762548172P | 2017-08-21 | 2017-08-21 | |
US62/548,172 | 2017-08-21 | ||
PCT/US2018/046500 WO2019040306A1 (en) | 2017-08-21 | 2018-08-13 | INTEGRATION OF COLD SOLVENT AND REMOVAL OF ACIDIC GAS |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
CN110997109A CN110997109A (zh) | 2020-04-10 |
CN110997109B true CN110997109B (zh) | 2022-09-09 |
Family
ID=63405485
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
CN201880054260.3A Active CN110997109B (zh) | 2017-08-21 | 2018-08-13 | 冷溶剂和酸气脱除的集成 |
Country Status (11)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US11000797B2 (zh) |
EP (1) | EP3672711B1 (zh) |
KR (1) | KR102330891B1 (zh) |
CN (1) | CN110997109B (zh) |
AU (1) | AU2018322436B2 (zh) |
BR (1) | BR112020002885A2 (zh) |
CA (1) | CA3073038C (zh) |
CL (1) | CL2020000431A1 (zh) |
MX (1) | MX2020001415A (zh) |
SG (1) | SG11202000721RA (zh) |
WO (1) | WO2019040306A1 (zh) |
Families Citing this family (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JP6199918B2 (ja) * | 2015-02-26 | 2017-09-20 | 三菱重工業株式会社 | 天然ガスから二酸化炭素を分離するシステム及び方法 |
US10843129B2 (en) * | 2017-10-09 | 2020-11-24 | Chevron U.S.A. Inc. | Systems and methods to remove mercaptans from sour gas using membranes |
CN111471499B (zh) * | 2020-04-14 | 2021-03-16 | 北京石油化工学院 | 一种管状并流式气液接触吸收器 |
Family Cites Families (152)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US1951647A (en) | 1931-06-06 | 1934-03-20 | Standard Oil Co | Sludge separator |
US2847200A (en) | 1956-04-30 | 1958-08-12 | Exxon Research Engineering Co | Centrifugal contacting of fluid phases |
DE1769125B2 (de) | 1968-04-06 | 1973-11-29 | Gottfried Bischof Bau Kompletter Gasreinigungsund Wasserr | Verfahren und Vorrichtung zum Aus waschen von Schwefeloxyden aus Rauchgasen |
FR1603140A (zh) | 1968-07-10 | 1971-03-22 | ||
US3767766A (en) | 1971-02-22 | 1973-10-23 | Chevron Res | Method of removing gaseous sulfides from gaseous mixtures |
JPS5232355B2 (zh) | 1971-12-15 | 1977-08-20 | ||
GB1377026A (en) | 1972-03-07 | 1974-12-11 | Bischoff Gasreinigung | Throat gas cleaning apparatus for pressure blast furnaces |
US4369167A (en) | 1972-03-24 | 1983-01-18 | Weir Jr Alexander | Process for treating stack gases |
US3989811A (en) | 1975-01-30 | 1976-11-02 | Shell Oil Company | Process for recovering sulfur from fuel gases containing hydrogen sulfide, carbon dioxide, and carbonyl sulfide |
US4073832A (en) | 1976-06-28 | 1978-02-14 | Texaco Inc. | Gas scrubber |
JPS5919525B2 (ja) | 1976-09-03 | 1984-05-07 | 武田薬品工業株式会社 | 注射剤 |
GB1579249A (en) | 1977-05-18 | 1980-11-19 | Denki Kagaku Kogyo Kk | Thermionic cathodes |
US4204934A (en) | 1978-04-03 | 1980-05-27 | Combustion Engineering, Inc. | Process for application of electrostatic fields to mixing and separating fluids |
FR2464091A1 (fr) | 1979-09-04 | 1981-03-06 | Rhone Poulenc Ind | Procede de traitement physique et chimique d'un courant gazeux par une pulverisation de liquide a co-courant |
FR2486512A1 (fr) | 1980-07-09 | 1982-01-15 | Inst Francais Du Petrole | Procede perfectionne d'epuration de gaz contenant du sulfure d'hydrogene et du dioxyde de carbone et appareillage utilise a cet effet |
DE3109498A1 (de) | 1981-03-12 | 1982-09-23 | Wiegand Karlsruhe Gmbh, 7505 Ettlingen | Anlage zur stofftrennung einer fluessigkeit in ein sumpfprodukt und ein kopfprodukt und gegebenenfalls auch in seitenprodukte |
US4824645A (en) | 1982-01-04 | 1989-04-25 | Mobil Oil Corporation | Process for selectively removing hydrogen sulfide from a gas stream at high pressure |
US4405580A (en) | 1982-01-18 | 1983-09-20 | Exxon Research And Engineering Co. | Process for selective removal of H2 S from mixtures containing H22 with tertiary amino azabicyclic alcohols |
US4603035A (en) | 1983-09-30 | 1986-07-29 | Chevron Research Company | Hydrogen sulfide removal process |
US4701188A (en) | 1984-08-07 | 1987-10-20 | Mark Industries, Inc. | Natural gas conditioning system and method |
GB8432657D0 (en) | 1984-12-27 | 1985-02-06 | Ici Plc | Separation process |
US4589896A (en) | 1985-01-28 | 1986-05-20 | Air Products And Chemicals, Inc. | Process for separating CO2 and H2 S from hydrocarbons |
CH667398A5 (de) | 1985-02-22 | 1988-10-14 | Sulzer Ag | Verfahren zur selektiven absorption von schwefelwasserstoff aus einem schwefelwasserstoff und kohlendioxyd enthaltenden gas und vorrichtung zum durchfuehren des verfahrens. |
US5209821A (en) | 1985-05-09 | 1993-05-11 | Purdue Research Foundation | Apparatus for removing volatiles from, or dehydrating, liquid products |
GB8601359D0 (en) | 1986-01-21 | 1986-02-26 | Shell Int Research | Contacting gas & liquid |
US4885079A (en) | 1986-09-12 | 1989-12-05 | The Standard Oil Company | Process for separating organic material from particulate solids |
NL8701650A (nl) | 1987-07-14 | 1989-02-01 | Nederlandse Gasunie Nv | Werkwijze voor het verwijderen van gasvormige bestanddelen uit een gasstroom. |
GB8822479D0 (en) | 1988-09-23 | 1988-10-26 | Boc Group Plc | Liquid gas contact |
US5093094A (en) | 1989-05-05 | 1992-03-03 | Shell Oil Company | Solution removal of H2 S from gas streams |
US5085839A (en) | 1990-01-08 | 1992-02-04 | Lyondell Petrochemical Company | Apparatus for the prevention of acid gas excursions |
US5067971A (en) | 1990-02-12 | 1991-11-26 | Union Carbide Industrial Gases Technology Corporation | Process for dehydration of gases and composite permeable membranes therefor |
FR2662619B1 (fr) | 1990-06-05 | 1993-02-05 | Inst Francais Du Petrole | Melangeur-separateur cyclonique a co-courant et ses applications. |
US5439509A (en) | 1991-01-22 | 1995-08-08 | Turbotak Inc. | Stripping method and apparatus |
WO1993010883A1 (en) | 1991-11-27 | 1993-06-10 | Exxon Research And Engineering Company | Lean acid gas enrichment with selective hindered amines |
US5603908A (en) | 1992-09-16 | 1997-02-18 | The Kansai Electric Power Co., Inc. | Process for removing carbon dioxide from combustion gases |
JPH06170153A (ja) | 1992-12-04 | 1994-06-21 | Kenichi Nakagawa | 排ガスの処理方法 |
US5462584A (en) | 1994-03-21 | 1995-10-31 | Gas Research Institute | Process for dehydrating natural gas |
US6214097B1 (en) | 1994-11-08 | 2001-04-10 | Marsulex Environmental Technologies, Llc | Flue gas scrubbing apparatus |
JP3233802B2 (ja) | 1994-12-15 | 2001-12-04 | 関西電力株式会社 | 燃焼排ガス中の炭酸ガスと窒素酸化物を除去する方法 |
CA2144585A1 (en) | 1994-12-27 | 1996-06-28 | Ronald W. Bowman | Process for the removal of h2s from gas streams and for the formation of nash |
FR2733162B1 (fr) | 1995-04-19 | 1997-06-06 | Inst Francais Du Petrole | Procede et dispositif d'elimination d'au moins un gaz acide par solvant pour l'epuration du gaz naturel |
JP3269332B2 (ja) | 1995-06-06 | 2002-03-25 | 三菱マテリアル株式会社 | スプレータワー |
FR2739789B1 (fr) | 1995-10-11 | 1997-11-21 | Inst Francais Du Petrole | Procede et dispositif de traitement d'un gaz contenant de l'eau tel qu'un gaz naturel |
US5664426A (en) | 1996-02-09 | 1997-09-09 | Pai | Regenerative gas dehydrator |
US5713985A (en) | 1996-02-12 | 1998-02-03 | Hamilton; Boyd Lynn | Multi-function separator |
DE19621908A1 (de) | 1996-05-31 | 1997-12-04 | Filtan Gmbh | Verfahren und Vorrichtung zur Trocknung von Gas, insbesondere Erdgas |
NO302454B1 (no) | 1996-07-31 | 1998-03-09 | Kvaerner Asa | Fremgangsmåte til fjerning av karbondioksid fra gasser |
US6071484A (en) | 1997-01-24 | 2000-06-06 | Mpr Services, Inc. | Process for treating gas with ultra-lean amine |
US5837105A (en) | 1997-04-07 | 1998-11-17 | Mobil Oil Corporation | Co-current contacting separation tray design and methods for using same |
US6089317A (en) | 1997-06-24 | 2000-07-18 | Baker Hughes, Ltd. | Cyclonic separator assembly and method |
US5988283A (en) | 1997-07-02 | 1999-11-23 | Union Pacific Resources Company | Vertical combined production facility |
EP1021235A1 (en) | 1997-09-15 | 2000-07-26 | Den Norske Stats Oljeselskap A.S. | Separation of acid gas from natural gas |
EP1021237A1 (en) | 1997-09-15 | 2000-07-26 | Den Norske Stats Oljeselskap A.S. | Fluid separation system |
US6063163A (en) | 1998-06-04 | 2000-05-16 | Amerada Hess Corporation | Co-current and counter-current gas dehydration system |
MY123253A (en) | 1998-12-31 | 2006-05-31 | Shell Int Research | Method for removing condensables from a natural gas stream |
GB9906717D0 (en) | 1999-03-23 | 1999-05-19 | Norske Stats Oljeselskap | Method and apparatus for drying of natural gas |
DE19960341A1 (de) | 1999-12-15 | 2001-06-21 | Bosch Gmbh Robert | Brennstoffeinspritzventil |
DE10015855A1 (de) | 2000-03-30 | 2001-10-11 | Basf Ag | Anwendung des Lotus-Effekts in der Verfahrenstechnik |
GB0015997D0 (en) | 2000-06-29 | 2000-08-23 | Norske Stats Oljeselskap | Method for mixing fluids |
US20030005823A1 (en) | 2001-04-17 | 2003-01-09 | Ron Le Blanc | Modular mass transfer and phase separation system |
WO2002032536A1 (en) | 2000-10-17 | 2002-04-25 | Proscon Systems Limited | A modular mass transfer and phase separation system |
JP3969949B2 (ja) | 2000-10-25 | 2007-09-05 | 関西電力株式会社 | アミン回収方法及び装置並びにこれを備えた脱炭酸ガス装置 |
FR2818922B1 (fr) | 2000-12-28 | 2003-10-03 | Atofina | Procede et dispositif pour la mise en oeuvre d'une reaction en milieu liquide avec degagement gazeux |
CN1205450C (zh) | 2001-08-23 | 2005-06-08 | 吕应中 | 天然气综合处理装置 |
NO316837B1 (no) | 2001-10-17 | 2004-05-24 | Norsk Hydro As | Anordning for separasjon av fluider |
DE10162457A1 (de) | 2001-12-19 | 2003-07-03 | Degussa | Oberflächenstrukturierte Einbauten für Mehrphasentrennapparate |
GB2383276B (en) | 2001-12-21 | 2005-06-08 | Statoil Asa | Acid gas removal |
DE10208930A1 (de) | 2002-02-28 | 2003-09-11 | Rauschert Verfahrenstechnik Gm | Verwendung von Formkörpern |
US6830608B1 (en) | 2002-06-28 | 2004-12-14 | Jaeco Technology, Inc. | Apparatus for contacting large volumes of gas and liquid across microscopic interfaces |
US6881389B2 (en) | 2002-09-24 | 2005-04-19 | Edg, Inc. | Removal of H2S and CO2 from a hydrocarbon fluid stream |
FR2848218B1 (fr) | 2002-12-10 | 2005-01-28 | Inst Francais Du Petrole | Procede de desacidification et de deshydratation d'un gaz naturel |
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 |
NO20031458D0 (no) | 2003-03-28 | 2003-03-28 | Minox Technology As | Anlegg for gasstörking |
CA2456375A1 (en) | 2004-01-27 | 2005-07-27 | Alberta Research Council, Inc. | Method and apparatus for separating particles from a gas stream |
DE602004032473D1 (de) | 2004-02-16 | 2011-06-09 | Anemos Co Ltd | Mischelement und statischer fluidmischer damit |
NL1026268C2 (nl) | 2004-05-26 | 2005-11-30 | Flash Technologies N V | In-lijn cycloonscheider. |
NL1026299C1 (nl) | 2004-06-01 | 2005-12-05 | Romico Hold A V V | Inrichting en werkwijze voor het in fracties separeren van een stromend mediummengsel. |
CA2567790C (en) | 2004-07-12 | 2013-01-08 | Exxonmobil Upstream Research Company | Methods for removing sulfur-containing compounds |
US9353315B2 (en) | 2004-09-22 | 2016-05-31 | Rodney T. Heath | Vapor process system |
MX2007003690A (es) | 2004-10-01 | 2007-07-17 | Propure As | Mezclador de inyeccion de fluido multiple. |
MY146497A (en) | 2004-12-08 | 2012-08-15 | Shell Int Research | Method and apparatus for producing a liquefied natural gas stream |
US7707782B2 (en) | 2005-02-10 | 2010-05-04 | The Babcock & Wilcox Power Generation Group, Inc. | Absorber tower metal hood to concrete shell attachment |
US7866638B2 (en) | 2005-02-14 | 2011-01-11 | Neumann Systems Group, Inc. | Gas liquid contactor and effluent cleaning system and method |
EP1764147A1 (en) | 2005-09-20 | 2007-03-21 | Nederlandse Organisatie voor Toegepast-Natuuurwetenschappelijk Onderzoek TNO | Composite membrane and its use in separation processes |
US7226572B1 (en) | 2006-03-03 | 2007-06-05 | Conocophillips Company | Compact sulfur recovery plant and process |
US7637984B2 (en) * | 2006-09-29 | 2009-12-29 | Uop Llc | Integrated separation and purification process |
NL2000429C2 (nl) | 2007-01-11 | 2008-07-14 | Schinfa Engineering | Inrichting en werkwijze voor het met een stationaire cycloon separeren van een stromend mediummengsel. |
US7770651B2 (en) | 2007-02-13 | 2010-08-10 | Kellogg Brown & Root Llc | Method and apparatus for sub-sea processing |
NZ553992A (en) | 2007-03-20 | 2008-10-31 | Flotech Holdings Ltd | Biogas treatments for increasing the methane concentration |
EP1974790A1 (en) | 2007-03-26 | 2008-10-01 | Twister B.V. | Cyclonic fluid separator |
BRPI0811596A2 (pt) | 2007-05-15 | 2014-12-16 | Shell Int Research | Método e sistema para remover contaminantes de uma corrente de gás contaminado, e, corrente de gás purificado. |
US8026403B2 (en) | 2007-06-27 | 2011-09-27 | H R D Corporation | System and process for production of liquid product from light gas |
US7749481B2 (en) | 2007-06-27 | 2010-07-06 | H R D Corporation | System and process for gas sweetening |
TW200912228A (en) | 2007-06-27 | 2009-03-16 | Twister Bv | Method and system for removing H2S from a natural gas stream |
JP5410044B2 (ja) | 2007-08-16 | 2014-02-05 | 日揮株式会社 | 接触塔及び処理方法 |
US20090241778A1 (en) | 2008-03-26 | 2009-10-01 | Lechnick William J | Use of Solvent Stream as Motive Fluid in Ejector Unit for Regenerating Solvent for Absorption Unit |
CA2732403A1 (en) | 2008-07-30 | 2010-02-04 | Twister B.V. | System and method for removing hydrogen sulfide from a natural gas stream |
AU2009303733A1 (en) | 2008-10-14 | 2010-04-22 | Exxonmobil Upstream Research Company | Removal of acid gases from a gas stream |
US8137444B2 (en) | 2009-03-10 | 2012-03-20 | Calera Corporation | Systems and methods for processing CO2 |
EA020701B1 (ru) | 2009-04-29 | 2015-01-30 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Сепарационное устройство для удаления жидкости из смеси, содержащей газ и жидкость |
FR2947185B1 (fr) | 2009-06-26 | 2011-07-01 | Total Sa | Procede de traitement de gaz acides |
SG10201407019PA (en) | 2009-11-02 | 2014-12-30 | Exxonmobil Upstream Res Co | Cryogenic system for removing acid gases from a hydrocarbon gas stream, with removal of hydrogen sulfide |
BR112012017599A2 (pt) | 2010-01-22 | 2016-08-16 | Exxonmobil Upstream Res Co | remoção de gases ácidos de um fluxo de gás, com captura e sequestro de co2 |
US20110217218A1 (en) | 2010-03-02 | 2011-09-08 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Systems and Methods for Acid Gas Removal |
DE102010013279B3 (de) | 2010-03-29 | 2011-07-28 | Uhde GmbH, 44141 | Verfahren und Vorrichtung zur Verarbeitung eines kohlendioxidreichen Sauergases in einem Claus-Prozess |
US8268049B2 (en) | 2010-03-31 | 2012-09-18 | Uop Llc | Vapor-liquid contacting apparatuses having a secondary absorption zone with vortex contacting stages |
US8454727B2 (en) | 2010-05-28 | 2013-06-04 | Uop Llc | Treatment of natural gas feeds |
CA2800822A1 (en) | 2010-06-01 | 2011-12-08 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Separation of gases produced by combustion |
CA2809502C (en) | 2010-08-27 | 2016-05-17 | Inventys Thermal Technologies Inc. | Method of adsorptive gas separation using thermally conductive contactor structure |
US8741127B2 (en) | 2010-12-14 | 2014-06-03 | Saudi Arabian Oil Company | Integrated desulfurization and denitrification process including mild hydrotreating and oxidation of aromatic-rich hydrotreated products |
US8652237B2 (en) | 2010-12-17 | 2014-02-18 | Battelle Memorial Institute | System and process for capture of H2S from gaseous process streams and process for regeneration of the capture agent |
US8899557B2 (en) | 2011-03-16 | 2014-12-02 | Exxonmobil Upstream Research Company | In-line device for gas-liquid contacting, and gas processing facility employing co-current contactors |
NO336115B1 (no) | 2011-07-05 | 2015-05-18 | Aker Engineering & Technology | Fremgangsmåte for fanging av sur gass og anvendelse av en polypropylensammensetning for fremstilling av et tårn for fanging av sur gass |
EA201400369A1 (ru) | 2011-09-23 | 2014-07-30 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Система и способ для удаления загрязнений из загрязненного газового потока |
WO2013124336A2 (en) | 2012-02-23 | 2013-08-29 | Fmc Kongsberg Subsea As | Offshore processing method and system |
WO2013136310A1 (en) | 2012-03-16 | 2013-09-19 | Aker Process Systems As | Hydrocarbon gas treatment |
US9764252B2 (en) | 2012-03-29 | 2017-09-19 | Exxonmobil Upstream Research Company | System and method to treat a multiphase stream |
AU2013203259B2 (en) | 2012-05-08 | 2016-09-22 | Release Energy Pty Ltd | Inline Non-targeted Component Removal |
JP6125160B2 (ja) | 2012-06-15 | 2017-05-10 | 三菱重工業株式会社 | 排ガス処理システム |
AP3730A (en) | 2012-06-22 | 2016-06-30 | Shell Int Research | Method and apparatus for circulating a glycol stream, and method of producing a natural gas product stream |
CA2878403C (en) | 2012-07-06 | 2020-05-26 | Total Sa | Integrated process for native co2 recovery from a sour gas comprising h2s and co2 |
US9737835B2 (en) | 2012-07-31 | 2017-08-22 | Cummins Filtration Ip, Inc. | Methods and apparatuses for separating liquid particles from a gas-liquid stream |
EP2708277A1 (en) | 2012-09-13 | 2014-03-19 | Nederlandse Organisatie voor toegepast -natuurwetenschappelijk onderzoek TNO | Compact membrane gas desorption |
US9599070B2 (en) | 2012-11-02 | 2017-03-21 | General Electric Company | System and method for oxidant compression in a stoichiometric exhaust gas recirculation gas turbine system |
BR112015013344A2 (pt) | 2012-12-10 | 2017-07-11 | Total Sa | processo integrado para recuperar co2 nativo de alta qualidade a partir de um gás ácido compreendendo h2s e co2 |
WO2014094794A1 (en) | 2012-12-21 | 2014-06-26 | Greenoil Standard Aps | Coalescer vessel for separating water from liquid hydrocarbons |
US9845539B2 (en) | 2012-12-21 | 2017-12-19 | Sulfurcycle Intellectual Property Holding Company Llc | Treatment of hydrogen sulfide |
CA2896165C (en) * | 2013-01-25 | 2016-11-29 | Exxonmobil Upstream Research Company | Contacting a gas stream with a liquid stream |
AR096132A1 (es) | 2013-05-09 | 2015-12-09 | Exxonmobil Upstream Res Co | Separar dióxido de carbono y sulfuro de hidrógeno de un flujo de gas natural con sistemas de co-corriente en contacto |
AR096078A1 (es) | 2013-05-09 | 2015-12-02 | Exxonmobil Upstream Res Co | Separación de impurezas de una corriente de gas usando un sistema de contacto en equicorriente orientado verticalmente |
US20140366446A1 (en) * | 2013-06-14 | 2014-12-18 | Uop Llc | Methods and systems for gas separation |
CA2914850C (en) | 2013-06-19 | 2019-01-15 | Bechtel Hydrocarbon Technology Solutions, Inc. | Systems and methods for improved column operation in offshore environments |
US9815012B2 (en) | 2013-06-24 | 2017-11-14 | Pecofacet (Us), Inc. | Filter elements, coalescing baffles, filtration vessel and methods |
US9238193B2 (en) * | 2013-07-23 | 2016-01-19 | Chevron Phillips Chemical Company Lp | Separations with ionic liquid solvents |
US20150031408A1 (en) | 2013-07-25 | 2015-01-29 | Qualcomm Incorporated | System and Methods for Controlling Transmit Power on Multi-SIM Devices in Compliance with Specific Absorption Rate Limits |
SE538348C2 (sv) | 2014-01-13 | 2016-05-24 | Gasefuels Ab | Anläggning innefattande en membranenhet och en vattenskrubberenhet för avlägsnande av koldioxid från en gas |
US20150267136A1 (en) | 2014-03-20 | 2015-09-24 | Pride of the Hills Manufacturing, Inc. | Gas processing system and method for blending wet well head natural gas with compressed natural gas |
SG11201607175UA (en) | 2014-04-28 | 2016-09-29 | Ptt Public Company Ltd | A natural gas purification system and a process of using thereof |
US20160060190A1 (en) | 2014-08-29 | 2016-03-03 | Uop Llc | Process for producing a sweetened hydrocarbon stream |
EP3209408A4 (en) | 2014-10-24 | 2018-07-04 | Research Triangle Institute, International | Integrated system and method for removing acid gas from a gas stream |
SG11201704529RA (en) | 2015-01-09 | 2017-07-28 | Exxonmobil Upstream Res Co | Separating impurities from a fluid steam using multiple co-current contactors |
WO2016133647A1 (en) | 2015-02-17 | 2016-08-25 | Exxonmobil Upstream Research Company | Inner surface featurees for co-current contactors |
CN107427738A (zh) | 2015-03-13 | 2017-12-01 | 埃克森美孚上游研究公司 | 用于共流接触器的聚结器 |
US20160288045A1 (en) | 2015-03-30 | 2016-10-06 | Bwa Water Additives Uk Limited | Scrubbers |
US9662609B2 (en) * | 2015-04-14 | 2017-05-30 | Uop Llc | Processes for cooling a wet natural gas stream |
BR112018008451A2 (pt) * | 2015-10-27 | 2018-12-11 | Fluor Tech Corp | configurações e métodos para processar gases ácidos de alta pressão sem emissões |
WO2017087056A1 (en) | 2015-11-19 | 2017-05-26 | Exxonmobil Upstream Research Company | Compact subsea dehydration |
US20170239612A1 (en) | 2016-02-19 | 2017-08-24 | Suhas P. Mondkar | Cold Solvent Gas Treating System |
MX2019002533A (es) | 2016-09-14 | 2019-08-01 | Exxonmobil Upstream Res Co | Aparato y sistema para procesos de remocion de contaminantes selectivos, mejorados relacionados con los mismos. |
CN110740795B (zh) | 2017-06-15 | 2022-02-25 | 埃克森美孚上游研究公司 | 使用成束的紧凑并流接触系统的分馏系统 |
BR112019026289B1 (pt) | 2017-06-15 | 2023-10-10 | ExxonMobil Technology and Engineering Company | Sistema de fracionamento com o uso de sistemas de contato de cocorrente compactos e método para remover hidrocarbonetos pesados em corrente de gás |
MX2019014920A (es) | 2017-06-20 | 2020-02-07 | Exxonmobil Upstream Res Co | Sistemas de contacto compactos y metodos para depurar compuestos que contienen azufre. |
-
2018
- 2018-08-13 KR KR1020207007472A patent/KR102330891B1/ko active IP Right Grant
- 2018-08-13 CA CA3073038A patent/CA3073038C/en active Active
- 2018-08-13 WO PCT/US2018/046500 patent/WO2019040306A1/en unknown
- 2018-08-13 CN CN201880054260.3A patent/CN110997109B/zh active Active
- 2018-08-13 SG SG11202000721RA patent/SG11202000721RA/en unknown
- 2018-08-13 EP EP18760223.0A patent/EP3672711B1/en active Active
- 2018-08-13 AU AU2018322436A patent/AU2018322436B2/en active Active
- 2018-08-13 BR BR112020002885-1A patent/BR112020002885A2/pt active Search and Examination
- 2018-08-13 US US16/102,297 patent/US11000797B2/en active Active
- 2018-08-13 MX MX2020001415A patent/MX2020001415A/es unknown
-
2020
- 2020-02-20 CL CL2020000431A patent/CL2020000431A1/es unknown
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
CN110997109A (zh) | 2020-04-10 |
US11000797B2 (en) | 2021-05-11 |
CA3073038C (en) | 2023-02-14 |
KR102330891B1 (ko) | 2021-12-02 |
SG11202000721RA (en) | 2020-03-30 |
CA3073038A1 (en) | 2019-02-28 |
BR112020002885A2 (pt) | 2020-07-28 |
CL2020000431A1 (es) | 2020-06-26 |
WO2019040306A1 (en) | 2019-02-28 |
KR20200041357A (ko) | 2020-04-21 |
US20190054416A1 (en) | 2019-02-21 |
EP3672711A1 (en) | 2020-07-01 |
EP3672711B1 (en) | 2021-09-22 |
MX2020001415A (es) | 2020-03-09 |
AU2018322436A1 (en) | 2020-02-20 |
AU2018322436B2 (en) | 2021-07-22 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US10343107B2 (en) | Separating carbon dioxide and hydrogen sulfide from a natural gas stream using co-current contacting systems | |
CN107106969B (zh) | 使用多个同流接触器从流体流分离杂质 | |
CN110997108B (zh) | 冷溶剂和酸气脱除的集成 | |
EP2994217B1 (en) | Separating impurities from a gas stream using a vertically oriented co-current contacting system | |
KR101992109B1 (ko) | 병류 접촉기용 코어레서 | |
JP4264594B2 (ja) | 溶媒混合物を用いる天然ガスからの脱水および液体炭化水素の分離方法 | |
US20150352463A1 (en) | Contacting A Gas Stream With A Liquid Stream | |
CN110997109B (zh) | 冷溶剂和酸气脱除的集成 | |
US11247168B2 (en) | Gas purification using a co-axial co-current contactor | |
US11400408B2 (en) | Compact regeneration of liquid desiccant |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
PB01 | Publication | ||
PB01 | Publication | ||
SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
GR01 | Patent grant | ||
GR01 | Patent grant | ||
TR01 | Transfer of patent right |
Effective date of registration: 20230315 Address after: Texas, USA Patentee after: ExxonMobil Technology & Engineering Address before: Texas, USA Patentee before: EXXONMOBIL UPSTREAM RESEARCH Co. |
|
TR01 | Transfer of patent right |