CN112272584A - 使用气体脱硫过程进行火炬气回收的系统 - Google Patents
使用气体脱硫过程进行火炬气回收的系统 Download PDFInfo
- Publication number
- CN112272584A CN112272584A CN201980038781.4A CN201980038781A CN112272584A CN 112272584 A CN112272584 A CN 112272584A CN 201980038781 A CN201980038781 A CN 201980038781A CN 112272584 A CN112272584 A CN 112272584A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- gas
- flare
- desulfurization unit
- fluid
- 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.)
- Pending
Links
- 238000006477 desulfuration reaction Methods 0.000 title claims abstract description 246
- 230000023556 desulfurization Effects 0.000 title claims abstract description 246
- 238000011084 recovery Methods 0.000 title claims abstract description 84
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 52
- 230000008569 process Effects 0.000 title description 21
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims abstract description 241
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 claims abstract description 238
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 197
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 92
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 39
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims abstract description 11
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 614
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 70
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 56
- 239000012071 phase Substances 0.000 claims description 54
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 claims description 38
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims description 28
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims description 28
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 claims description 27
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 claims description 23
- 239000012535 impurity Substances 0.000 claims description 20
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims description 20
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 11
- 238000001914 filtration Methods 0.000 claims description 9
- 238000004064 recycling Methods 0.000 claims description 9
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 claims description 8
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 8
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 claims description 5
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 claims description 5
- 239000012808 vapor phase Substances 0.000 claims description 4
- 239000007792 gaseous phase Substances 0.000 claims 1
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 34
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 34
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 34
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 16
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 13
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 12
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 12
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 12
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 11
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 10
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 10
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 9
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 8
- 150000003464 sulfur compounds Chemical class 0.000 description 8
- 235000009508 confectionery Nutrition 0.000 description 7
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 7
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 6
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 5
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 5
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 5
- 125000000467 secondary amino group Chemical class [H]N([*:1])[*:2] 0.000 description 5
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 230000002159 abnormal effect Effects 0.000 description 4
- 239000006096 absorbing agent Substances 0.000 description 4
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 description 4
- 238000013461 design Methods 0.000 description 4
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 4
- 238000011143 downstream manufacturing Methods 0.000 description 4
- 239000000463 material Substances 0.000 description 4
- 230000002265 prevention Effects 0.000 description 4
- 239000002912 waste gas Substances 0.000 description 4
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 3
- 238000007670 refining Methods 0.000 description 3
- 230000001172 regenerating effect Effects 0.000 description 3
- 230000004075 alteration Effects 0.000 description 2
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 2
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 2
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 2
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 2
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 description 2
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 239000002737 fuel gas Substances 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 238000012354 overpressurization Methods 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 238000013022 venting Methods 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
- B01D53/1406—Multiple stage absorption
-
- 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
- B01D53/1493—Selection of liquid materials for use as 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
- B01D53/34—Chemical or biological purification of waste gases
- B01D53/46—Removing components of defined structure
- B01D53/48—Sulfur compounds
- B01D53/52—Hydrogen sulfide
- B01D53/526—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
- B01D53/34—Chemical or biological purification of waste gases
- B01D53/46—Removing components of defined structure
- B01D53/62—Carbon oxides
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
- B01D53/34—Chemical or biological purification of waste gases
- B01D53/74—General processes for purification of waste gases; Apparatus or devices specially adapted therefor
- B01D53/75—Multi-step processes
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
- B01D53/34—Chemical or biological purification of waste gases
- B01D53/74—General processes for purification of waste gases; Apparatus or devices specially adapted therefor
- B01D53/77—Liquid phase processes
- B01D53/78—Liquid phase processes with gas-liquid contact
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
- B01D53/34—Chemical or biological purification of waste gases
- B01D53/96—Regeneration, reactivation or recycling of reactants
-
- 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
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B41/00—Equipment or details not covered by groups E21B15/00 - E21B40/00
- E21B41/005—Waste disposal systems
- E21B41/0071—Adaptation of flares, e.g. arrangements of flares in offshore installations
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
- F23G—CREMATION FURNACES; CONSUMING WASTE PRODUCTS BY COMBUSTION
- F23G7/00—Incinerators or other apparatus for consuming industrial waste, e.g. chemicals
- F23G7/06—Incinerators or other apparatus for consuming industrial waste, e.g. chemicals of waste gases or noxious gases, e.g. exhaust gases
- F23G7/08—Incinerators or other apparatus for consuming industrial waste, e.g. chemicals of waste gases or noxious gases, e.g. exhaust gases using flares, e.g. in stacks
-
- 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
-
- 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
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D2258/00—Sources of waste gases
- B01D2258/02—Other waste gases
- B01D2258/0283—Flue gases
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D2259/00—Type of treatment
- B01D2259/45—Gas separation or purification devices adapted for specific applications
- B01D2259/4516—Gas separation or purification devices adapted for specific applications for fuel vapour recovery systems
-
- 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
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
- F23G—CREMATION FURNACES; CONSUMING WASTE PRODUCTS BY COMBUSTION
- F23G2201/00—Pretreatment
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Biomedical Technology (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Sustainable Development (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Gas Separation By Absorption (AREA)
- Treating Waste Gases (AREA)
Abstract
火炬气回收系统包括主气体脱硫单元;以及与主气体脱硫单元进行连续流体连通的液体驱动式喷射器。喷射器包括:入口,该入口被构造成从主气体脱硫单元接收包括处于富态的可再生胺溶剂的原动流体;气体入口,该气体入口被构造成接收包括气体的抽吸流体;和流体出口,该流体出口被构造成将两相流体直接或间接地排放到主气体脱硫单元,该两相流体包括抽吸流体和处于富态的胺溶剂的混合物。
Description
相关申请的交叉引用
本申请要求2018年4月12日提交的美国专利申请15/951,432的优先权,该美国专利申请的全部内容由此通过引用并入本文中。
技术领域
本公开涉及将在石油和天然气精炼中使用的火炬气回收过程与气体脱硫过程集成在一起的系统和方法。
背景技术
全世界许多工业工厂主要利用气体火炬燃烧掉通过安全阀释放的废气。安全阀可以在计划的事件(例如工厂启动和关闭)期间打开,或者在处理过程中的计划外的事件期间打开以例如防止工厂设备的过压。通过燃烧废气,火炬将废气分解成在释放到大气中时对环境更为友好的化合物,并防止大量可燃气体被风吹到可能引起安全问题的区域。
在火炬中,向气体火炬提供连续的废气流以维持恒定的火焰。如果火炬头失去火焰,则火炬将无法燃烧废气,而废气将直接排放到大气中。由于火炬将燃烧后的气体排放到大气中,因此相关联的将流体引导至火炬的管道系统被称为火炬集管,该管道系统通常以比大气压高一点的压力操作。进入火炬集管的废气的压力太低,以致无法在石油和天然气精炼工厂中实际使用。
发明内容
本文涉及将在石油和天然气精炼中使用的火炬气回收过程与气体脱硫过程集成在一起的系统和方法。特别地,本说明书描述了一种系统和方法,该系统和方法利用来自气体脱硫单元的液态胺溶剂作为用于喷射器的原动流体,该喷射器用于在火炬气回收中应用。
本公开包括以下度量单位中的一个或更多个及其相应缩写,如表1所示:
度量单位 | 缩写 |
华氏度 | °F |
百万分比 | ppm |
磅/平方英寸(压力) | psi |
磅/平方英寸(表压) | psig |
百万 | MM |
每日标准立方英尺 | SCFD |
加仑/分 | gpm(美国度量) |
摩尔 | mol |
表1
全世界的炼油厂和气体处理设施都可能产生大量的废气。可以安装火炬气回收系统以回收这种废气。火炬气回收过程一种当通常将废气重新用作燃料气时废气将被送到气体火炬处以进行处置的过程。由于一些或全部所回收的火炬气可以用作燃料,因此回收废气可以节约与购买燃料相关联的操作成本。此外,火炬气回收系统可以减少排放并提高火炬头的寿命。如果对所回收的火炬气进行进一步处理和清洁,则该火炬气甚至可以被接受用于排气。火炬气回收系统可以包括压缩废气的设备,以使得气体可以再循环回到工厂。然而,代替使用多级压缩机(其由于相关联的设备、安装和较高的操作成本而通常具有较高的资本成本),本文中描述的系统和方法使用另一种选择方案来压缩火炬气,即采用喷射器。
喷射器通过利用来自流体(被称为原动流体)的可用压力依赖于文丘里效应对火炬气加压。喷射器被认为是静态设备,并且与压缩机相比,喷射器通常具有较低的资本成本和操作成本。喷射器将原动流体中的可用压力能量转换为速度能量,引入低压抽吸流体,将两种流体混合,并以中等压力排放该混合物,而无需使用旋转部件或移动部件。
在一些实施例中,液体驱动式喷射器可以与火炬气回收系统集成在一起。这种系统比使用蒸气驱动式喷射器的系统复杂,这是因为需要在喷射器下游将液相和气相分离。然而,液体驱动式喷射器的优点在于液体可以作为原动流体被泵送和再循环,从而仅净排放所回收的火炬气,并因此对下游单元的影响要明显小得多。水是原动流体的可行选择,但是利用水会带来其他问题,例如水处理和用于处理含硫水的特殊材料、腐蚀问题以及其他过滤需求。因此,集成和利用来自气体脱硫单元的可用溶剂提供了避免与水驱动式喷射器相关联的问题的优点,同时还增加了使火炬气再循环回到设施之前对火炬气进行清洁的能力。
在示例性实施方式中,火炬气回收系统包括主气体脱硫单元;以及与主气体脱硫单元进行连续流体连通的液体驱动式喷射器。喷射器包括:入口,该入口被构造成从主气体脱硫单元接收包括处于富态的可再生胺溶剂的原动流体;气体入口,该气体入口被构造成接收包括气体的抽吸流体;和流体出口,该流体出口被构造成将两相流体直接或间接地排放到主气体脱硫单元,该两相流体包括抽吸流体和处于富态的胺溶剂的混合物。
在可与示例性实施方式结合的一方面中,胺溶剂在喷射器中与抽吸流体中的一种或更多种组分相互作用,所述一种或更多种组分包括硫化氢、二氧化碳、或硫化氢和二氧化碳两者。
在可与前述方面中任一方面结合的另一方面中,胺溶剂通过化学键合、物理键合、或化学键合和物理键合两者与气体中的一种或更多种组分相互作用,以由原动流体产生处于富态的胺溶剂,和由抽吸流体产生被配置成用于气体脱硫进料、焚烧、排气或燃烧的气体。
可与前述方面中任一方面结合的另一方面还包括过滤组件,所述过滤组件用于从溶剂去除杂质,其中杂质包括在操作期间在系统中形成的腐蚀颗粒或盐。
可与前述方面中任一方面结合的另一方面还包括循环泵,所述循环泵用于将来自主气体脱硫单元的原动流体流供应到喷射器。
可与前述方面中任一方面结合的另一方面还包括分离器,该分离器用于将两相流体分离成富溶剂液相和脱硫气体气相。
可与前述方面中任一方面结合的另一方面还包括副气体脱硫单元,该副气体脱硫单元以比主气体脱硫单元低的压力操作,其中来自分离器的富溶剂液相被循环回到主气体脱硫单元,并且来自分离器的脱硫气体气相作为进料被输送到副气体脱硫单元。
可与前述方面中任一方面结合的另一方面还包括增压泵,该增压泵用于对到喷射器的原动流体加压,以满足副气体脱硫单元的操作条件。
在可与前述方面中任一方面结合的另一方面中,抽吸流体包括火炬气,所述火炬气来自位于防回火装置的上游的源,所述源包括主火炬集管。
在可与前述方面中任一方面结合的另一方面中,抽吸流体包括火炬气,所述火炬气来自位于防回火装置的上游的源,所述源包括主火炬集管或所述主气体脱硫单元中的紧急阀中的一个或更多个。
在另一示例性实施方式中,一种为火炬气回收系统供应火炬气的方法包括:将火炬气流供应给火炬气回收系统的喷射器;将处于富态的可再生胺溶剂的连续流从主气体脱硫单元供应给喷射器,所述主气体脱硫单元与火炬气回收系统流体连通;和在所述喷射器中将火炬气和溶剂结合在一起以形成两相流体,其中溶剂的连续流被配置成增加火炬气的压力,以允许将两相流体直接或间接地输送回到主气体脱硫单元。
在可与示例性实施方式结合的一方面中,火炬气和溶剂的结合导致通过化学键合、物理键合、或化学键合和物理键合两者从气体去除一种或更多种组分中的一部分,从而使得两相流体包括处于富态的溶剂和适用于气体脱硫进料、焚烧、排气和燃烧中的一种或更多种操作的气体,其中所述一种或更多种组分包括硫化氢或二氧化碳。
可与前述方面中任一方面结合的另一方面还包括:过滤溶剂以去除杂质,该杂质包括腐蚀颗粒或盐。
在可与前述方面中任一方面结合的另一方面中,供应处于富态的溶剂由压力源提供,所述压力源包括增压泵,所述增压泵被设计用于所述火炬气回收系统,以满足副气体脱硫单元的操作条件。
在可与前述方面中任一方面结合的另一方面中,供应处于富态的溶剂由压力源提供,所述压力源包括位于所述主气体脱硫单元中的循环泵或被设计用于所述火炬气回收系统的额外的循环泵。
可与前述方面中任一方面结合的另一方面还包括:将两相流体分离成富溶剂液相和脱硫气体气相。
可与前述方面中任一方面结合的另一方面还包括使液相循环回到主气体脱硫单元,并且将气相输送到副气体脱硫单元。
在可与前述方面中任一方面结合的另一方面中,将火炬气流供应到喷射器包括:在防回火装置的上游从主火炬集管供应气体。
在可与前述方面中任一方面结合的另一方面中,将火炬气流供应到喷射器包括:在防回火装置的上游从主火炬集管或主气体脱硫单元中的紧急阀中的一个或更多个供应气体。
在另一示例性实施方式中,火炬气回收系统包括主气体脱硫单元;以及与主气体脱硫单元进行连续流体连通的液体驱动式喷射器。喷射器包括:入口,该入口被构造成从主气体脱硫单元接收包括处于贫态的可再生胺溶剂的原动流体;气体入口,该气体入口被构造成接收包括气体的抽吸流体;和流体出口,该流体出口被构造成将两相流体直接或间接地排放到主气体脱硫单元,该两相流体包括抽吸流体和处于富态的胺溶剂的混合物。
在可与示例性实施方式结合的一方面中,液体驱动式喷射器包括第一液体驱动式喷射器。
可与前述方面中任一方面结合的另一方面还包括与主气体脱硫单元进行连续流体连通的第二液体驱动式喷射器。
在可与前述方面中任一方面结合的另一方面中,第二液体驱动式喷射器包括:入口,该入口被构造成接收原动流体,该原动流体包括贫气流或含硫气流;气体入口,该气体入口被构造成接收包括火炬气的抽吸流体;和流体出口,该流体出口被构造成将两相流体直接或间接地排放到第一液体驱动式喷射器,该两相流体包括抽吸流体和原动流体的混合物。
在可与前述方面中任一方面结合的另一方面中,两相流体主要包括火炬气。
在可与前述方面中任一方面结合的另一方面中,胺溶剂在喷射器中与抽吸流体中的一种或更多种组分相互作用,所述一种或更多种组分包括硫化氢、二氧化碳、或硫化氢和二氧化碳两者。
在可与前述方面中任一方面结合的另一方面中,胺溶剂通过化学键合、物理键合、或化学键合和物理键合两者与气体中的一种或更多种组分相互作用,以由原动流体产生处于富态的胺溶剂,和由抽吸流体产生被配置成用于气体脱硫进料、焚烧、排气或燃烧的气体。
可与前述方面中任一方面结合的另一方面还包括过滤组件,所述过滤组件用于从溶剂去除杂质,其中所述杂质包括在操作期间在系统中形成的腐蚀颗粒或盐。
可与前述方面中任一方面结合的另一方面还包括循环泵,该循环泵用于将来自主气体脱硫单元的原动流体流供应到喷射器;和分离器,该分离器用于将两相流体分离成富溶剂液相和脱硫气体气相。
可与前述方面中任一方面结合的另一方面还包括副气体脱硫单元,该副气体脱硫单元以比主气体脱硫单元低的压力操作,其中来自分离器的富溶剂液相被循环回到主气体脱硫单元,而来自分离器的脱硫气体气相作为进料被输送到副气体脱硫单元。
在可与前述方面中任一方面结合的另一方面,还包括增压泵,该增压泵对到喷射器的原动流体提供足够的压力,以满足副气体脱硫单元的操作条件。
在可与前述方面中任一方面结合的另一方面中,抽吸流体包括火炬气,所述火炬气来自位于防回火装置的上游的源,所述源包括主火炬集管。
在可与前述方面中任一方面结合的另一方面中,抽吸流体包括包括火炬气,所述火炬气来自位于防回火装置的上游的源,所述源包括主火炬集管或主气体脱硫单元中的紧急阀中的一个或更多个。
在另一示例性实施方式中,一种为火炬气回收系统供应火炬气的方法包括:将火炬气流供应给火炬气回收系统的火炬气喷射器;将贫气流或含硫气体流的连续流供应给喷射器;在喷射器中将火炬气和贫气流或含硫气流结合在一起以形成混合气体流体;将混合气体流体流供应给气体脱硫单元的胺喷射器;将处于贫态的可再生胺溶剂的连续流从主气体脱硫单元供应给胺喷射器,所述主气体脱硫单元与火炬气回收系统流体连通;和在胺喷射器中将混合气体流体和溶剂结合在一起以形成两相流体,其中溶剂的连续流被配置成增加混合气体流体的压力,以允许将两相流体直接或间接地输送回到主气体脱硫单元。
在可与示例性实施方式结合的一方面中,混合气体流体和溶剂的结合使得通过化学键合、物理键合、或化学键合和物理键合两者从混合气体去除一种或更多种组分中的一部分,从而使得两相流体包括处于富态的溶剂和适用于气体脱硫进料、焚烧、排气和燃烧中的一种或更多种操作的气体,其中所述一种或更多种组分包括硫化氢或二氧化碳。
可与前述方面中任一方面结合的另一方面还包括过滤溶剂以去除杂质,该杂质包括腐蚀颗粒或盐。
在可与前述方面中任一方面结合的另一方面中,供应处于贫态的溶剂由压力源提供,所述压力源包括位于主气体脱硫单元中的循环泵或被设计用于火炬气回收系统的额外的循环泵。
可与前述方面中任一方面结合的另一方面还包括将两相流体分离成富溶剂液相和脱硫气体气相。
可与前述方面中任一方面结合的另一方面还包括使液相循环回到主气体脱硫单元,并且将气相输送到副气体脱硫单元。
在可与前述方面中任一方面结合的另一方面中,由额外的压力源进一步辅助供应所述贫溶剂,压力源包括增压泵,所述增压泵被设计成用于火炬气回收系统,以满足副气体脱硫单元的操作条件。
在可与前述方面中任一方面结合的另一方面中,将火炬气流供应到火炬气喷射器包括:在防回火装置的上游从主火炬集管供应气体。
在可与前述方面中任一方面结合的另一方面,将火炬气流供应到火炬气喷射器包括:在防回火装置的上游从主火炬集管或主气体脱硫单元中的紧急阀中的一个或更多个供应气体。
可以以特定的实施方式实现本说明书中描述的主题,以便实现以下优点中的一个或更多个。本文中描述的集成式过程和系统可以为使用气体火炬系统或其他废气处理系统提供替代方案,从而使天然气精炼公司满足一定质量和法规排放标准。与回收废气的现有系统相比,本文中描述的集成式系统和方法可以通过减少对额外的动力和设备(例如分离容器和冷却器)的需求来减少资本成本和操作成本。本文中描述的集式成系统和方法可以通过减少对额外处理(例如冷却或去除酸性气体)的需求来减少资本成本和操作成本。与用于处理废气的现有系统相比,本文中描述的集成式系统和过程可能需要更少的面积。尽管气体可以在经过喷射器时被处理并随后被送到终端用户,但本文中描述的集成式系统和过程的一些实施例使废气再循环回到该过程以减少废气的净产量。例如,在一些实施例中,来自喷射器出口的气体可以被引导回到系统中的胺单元。本文中描述的集成式系统和方法提供了通过所选择的原动流体的性质来清洁所回收的火炬气的额外功能。其他优点对于本领域普通技术人员而言将是显而易见的。
在附图和描述中阐述了本说明书的主题的一种或更多种实施方式的细节。本主题的其他特征、方面和优点将由说明书、附图和权利要求书变得显而易见。
附图说明
图1是包括火炬气回收单元和两个气体脱硫单元的示例性系统的示意图。
图2是将火炬气回收单元与气体脱硫单元集成在一起的另一示例性系统的示意图,其中从主火炬集管回收火炬气。
图3是将火炬气回收单元与气体脱硫单元集成在一起的另一示例性系统的示意图,其中从气体脱硫单元回收火炬气。
图4是包括火炬气回收单元和气体脱硫单元的示例性系统的示意图。
图5是将火炬气回收单元与气体脱硫单元集成在一起的另一示例性系统的示意图,其中从主火炬集管回收火炬气。
图6是将火炬气回收单元与气体脱硫单元集成在一起的另一示例性系统的示意图,其中从主火炬集管回收火炬气。
具体实施方式
本文描述了将火炬气回收单元与气体脱硫单元集成在一起的系统和方法,并且被呈现为使得本领域任何技术人员能够在一个或更多个特定实施方式的背景下制造和使用所公开的主题。
在原油或天然气被提取出之后,必须对原油或天然气进行精炼以生产商品燃料和其他产品。含有大量硫化物(例如硫化氢)的石油或天然气被认为是“含硫的”,并且炼油厂和天然气加工厂利用“脱硫”工艺来去除这些硫化物。气体脱硫单元通常利用胺溶剂的水溶液从含硫气体去除硫化氢和二氧化碳。
本文描述了将火炬气回收单元与气体脱硫单元集成在一起的系统和方法,并且被呈现为使得本领域任何技术人员能够在一个或更多个特定实施方式的背景下制造和使用所公开的主题。
在原油或天然气被提取出之后,必须对原油或天然气进行精炼以生产商品燃料和其他产品。包含大量硫化物(例如硫化氢)的石油或天然气被认为是“含硫的”,并且炼油厂和天然气加工厂利用“脱硫”过程来去除这些硫化物。气体脱硫单元通常利用胺溶剂的水溶液从含硫气体中去除硫化氢和二氧化碳。
图1示出了第一示例性系统100的总体示意图,该系统包括主气体脱硫单元110和火炬气回收系统130。图1的主气体脱硫单元110包括胺接触器112、闪蒸罐114、胺汽提器118、胺循环泵120和胺冷却器122。胺接触器112是逆流气液接触器,该逆流气液接触器可以被称为吸收器、处理器或洗涤器。胺接触器112是包括增加气液接触的内部部件的容器,该内部部件可以包括托盘或组件。
闪蒸罐114以比接触器112低的压力操作,并允许轻质烃从胺溶剂中闪蒸(即蒸发)。闪蒸罐114的尺寸被设置成适于液体涌动、液体滞留以及蒸气从液态胺溶剂中分离的滞留时间。在一些实施例中,闪蒸罐114配备有塔116。在将蒸气送到另一下游过程或终端用户之前,闪蒸罐塔116可以去除酸性气体(例如硫化氢),该酸性气体可能存在于从胺溶剂中分离出的蒸气中。
仍然参考图1,胺汽提器118是一容器,也可以被称为再生器。胺汽提器118包括内部部件(例如托盘或组件),并有效地用作蒸馏塔以蒸发掉酸性气体从而再生胺溶剂。酸性气体与含硫气体之间的区别在于,含硫气体主要是具有一定含量的酸性气体的烃,而酸性气体含有很少的烃或不含烃。
循环泵120对再生后的胺溶剂加压以将胺溶剂再循环回到接触器112。循环泵120可以包括单个泵或并联或串联的多个泵。循环泵120的尺寸可以被设置成适应不正常的情况,该情况需要的流量比主气体脱硫单元110通常所需的流量高得多。如图1所示,循环泵120采用循环管线,该循环管线将胺溶剂的一部分引导回到泵120的抽吸口。
胺冷却器122在溶剂再循环回到接触器112之前使溶剂的温度降低。较低的溶剂温度提高了清洁进入接触器112的含硫气体的效率。冷却器122可以是管壳式热交换器、空气冷却器或两者的多种组合。
气体脱硫单元可以可选地包括辅助设备和变型设备,例如以上未描述的额外的热交换器和容器,但是全世界的大多数气体脱硫单元实施所概述的主要设备的一些变型或组合。
气体脱硫单元可以以各种操作温度和压力操作。在一些实施例中,当温度在80°F至140°F之间的胺溶剂经由流113从顶部进入时,温度在70°F至130°F之间的含硫气体经由流111进入胺接触器112的底部。进入胺接触器112的胺溶剂比进入胺接触器112的含硫气体热至少约10°F。当胺溶剂接触含硫气体时,该溶剂通过化学和物理键合从含硫气体中去除(或“清除”)硫化合物、二氧化碳和其他污染物。一旦溶剂已经经过接触器112,就认为该溶剂处于“富”状态(也称为“富溶剂”),因为该溶剂含有从含硫气体中去除的硫化氢。脱硫气体经由流129从接触器112的顶部离开,并且富溶剂经由流115从底部离开。脱硫气体(流129)可能含有约5ppm至60ppm的硫化氢,并且被送到下游以进行销售或进一步处理。富溶剂115被送到在大气压至90psig之间操作的闪蒸罐114,在该闪蒸罐处,任何闪蒸后的蒸气都沿着闪蒸罐塔116向上行进并经由流119离开,其中闪蒸后的蒸气然后可以被用作燃料、被排气、被燃烧,或其组合。
来自闪蒸罐114的富溶剂液体117以5psig至17psig的最高操作压力被送到胺汽提器118。硫化氢和二氧化碳经由输入到汽提器118(该汽提器在230°F至270°F之间操作)的底部的热量而被蒸发掉,从而再生胺溶剂。然后,再生后的溶剂被认为是处于“贫”状态(也被称为“贫溶剂”),该贫溶剂再次适用于清洁另外的含硫气体。包括硫化氢和二氧化碳的含硫气体123离开汽提器118的顶部,并且贫溶剂121通过循环泵120被泵送出汽提器118的底部。贫溶剂127在重新进入接触器112之前在热交换器112中被冷却至大约80°F至140°F,以便再次用于清洁额外的含硫气体。可以使用各种管道、泵和阀构造来实现蒸气和液体在气体脱硫单元110内、到气体脱硫单元110以及从气体脱硫单元110的运输。
仍然参考图1,如上所述,示例性系统100包括与气体脱硫单元110集成在一起的火炬气回收系统130。系统100利用来自气体脱硫单元110的液态胺溶剂125作为用于火炬气回收系统130中的喷射器的原动流体。
火炬气回收系统130包括喷射器134,该喷射器134包括入口,该入口连续地接收可再生胺溶剂,该可再生胺溶剂用作经由流125来自气体脱硫单元110的高压原动流体。喷射器134还包括气体入口,该气体入口被构造成用于接收火炬气133作为低压抽吸流体。原动流体以比抽吸流体高的压力操作。例如,胺溶剂(原动流体)在约990psig下操作,而火炬气(抽吸流体)在约0.5psig下操作。原动流体和抽吸流体在喷射器134内混合,并然后以中间压力被排出。由于原动流体是来自气体脱硫单元110的胺溶剂125,因此该原动流体能够从火炬气中去除硫化氢和二氧化碳。
图1示出了其中喷射器134的抽吸气体由火炬集管131经由流133供应的一个实施方式。系统100可以包括副气体脱硫单元150(包括副胺接触器152),该副气体脱硫单元以比主气体脱硫单元110低的压力操作。喷射器134可以安装在火炬集管131附近,并且利用来自附近的气体脱硫单元(例如主气体脱硫单元110)的胺溶剂作为原动流体以与火炬气混合并对火炬气加压。可以将两相混合物137排放到分离器136,在该分离器136中,混合物的气相143与液相141分离。液相包括富溶剂并且可以被再循环回到主气体脱硫单元110,并经由流141返回到闪蒸罐114。气相143包括脱硫气体,并且可以作为附加进料(例如,除了到副胺接触器152的进料151之外)被输送到副气体脱硫单元150。当存在以不同的压力操作的至少两个气体脱硫单元时,可以应用图1所示的这种类型的系统。在一些实施方式中,包括增压泵以向来自主气体脱硫单元110的胺溶剂提供足够的压力,以使得回收后的火炬气可以被送到副气体脱硫单元150,其中所述胺溶剂被用作喷射器134的原动流体。
火炬气回收系统130的设计考虑了与火炬170的集成操作,这包括防回火装置132。防回火涉及防止来自火炬的气体以及可能的火焰(例如,正在火炬170处燃烧的火炬气135)逆流。防回火装置可以包括液体密封筒、分子密封件、流体密封件、阻焰器或其任何组合。到喷射器134(或类似物234、334)的火炬气的源位于防回火装置132的上游。
图2提供了第二示例性系统200的总体示意图,该系统包括气体脱硫单元210和火炬气回收系统230。如图2所示,脱硫单元210与图1的脱硫单元110基本上相同,但是火炬气回收系统230的构造与图1的火炬气回收系统130不同。所有附图中相似元件编号可以基本上相同;例如,胺接触器212和312可以与胺接触器112基本相同。喷射器234可以安装在火炬集管231附近,并且利用来自附近的气体脱硫单元(例如主气体脱硫单元210)的胺溶剂225作为原动流体以与火炬气233混合并对火炬气233加压。来自喷射器234的两相混合物可以再循环回到主气体脱硫单元210,并经由流239直接被排放回闪蒸罐214。由于来自喷射器234的液体和气体都被再循环回到气体脱硫单元210,因此可以在闪蒸罐214中将气相与液相分离。由于火炬气被回收并再循环到气体脱硫单元210,因此下游单元(例如闪蒸罐塔216)可能需要进行修改以适应增加的蒸气流。然后,回收后的火炬气可以用作燃料、被排出、被燃烧或其组合。
图3提供了第三示例性系统300的总体示意图,该系统包括气体脱硫单元310和火炬气回收系统330。如图3所示,脱硫单元310与图1的脱硫单元110基本上相同,但是火炬气回收系统330的构造与图1的火炬气回收系统130不同。喷射器334可以安装在气体脱硫单元(例如,气体脱硫单元310)附近,并且利用来自气体脱硫单元310的胺溶剂325作为原动流体以与来自气体脱硫单元310的废气343混合并对废气343加压。来自喷射器334的两相混合物可以被再循环回到气体脱硫单元310,并经由流339被直接排放回到闪蒸罐314。例如,图3示出了其中喷射器334的抽吸气体通过紧急阀经由流341从气体脱硫单元310被供应的一种实施方式。来自单元的一些或全部损失可以在到达火炬集管331之前立即被回收。尽管构造不同,但是到喷射器334的火炬气的源仍位于防回火装置332的上游。
在一些实施方式中,包括额外的循环泵以从主气体脱硫单元110(或类似物210、310)提供足够的胺溶剂流,该胺溶剂被用作喷射器134(或类似物234、334)的原动流体。
参考图1中的示例性系统100,在本文中描述的系统的一个示例中,主气体脱硫单元110的胺接触器112可以在约980psig下操作。来自胺冷却器122的贫胺溶剂可以在约140°F下进入接触器112,并且脱硫气体(流129)在约120°F下离开接触器112。闪蒸罐114可以在约80psig下操作,并从接触器112的底部和来自火炬气回收系统130的分离器136的底部接收液体。闪蒸后的蒸气可以沿着闪蒸罐塔116向上行进并被送到锅炉,在该锅炉中,气体被燃烧以为另一过程提供热量。来自闪蒸罐114的液体可以以约15psig的最低操作压力和约265°F的最低操作温度被送到胺汽提器118。循环泵120通常可以在约9500gpm下并且以约990psig的排放压力循环。约7000gpm的胺溶剂可以通过冷却器122被循环回到接触器112,1200gpm的胺溶剂可以被送到火炬气回收系统130的喷射器134,并且剩余的胺溶剂可以被再循环回到循环泵120的抽吸口。
在一些实施例中,在用于防止回火和液体分离的密封筒132的上游处,来自火炬集管131的火炬气的一部分可以被送到喷射器134。胺溶剂和火炬气可以在喷射器134内混合并在约210psig下排出。气液混合物137可以被送到分离器136,在该分离器中,位于底部的液体141被送回到主气体脱硫单元110,而位于顶部的蒸气143作为额外进料被送到在约180psig下操作的副气体脱硫单元150。
流的近似流量和组分可以是:
*参考图1。
**组分为干基。
参考图2中的示例性系统200,在本文中描述的系统的一个示例中,气体脱硫单元210的胺接触器212可以在约980psig下操作。来自胺冷却器222的贫胺溶剂可以在约140°F下进入接触器212,并且脱硫气体(流229)可以在约120°F下离开接触器212。闪蒸罐214可以在约80psig下操作,并且从接触器212的底部接收液体,和从火炬气回收系统230的喷射器234接收气液混合物。闪蒸后的蒸气可以沿着闪蒸罐塔216向上行进并被送到锅炉,在该锅炉中气体被燃烧以为另一过程提供热量。来自闪蒸罐214的液体可以以约15psig的最低操作压力和约265°F的最低操作温度被送到胺汽提器218。循环泵220通常可以在约9500gpm下并且以约990psig的排放压力循环。约7000gpm的胺溶剂可以通过冷却器222被循环回到接触器212,以使得1200gpm的胺溶剂被送到火炬气回收系统230的喷射器234,并且剩余的胺溶剂被再循环回到循环泵220的抽吸口。
在一些实施例中,在用于防止回火和液体分离的密封筒232的上游处,来自火炬集管231的火炬气的一部分可以被送到喷射器234。胺溶剂和火炬气可以在喷射器234内混合,并作为气液混合物被排放回到气体脱硫单元210的闪蒸罐214。
流的近似流量和组分可以是:
*参考图2。
**组分为干基。
参考图3中的示例性系统300,在本文中描述的系统的一个示例中,气体脱硫单元310的胺接触器312可以在约980psig下操作。来自胺冷却器322的贫胺溶剂可以在约140°F下进入接触器312,并且脱硫气体(流329)可以在约120°F下离开接触器312。闪蒸罐314可以在约80psig下操作,并且从接触器312的底部接收液体,和从火炬气回收系统330的喷射器334接收气液混合物。闪蒸后的蒸气可以沿着闪蒸罐塔316向上行进并被送到锅炉,在该锅炉中,气体被燃烧以为另一过程提供热量。来自闪蒸罐314的液体可以以约15psig的最低操作压力和约265°F的最低操作温度被送到胺汽提器318。循环泵320通常可以在约9500gpm下并且以约990psig的排放压力循环。约7000gpm的胺溶剂可以通过冷却器322被循环回到接触器312,以使得190gpm被送到火炬气回收系统330的喷射器334,并且剩余的胺溶剂被再循环回到循环泵320的抽吸口。
在用于防止回火和液体分离的密封筒332的上游处,来自火炬集管331的一些火炬气被送到喷射器334。喷射器334还被对准(lined up)以通过流341直接从气体脱硫单元310接收火炬气,其中该流341是气体脱硫单元310的紧急阀排放集管。在一些情况下,可以打开气体脱硫单元310中的紧急阀,并且可以在将气体送到火炬集管331之前对气体进行回收。胺溶剂和火炬气可以在喷射器334内混合,并作为气液混合物被排放回到气体脱硫单元310的闪蒸罐314。
流的近似流量和组成可以是:
*参考图3。
**组成为干基。
在一些实施方式中,可以包括过滤组件以去除诸如盐或被腐蚀材料之类的杂质,这些杂质积聚在用于气体脱硫过程的溶剂中。过滤组件可以包括过滤器壳体、过滤器元件或滤筒、额外的循环泵或这些部件的多个的组合。当流体经过过滤器时,杂质会聚集在过滤器元件或滤筒上。过滤器元件或滤筒可以被定期清洁或更换。
图4示出了第四示例性系统400的总体示意图,该系统包括主气体脱硫单元410和火炬气回收系统430。图4的主气体脱硫单元410包括胺接触器412、闪蒸罐414、胺汽提器418、胺循环泵420和胺冷却器422。胺接触器412是逆流气液接触器,所述逆流气液接触器可以被称为吸收器、处理器或洗涤器。胺接触器412是包括增加气液接触的内部部件的容器,该内部部件可以包括托盘或组件。
闪蒸罐414以比接触器412低的压力操作,并允许轻质烃从胺溶剂中闪蒸(即蒸发)。闪蒸罐414的尺寸被设置成适于液体涌动、液体滞留以及蒸气从液态胺溶剂中分离的滞留时间。在一些实施例中,闪蒸罐414配备有塔416。在将蒸气送到另一下游过程或终端用户之前,闪蒸罐塔416可以去除酸性气体(例如硫化氢),该酸性气体可能存在于从胺溶剂中分离出的蒸气中。
仍然参考图4,胺汽提器418是一容器,所述容器也可以被称为再生器。胺汽提器418包括内部部件(例如托盘或组件),并有效地用作蒸馏塔以蒸发掉酸性气体从而再生胺溶剂。酸性气体与含硫气体之间的区别在于,含硫气体主要是具有一定含量的酸性气体的烃,而酸性气体含有很少的烃或不含烃。
循环泵420对再生后的胺溶剂加压以将胺溶剂再循环回到接触器412。循环泵420可以包括单个泵或并联或串联的多个泵。循环泵420的尺寸可被设置成适应不正常情况,该不正常情况所需的流量比主气体脱硫单元410通常所需的流量高得多。在一些方面中,循环泵420可以采用循环管线,该循环管线将胺溶剂的一部分引导回到泵420的抽吸口。此外,一个或更多个增压泵可以被定位成对到达喷射器434的富胺溶剂415进行加压。
胺冷却器422在溶剂再循环回到接触器412之前使溶剂的温度降低。较低的溶剂温度增加清洁进入接触器412的含硫气体的效率。冷却器422可以是管壳式热交换器、空气冷却器或两者中的多种的组合。
气体脱硫单元可以可选地包括辅助设备和变型设备,例如以上未描述的额外的热交换器和容器,但是全世界的大多数气体脱硫单元实现了所概述的主要设备的一些变型或组合。
气体脱硫单元可以以多种操作温度和压力操作。在一些实施例中,当温度在80°F至140°F之间的胺溶剂经由流413从顶部进入时,温度在70°F至130°F之间的含硫气体经由流411进入胺接触器412的底部。进入胺接触器412的胺溶剂比进入胺接触器412的含硫气体高至少约10°F。当胺溶剂接触含硫气体时,该溶剂通过化学键合和物理键合从含硫气体中去除(或“清除”)硫化合物、二氧化碳和其他污染物。一旦溶剂已经经过接触器412,就认为该溶剂处于“富”状态(也称为“富溶剂”),这是因为该溶剂含有从含硫气体中去除的硫化氢。脱硫气体经由流429从接触器412的顶部离开,并且富溶剂经由流415从底部离开。脱硫气体(流429)可以含有约5ppm至60ppm的硫化氢,并且被送到下游以进行销售或进一步处理。
如图所示,在该示例性实施方式中,富溶剂415可以在被送到在大气压至90psig之间操作的闪蒸罐414之前(或代替被送到在大气压至90psig之间操作的闪蒸罐414)被送到喷射器434并用作喷射器434的原动流体(稍后进行讨论),在该闪蒸罐处,任何闪蒸后的蒸气都沿着闪蒸罐塔416向上行进并经由流419离开,其中闪蒸后的蒸气然后可以用作燃料、被排出、被燃烧,或其组合。
来自闪蒸罐414的富溶剂液体417以5psig至17psig的最高操作压力被送到胺汽提器418。硫化氢和二氧化碳经由输入到汽提器418(该汽提器在230°F至270°F之间操作)的底部的热量而被蒸发掉,以便再生胺溶剂。再生后的溶剂则被认为是处于“贫”状态(也称为“贫溶剂”),该贫溶剂再次适用于清洁额外的含硫气体。包括硫化氢和二氧化碳的含硫气体423离开汽提器418的顶部,并且贫溶剂421通过循环泵420被泵送出汽提器418的底部。贫溶剂427在重新进入接触器412之前在热交换器412中被冷却至大约80°F至140°F,以便再次用于清洁额外的含硫气体。可以使用各种管道、泵和阀构造来实现蒸气和液体在气体脱硫单元410内、到气体脱硫单元410以及从气体脱硫单元410的运输。
仍然参考图4,如上所述,示例性系统400包括与气体脱硫单元410集成在一起的火炬气回收系统430。系统400利用来自气体脱硫单元412的(例如,从接触器412的底部循环的)液态富胺溶剂415作为用于火炬气回收系统430中的喷射器434的原动流体。
火炬气回收系统430包括喷射器434,该喷射器134包括入口,该入口连续地接收富胺溶剂415,该富胺溶剂415用作经由流415来自气体脱硫单元410的高压原动流体。喷射器434还包括气体入口,该气体入口被构造成用于接收火炬气433作为低压抽吸流体。原动流体以比抽吸流体高的压力操作。例如,富胺溶剂(原动流体)在约990psig下操作,而火炬气(抽吸流体)在约0.5psig下操作。原动流体和抽吸流体在喷射器434内混合,并然后以中间压力被排放。由于原动流体是来自气体脱硫单元410的富胺溶剂415,因此该原动流体能够从火炬气中去除硫化氢和二氧化碳。
图4示出了其中喷射器434的抽吸气体由火炬集管431经由流433供应的一种实施方式。在一些方面中,系统400可以包括副气体脱硫单元(未示出,但类似于图1中的包括副胺接触器152的单元150),该副气体脱硫单元以比主气体脱硫单元410低的压力操作。喷射器434可以安装在火炬集管431附近,并且利用来自附近的气体脱硫单元(例如主气体脱硫单元410)的富胺溶剂作为原动流体以与火炬气混合并对火炬气加压。两相混合物437可以被排放回到闪蒸罐414,在该闪蒸罐414中,闪蒸后的气相419与混合物的富液相417分离。如该示例中所示,减压装置439(例如阀或孔口)被定位在流415的位于到液体驱动式喷射器434的起点和来自液体驱动式喷射器434的返回点之间的导管中。在一些方面中,减压装置439可以平衡(或有助于平衡)富溶剂415和来自喷射器434的返回到闪蒸罐414的两相混合物437的压力。
在一些方面中,当存在以不同压力操作的至少两个气体脱硫单元时,可以应用图4所示的这种类型的类型。在一些实施方式中,包括增压泵以将足够的压力提供给来自主气体脱硫单元410的富胺溶剂,该富胺溶剂用作喷射器434的原动流体,使得回收后的火炬气可以被送到副气体脱硫单元。
火炬气回收系统430的设计考虑了与火炬470的集成操作,这包括防回火装置432。防回火涉及防止来自火炬的气体以及可能的火焰(例如,正在火炬470处燃烧的火炬气435)逆流。防回火装置可以包括液体密封筒、分子密封件、流体密封件、阻焰器或其任何组合。到喷射器434(或类似物234、334)的火炬气的源位于防回火装置432的上游。
参考图4中的示例性系统400,在本文中描述的系统的一个示例中,主气体脱硫单元410的胺接触器412可以在约980psig下操作。来自胺冷却器422的贫胺溶剂可以在约140°F下进入接触器412,并且脱硫气体(流429)在约120°F下离开接触器412。闪蒸罐414可以在约80psig下操作,并从接触器412的底部和来自火炬气回收系统430的分离器436的底部接收液体。闪蒸后的蒸气可以沿着闪蒸罐塔416向上行进并被送到锅炉,在该锅炉中,气体被燃烧以为另一过程提供热量。来自闪蒸罐414的液体可以以约15psig的最低操作压力和约265°F的最低操作温度被送到胺汽提器418。循环泵420通常可以在约9500gpm下并且以约990psig的排放压力循环。约7000gpm的胺溶剂可以通过冷却器422被循环回到接触器412,1200gpm可以被送到火炬气回收系统430的喷射器434,并且剩余的可以被再循环回到循环泵420的抽吸口。
在一些实施例中,在用于防止回火和液体分离的密封筒432的上游处,来自火炬集管431的火炬气的一部分可以被送到喷射器434。富胺溶剂和火炬气可以在喷射器434内混合并在约210psig下被排放。气液混合物437可以被送到分离器436,在该分离器中,位于底部的液体441被送回到主气体脱硫单元410,而位于顶部的蒸气443可以作为额外进料被送到可以在约180psig下操作的副气体脱硫单元。
流的近似流量和组成可以是:
*参考图4。
**组成为干基。
图5示出了第五示例性系统500的总体示意图,该系统包括主气体脱硫单元510和火炬气回收系统530。图5的主气体脱硫单元510包括胺接触器512、闪蒸罐514、胺汽提器518、胺循环泵522、胺冷却器522和胺喷射器534。胺接触器512是逆流气液接触器,所述逆流气液接触器可以被称为吸收器、处理器或洗涤器。胺接触器512是包括用于增加气液接触的内部部件的容器,该内部部件可以包括托盘或组件。
闪蒸罐514以比接触器512低的压力操作,并允许轻质烃从胺溶剂中闪蒸(即蒸发)。闪蒸罐514的尺寸被设置成适于液体涌动、液体滞留以及蒸气从液态胺溶剂中分离的滞留时间。在一些实施例中,闪蒸罐514配备有塔516。在将蒸气送到另一下游过程或终端用户之前,闪蒸罐塔516可以去除酸性气体(例如硫化氢),该酸性气体可能存在于从胺溶剂中分离出的蒸气中。
仍然参考图5,胺汽提器518是一容器,也可以被称为再生器。胺汽提器518包括内部部件(例如托盘或组件),并有效地用作蒸馏塔以蒸发掉酸性气体从而再生胺溶剂。酸性气体与含硫气体之间的区别在于,含硫气体主要是具有一定含量的酸性气体的烃,而酸性气体含有很少的烃或不含烃。
循环泵520对再生后的胺溶剂加压以将胺溶剂再循环回到接触器512。循环泵520可以包括单个泵或并联或串联的多个泵。循环泵520的尺寸可以被设置成适应不正常的情况,该不正常的情况所需的流量比主气体脱硫单元510通常所需的流量高得多。在一些方面,循环泵520可以采用循环管线,该循环管线将胺溶剂的一部分引导回到泵520的抽吸口。
胺冷却器522在溶剂再循环回到接触器512之前使溶剂的温度降低。较低的溶剂温度提高了清洁进入接触器512的含硫气体的效率。冷却器522可以是管壳式热交换器、空气冷却器或两者中的多种组合。
气体脱硫单元可以可选地包括辅助设备和变型设备,例如以上未描述的额外的热交换器和容器,但是全世界的大多数气体脱硫单元实现了所概述的主要设备的一些变型或组合。
气体脱硫单元可以以多种操作温度和压力操作。在一些实施例中,当温度在80°F至140°F之间的胺溶剂经由流513从顶部进入时,温度在70°F至130°F之间的含硫气体经由流511进入胺接触器512的底部。进入胺接触器512的胺溶剂比进入胺接触器512的含硫气体高至少约10°F。当胺溶剂接触含硫气体时,该溶剂通过化学键合和物理键合从含硫气体中去除(或“清除”)硫化合物、二氧化碳和其他污染物。一旦溶剂已经经过接触器512,就认为该溶剂处于“富”状态(也称为“富溶剂”),这是因为该溶剂含有从含硫气体去除的硫化氢。脱硫气体经由流529从接触器512的顶部离开,而富溶剂经由流515从底部离开。脱硫气体(流529)可能含有约5ppm至60ppm的硫化氢,并且被送到下游处以进行销售或进一步处理。富溶剂515被送到在大气压至90psig之间操作的闪蒸罐514,在该闪蒸罐处,任何闪蒸后的蒸气都沿着闪蒸罐塔516向上行进并经由流519离开,其中闪蒸后的蒸气然后可以用作燃料、被排出、被燃烧,或其组合。
来自闪蒸罐514的富溶剂液体517以5psig至17psig的最高操作压力被送到胺汽提器518。硫化氢和二氧化碳经由输入到汽提器518(该汽提器在230°F至270°F之间操作)的底部的热量而被蒸发掉,从而再生胺溶剂。然后,再生后的溶剂认为是处于“贫”状态(也称为“贫溶剂”),该贫溶剂再次适用于清洁额外的含硫气体。包括硫化氢和二氧化碳的含硫气体523离开汽提器518的顶部,并且贫溶剂521通过循环泵520被泵送出汽提器518的底部。贫溶剂527在重新进入接触器512之前在热交换器512中被冷却至大约80°F至140°F,以便再次用于清洁额外的含硫气体。可以使用各种管道、泵和阀构造来实现蒸气和液体在气体脱硫单元510内、到气体脱硫单元510以及从气体脱硫单元510的运输。
仍然参考图5,如上所述,示例性系统500包括与气体脱硫单元510集成在一起的火炬气回收系统530。系统500利用来自气体脱硫单元510的液态胺溶剂525作为用于火炬气回收系统530中的胺喷射器534的原动流体。在该示例中,胺喷射器534定位在气体脱硫单元510内。
如图5所示,火炬气喷射器540也包括在火炬气系统530中,并且包括连续地接收贫气流或含硫气流542(“气流542”)的入口,该气流542用作高压原动流体。气体喷射器540还包括气体入口,该气体入口被构造成用于接收火炬气533作为低压抽吸流体。原动流体以比抽吸流体高的压力操作。例如,气流542(原动流体)在约990psig下操作,而火炬气(抽吸流体)在约0.5psig下操作。原动流体和抽吸流体在火炬气喷射器534中混合,并然后作为火炬气流541以中间压力被排放到胺喷射器534的抽吸口。
图5示出了其中火炬气喷射器540的排放被供应到胺喷射器534的抽吸口的一种实施方式。胺喷射器534包括入口,该入口连续地从气体脱硫单元510接收液态胺溶剂525,该液态胺溶剂用作高压原动流体。原动流体以比抽吸流体(火炬气流541)高的压力操作。例如,贫胺液态溶剂525(原动流体)在约990psig下操作,而火炬气流541(抽吸流体)在约5psig至10psig下操作。原动流体和抽吸流体在胺喷射器534内混合,并然后以中间压力被排放到闪蒸罐514。
当存在以不同压力操作的至少两个气体脱硫单元时,也可以应用图5所示的这类此系统。在一些实施方式中,包括增压泵以将足够的压力提供给来自主气体脱硫单元510的胺溶剂,该胺溶剂用作用于胺喷射器534的原动流体,使得回收后的火炬气可以被送到副气体脱硫单元。
系统500可以包括副气体脱硫单元(未示出,但类似于图1中的包括副胺接触器152的单元150),该副气体脱硫单元以比主气体脱硫单元510低的压力操作。胺喷射器534可以安装在火炬集管531附近,并且利用来自附近的气体脱硫单元(例如主气体脱硫单元510)的贫胺溶剂作为原动流体以与火炬气混合并对火炬气加压。
火炬气回收系统530的设计考虑了与火炬570的集成操作,这包括防回火装置532。防回火涉及防止来自火炬的气体以及可能的火焰(例如,正在火炬570处燃烧的火炬气535)的逆流。防回火装置可以包括液体密封筒、分子密封件、流体密封件、阻焰器或其任何组合。到喷射器534(或类似物234、334)的火炬气的源位于防回火装置532的上游。
图5提供了第五示例性系统500的总体示意图,该系统包括气体脱硫单元510和火炬气回收系统530。如图5所示,脱硫单元510与图1的脱硫单元110基本上相同,但是火炬气回收系统530的构造与图1的火炬气回收系统130不同。所有附图中相似元件的编号可以基本相同;例如,胺接触器512可以与胺接触器112基本相同。胺喷射器534可以安装在火炬集管531附近,并且利用来自附近的气体脱硫单元(例如主气体脱硫单元510)的胺溶剂525作为原动流体以与火炬气533混合并对火炬气533加压。来自喷射器534的两相混合物可以被再循环回到主气体脱硫单元510,并经由流537被直接排放回到闪蒸罐514。由于来自喷射器534的液体和气体都被再循环回到气体脱硫单元510,因此可以在闪蒸罐514中将气相与液相分离。由于火炬气被回收并再循环到气体脱硫单元510,因此下游单元(例如闪蒸罐塔516)可能需要进行改进以适应增加的蒸气流。然后,回收的火炬气可以用作燃料、被排出、被燃烧或其组合。
在一些实施方式中,包括额外的循环泵以提供来自气体脱硫单元510的足够的胺溶剂流,该胺溶剂用作用于喷射器534的原动流体。
参考图5中的示例性系统500,在本文中描述的系统的一个示例中,气体脱硫单元510的胺接触器512可以在约980psig下操作。来自胺冷却器522的贫胺溶剂可以在约140°F下进入接触器512,并且脱硫气体(流529)可以在约120°F下离开接触器512。闪蒸罐514可以在约80psig下操作,并且从接触器512的底部接收液体并从火炬气回收系统530的喷射器534接收气液混合物。闪蒸后的蒸气可以沿着闪蒸罐塔516向上行进并被送到锅炉,在该锅炉中,气体被燃烧以为另一过程提供热量。来自闪蒸罐514的液体可以以约15psig的最低操作压力和约265°F的最低操作温度被送到胺汽提器518。循环泵520通常可以在约9500gpm下并且以约990psig的排放压力循环。约7000gpm的胺溶剂可以通过冷却器522被循环回到接触器512,以使得1200gpm被送到火炬气回收系统530的喷射器534,而剩余的被再循环回到循环泵520的抽吸口。
在一些实施例中,在用于防止回火和液体分离的密封筒532的上游处,来自火炬集管531的火炬气的一部分可以被送到火炬气喷射器540。贫胺溶剂和火炬气排放物541可以在胺喷射器534内混合,并作为气液混合物被排放回到气体脱硫单元510的闪蒸罐514。
流的近似流量和组成可以是:
*参考图5。
**组成为干基。
在一些实施方式中,可以包括过滤组件以去除诸如盐或腐蚀材料之类的杂质,这些杂质积聚在用于进行气体脱硫过程的溶剂中。过滤组件可以包括过滤器壳体、过滤器元件或滤筒、额外的循环泵或这些部件的多种组合。当流体经过过滤器时,杂质会聚集在过滤器元件或滤筒上。过滤器元件或滤筒可以被定期清洁或更换。
图6示出了第六示例性系统600的总体示意图,该系统包括主气体脱硫单元610和火炬气回收系统630。图6的主气体脱硫单元610包括胺接触器612、闪蒸罐614、胺汽提器618、胺循环泵622、胺冷却器622和胺喷射器634。胺接触器612是逆流气液接触器,该逆流气液接触器可以被称为吸收器、处理器或洗涤器。胺接触器612是包括用于增加气液接触的内部部件的容器,该内部部件可以包括托盘或组件。
闪蒸罐614以比接触器612低的压力操作,并允许轻质烃从胺溶剂闪蒸(即蒸发)。闪蒸罐614的尺寸被设置成适于液体涌动、液体滞留以及蒸气从液态胺溶剂分离的滞留时间。在一些实施例中,闪蒸罐614配备有塔616。在将蒸气送到另一下游过程或终端用户之前,闪蒸罐塔616可以去除酸性气体(例如硫化氢),该酸性气体可能存在于从胺溶剂分离出的蒸气中。
仍然参考图6,胺汽提器618是一容器,所述容器也可以被称为再生器。胺汽提器618包括内部部件(例如,托盘或组件),并有效地用作蒸馏塔以蒸发掉酸性气体从而再生胺溶剂。酸性气体与含硫气体之间的区别在于,含硫气体主要是具有一定含量的酸性气体的烃,而酸性气体含有很少的烃或不含烃。
循环泵620对再生后的胺溶剂加压以将胺溶剂再循环回到接触器612。循环泵620可包括单个泵或并联或串联的多个泵。循环泵620的尺寸可以被设置成适应不正常的情况,所述不正常的情况所需的流量比主气体脱硫单元610通常所需的流量高得多。在一些方面中,循环泵620可以采用循环管线,该循环管线将胺溶剂的一部分引导回到泵620的抽吸口。
胺冷却器622在溶剂再循环回到接触器612之前使溶剂的温度降低。较低的溶剂温度提高了清洁进入接触器612的含硫气体的效率。冷却器622可以是管壳式热交换器、空气冷却器或两者的多种组合。
气体脱硫单元可以可选地包括辅助设备和变型设备,例如以上未描述的额外的热交换器和容器,但是全世界的大多数气体脱硫单元实现了所概述的主要设备的一些变型或组合。
气体脱硫单元可以以多种操作温度和压力操作。在一些实施例中,当温度在80°F至140°F之间的胺溶剂经由流613从顶部进入时,温度在70°F至130°F之间的含硫气体经由流611进入胺接触器612的底部。进入胺接触器612的胺溶剂比进入胺接触器612的含硫气体高至少约10°F。当胺溶剂接触含硫气体时,该溶剂通过化学键合和物理键合从含硫气体去除(或“清除”)硫化合物、二氧化碳和其他污染物。一旦溶剂已经经过接触器612,就认为该溶剂处于“富”状态(也称为“富溶剂”),这是因为该溶剂含有从含硫气体去除的硫化氢。脱硫气体经由流629从接触器612的顶部离开,并且富溶剂经由流615从底部离开。脱硫气体(流629)可能含有约5ppm至60ppm的硫化氢,并且被送到下游以进行销售或进一步处理。富溶剂615被送到在大气压至90psig之间操作的闪蒸罐614,在该闪蒸罐处,任何闪蒸后的蒸气都沿着闪蒸罐塔616向上行进并经由流619离开,其中闪蒸后的蒸气然后可以被用作燃料、被排气、被燃烧,或其组合。
如图所示,在该示例性实施方式中,富溶剂615可以在被送到在大气压至90psig之间操作的闪蒸罐614之前(或代替其)被送到胺喷射器634并用作用于喷射器634的原动流体(稍后进行讨论),在该闪蒸罐处,任何闪蒸后的蒸气都沿着闪蒸罐塔616向上行进并经由流619离开,其中闪蒸后的蒸气然后可以用作燃料、被排气、被燃烧,或其组合。
将来自闪蒸罐614的富溶剂液体617以5psig至17psig的最高操作压力被送到胺汽提器618。硫化氢和二氧化碳经由输入到汽提器618(该汽提器在230°F至270°F之间操作)的底部的热量而被蒸发掉,从而再生胺溶剂。然后,再生后的溶剂认为是处于“贫”状态(也称为“贫溶剂”),该贫溶剂再次适用于清洁额外的含硫气体。包括硫化氢和二氧化碳的含硫气体623离开汽提器618的顶部,并且贫溶剂621通过循环泵620被泵送出汽提器618的底部。贫溶剂627在重新进入接触器612之前在热交换器612中被冷却至大约80°F至140°F,以便被再次用于清洁额外的含硫气体。可以使用各种管道、泵和阀构造来实现蒸气和液体在气体脱硫单元610内、到气体脱硫单元610以及从气体脱硫单元610的运输。
仍然参考图6,如上所述,示例性系统600包括与气体脱硫单元610集成在一起的火炬气回收系统630。系统600利用来自气体脱硫单元610的液态富胺溶剂615作为用于胺喷射器634的原动流体。在该示例中,胺喷射器634被定位在气体脱硫单元610内。胺喷射器634包括入口,该入口连续地接收富胺溶剂615,该富胺溶剂615用作经由流615来自气体脱硫单元610的高压原动流体。喷射器634还包括气体入口,该气体入口被构造成接收来自火炬气系统610的流641(稍后进行描述)。
如图6所示,火炬气喷射器640也包括在火炬气系统630中,并且包括连续地接收贫气流或含硫气流642(“气流642”)的入口,该气流642用作高压原动流体。气体喷射器640还包括气体入口,该气体入口被构造成用于接收火炬气633作为低压抽吸流体。原动流体以比抽吸流体高的压力操作。例如,气流642(原动流体)在约990psig下操作,而火炬气(抽吸流体)在约0.5psig下操作。原动流体和抽吸流体在火炬气喷射器634中混合,并然后作为火炬气流641以中间压力被排放到胺喷射器634的抽吸口。
图6示出了其中火炬气喷射器640的排放被供应到胺喷射器634的抽吸口的一种实施方式。胺喷射器634包括入口,该入口连续地从气体脱硫单元610接收液态富胺溶剂615,该液态富胺溶剂用作高压原动流体。原动流体以比抽吸流体(火炬气流641)高的压力操作。例如,富胺液态溶剂615(原动流体)在约990psig下操作,而火炬气流641(抽吸流体)在约5psig至10psig下操作。原动流体和抽吸流体在胺喷射器634内混合,并然后以中间压力被排放到闪蒸罐614。
当存在以不同压力操作的至少两个气体脱硫单元时,也可以应用图6所示的这种类型的系统。在一些实施方式中,包括增压泵以向来自主气体脱硫单元610的胺溶剂提供足够的压力,该胺溶剂用作用于胺喷射器634的原动流体,使得回收的火炬气可以被送到副气体脱硫单元。
系统600可以包括副气体脱硫单元(未示出,但类似于图1中的包括副胺接触器152的单元150),该副气体脱硫单元以比主气体脱硫单元610低的压力操作。胺喷射器634可以安装在火炬集管631附近,并且利用来自附近的气体脱硫单元(例如,主气体脱硫单元610)的富胺溶剂作为原动流体以与火炬气混合并对火炬气加压。
火炬气回收系统630的设计考虑了与火炬670的集成操作,这包括防回火装置632。防回火涉及防止来自火炬的气体以及可能的火焰(如在火炬670处燃烧的火炬气635)的逆流。防回火装置可以包括液体密封筒、分子密封件、流体密封件、阻焰器或其任何组合。到喷射器634(或类似物234、334)的火炬气的源位于防回火装置632的上游。
图6提供了第六示例性系统600的总体示意图,该系统包括气体脱硫单元610和火炬气回收系统630。如图6所示,脱硫单元610与图1的脱硫单元110基本上相同,但是火炬气回收系统630的构造与图1的火炬气回收系统130不同。所有附图中相似元件的编号可以基本相同;例如,胺接触器612可以与胺接触器112基本相同。胺喷射器634可以安装在火炬集管631附近,并且利用来自附近的气体脱硫单元(例如,主气体脱硫单元610)的富胺溶剂615作为原动流体以与火炬气641混合并对火炬气641加压。来自喷射器634的两相混合物可以被再循环回到主气体脱硫单元610,并经由流637被直接排放回到闪蒸罐614。由于来自喷射器634的液体和气体两者都被再循环回到气体脱硫单元610,因此可以在闪蒸罐614中将气相与液相分离。由于火炬气被回收并再循环到气体脱硫单元610,因此下游单元(例如闪蒸罐塔616)可能需要被改进以适应增加的蒸气流。然后,回收的火炬气可以用作燃料、被排气、被燃烧或其组合。
如该示例所示,减压装置643(例如阀或孔口)定位在用于流615的位于到液体驱动式胺喷射器634的起点和来自液体驱动式胺喷射器634的返回点之间的导管中。在一些方面中,减压装置643可以平衡(或有助于平衡)富溶剂615和从喷射器634返回到闪蒸罐614的两相混合物637的压力。
在一些实施方式中,包括额外的循环泵以提供来自气体脱硫单元610的足够的胺溶剂流,该胺溶剂用作用于喷射器634的原动流体。
参考图6中的示例性系统600,在本文中描述的系统的一个示例中,气体脱硫单元610的胺接触器612可以在约980psig下操作。来自胺冷却器622的贫胺溶剂可以在约140°F下进入接触器612,并且脱硫气体(流629)可以在约120°F下离开接触器612。闪蒸罐614可以在约80psig下操作,并且从接触器612的底部接收液体,和从火炬气回收系统630的喷射器634接收气液混合物。闪蒸后的蒸气可以沿着闪蒸罐塔616向上行进并被送到锅炉,在该锅炉中,气体被燃烧以为另一过程提供热量。来自闪蒸罐614的液体可以以约15psig的最低操作压力和约265°F的最低操作温度被送到胺汽提器618。循环泵620通常可以在约9500gpm下并且以约990psig的排放压力循环。约7000gpm的胺溶剂可以通过冷却器622被循环回到接触器612,使得1200gpm被送到火炬气回收系统630的喷射器634,而剩余的被再循环回到循环泵620的抽吸口。
在一些实施例中,在用于防止回火和液体分离的密封筒632的上游,来自火炬集管631的火炬气的一部分可以被送到火炬气喷射器640。富胺溶剂615和火炬气排放物641可以在胺喷射器634内混合,并作为气液混合物被排放回到气体脱硫单元610的闪蒸罐614。
流的近似流量和组成可以是:
*参考图6。
**组成为干基。
在一些实施方式中,可以包括过滤组件以去除诸如盐或腐蚀材料之类的杂质,这些杂质积聚在用于气体脱硫工艺的溶剂中。过滤组件可以包括过滤器壳体、过滤器元件或滤筒、额外的循环泵或这些部件的多种的组合。当流体经过过滤器时,杂质聚集在过滤器元件或滤筒上。过滤器元件或滤筒可以被定期清洁或更换。
在不背离本发明的范围的情况下,可以对所公开的实施方式进行各种修改、变更和置换,并且这些修改、变更和置换对于本领域普通技术人员来说将是显而易见的,并且所限定的一般原理可以应用于其他实施方式和应用。在一些实例中,可以省略对于理解所描述的主题不必要的细节,从而不会因不必要的细节而使所描述的一个或更多个实施方式变得晦涩,并且这样的细节在本领域普通技术人员的技术能力范围内。本公开并不旨在限于所描述或示出的实施方式,而是与符合所描述的原理和特征的最广泛的范围相一致。
在本文中已经描述了本主题的某些实施方式。然而,其他实施方式落在所附权利要求的范围内。
Claims (38)
1.一种火炬气回收系统,所述系统包括:
主气体脱硫单元;和
液体驱动式喷射器,所述液体驱动式喷射器与所述主气体脱硫单元进行连续的流体连通,所述喷射器包括:
入口,所述入口被构造成从所述主气体脱硫单元接收原动流体,所述原动流体包括处于富态的可再生胺溶剂;
气体入口,所述气体入口被构造成接收抽吸流体,所述抽吸流体包括气体;和
流体出口,所述流体出口被构造成将两相流体直接或间接地排放到所述主气体脱硫单元,所述两相流体包括所述抽吸流体和处于富态的所述胺溶剂的混合物。
2.根据权利要求1所述的系统,其中,所述胺溶剂在所述喷射器中与所述抽吸流体中的一种或更多种组分相互作用,所述一种或更多种组分包括硫化氢、二氧化碳、或硫化氢和二氧化碳两者。
3.根据权利要求1所述的系统,其中,所述胺溶剂通过化学键合、物理键合、或化学键合和物理键合两者与气体中的一种或更多种组分相互作用,以由所述原动流体产生处于所述富态的所述胺溶剂,和由所述抽吸流体产生被配置成用于气体脱硫进料、焚烧、排气或燃烧的气体。
4.根据权利要求1所述的系统,还包括过滤组件,所述过滤组件用于从所述溶剂去除杂质,其中所述杂质包括在操作期间在所述系统中形成的腐蚀颗粒或盐。
5.根据权利要求1所述的系统,还包括循环泵,所述循环泵用于将来自所述主气体脱硫单元的原动流体流供应到所述喷射器。
6.根据权利要求1所述的系统,还包括分离器,所述分离器用于将所述两相流体分离成富溶剂液相和脱硫气体气相。
7.根据权利要求6所述的系统,还包括副气体脱硫单元,所述副气体脱硫单元以比所述主气体脱硫单元低的压力操作,其中来自所述分离器的所述富溶剂液相被循环回到所述主气体脱硫单元,而来自所述分离器的所述脱硫气体气相作为进料被输送到所述副气体脱硫单元。
8.根据权利要求7所述的系统,还包括增压泵,所述增压泵用于对到所述喷射器的所述原动流体加压,以满足所述副气体脱硫单元的操作条件。
9.根据权利要求1所述的系统,其中,所述抽吸流体包括火炬气,所述火炬气来自位于防回火装置的上游的源,所述源包括主火炬集管。
10.根据权利要求1所述的系统,其中,所述抽吸流体包括火炬气,所述火炬气来自位于防回火装置的上游的源,所述源包括主火炬集管或所述主气体脱硫单元中的紧急阀中的一个或更多个。
11.一种为火炬气回收系统供应火炬气的方法,所述方法包括:
将火炬气流供应给所述火炬气回收系统的喷射器;
将处于富态的可再生胺溶剂的连续流从主气体脱硫单元供应给所述喷射器,所述主气体脱硫单元与所述火炬气回收系统流体连通;和
在所述喷射器中将所述火炬气和所述溶剂结合在一起以形成两相流体;
其中所述溶剂的所述连续流被配置成增加所述火炬气的压力,以允许将所述两相流体直接或间接地输送回到所述主气体脱硫单元。
12.根据权利要求11所述的方法,其中,所述火炬气和所述溶剂的结合使得通过化学键合、物理键合、或化学键合和物理键合两者从所述气体去除一种或更多种组分中的一部分,从而使得所述两相流体包括处于富态的溶剂和适用于气体脱硫进料、焚烧、排气和燃烧中的一种或更多种操作的气体,其中所述一种或更多种组分包括硫化氢或二氧化碳。
13.根据权利要求11所述的方法,还包括:
过滤所述溶剂以去除杂质,所述杂质包括腐蚀颗粒或盐。
14.根据权利要求11所述的方法,其中,供应处于富态的所述溶剂由压力源提供,所述压力源包括增压泵,所述增压泵被设计用于所述火炬气回收系统,以满足副气体脱硫单元的操作条件。
15.根据权利要求11所述的方法,其中,供应处于富态的所述溶剂由压力源提供,所述压力源包括位于所述主气体脱硫单元中的循环泵或被设计用于所述火炬气回收系统的额外的循环泵。
16.根据权利要求11所述的方法,还包括:
将所述两相流体分离成富溶剂液相和脱硫气体气相。
17.根据权利要求15所述的方法,还包括:
使所述液相循环回到所述主气体脱硫单元,并将所述气相输送到副气体脱硫单元。
18.根据权利要求11所述的方法,其中,将所述火炬气流供应到所述喷射器包括:
在防回火装置的上游从主火炬集管供应气体。
19.根据权利要求11所述的方法,其中,将所述火炬气流供应到所述喷射器包括:
在防回火装置的上游从主火炬集管或所述主气体脱硫单元中的紧急阀中的一个或更多个供应气体。
20.一种火炬气回收系统,所述系统包括:
主气体脱硫单元;和
液体驱动式喷射器,所述液体驱动式喷射器与所述主气体脱硫单元进行连续的流体连通,所述喷射器包括:
入口,所述入口被构造成从所述主气体脱硫单元接收原动流体,所述原动流体包括处于贫态的可再生胺溶剂;
气体入口,所述气体入口被构造成接收抽吸流体,所述抽吸流体包括气体;和
流体出口,所述流体出口被构造成将两相流体直接或间接地排放到所述主气体脱硫单元,所述两相流体包括所述抽吸流体和处于富态的所述胺溶剂的混合物。
21.根据权利要求20所述的系统,其中,所述液体驱动式喷射器包括第一液体驱动式喷射器,所述系统还包括:
第二液体驱动式喷射器,所述第二液体驱动式喷射器与所述主气体脱硫单元进行连续的流体连通,所述第二液体驱动式喷射器包括:
入口,所述入口被构造成接收原动流体,所述原动流体包括贫气流或含硫气流;
气体入口,所述气体入口被构造成接收包括火炬气的抽吸流体;和
流体出口,所述流体出口被构造成将两相流体直接或间接地排放到所述第一液体驱动式喷射器,所述两相流体包括所述抽吸流体和原动流体的混合物。
22.根据权利要求21所述的系统,其中,所述两相流体主要包括火炬气。
23.根据权利要求20所述的系统,其中,所述胺溶剂在所述喷射器中与所述抽吸流体中的一种或更多种组分相互作用,所述一种或更多种组分包括硫化氢、二氧化碳、或所述硫化氢和所述二氧化碳两者,并且所述胺溶剂通过化学键合、物理键合、或所述化学键合和所述物理键合两者与气体中的一种或更多种组分相互作用,以由所述原动流体产生处于所述富态的所述胺溶剂,和由所述抽吸流体产生被配置成用于气体脱硫进料、焚烧、排气或燃烧的气体。
24.根据权利要求20所述的系统,还包括过滤组件,所述过滤组件用于从所述溶剂去除杂质,其中所述杂质包括在操作期间在所述系统中形成的腐蚀颗粒或盐。
25.根据权利要求20所述的系统,还包括:
循环泵,所述循环泵用于将来自所述主气体脱硫单元的原动流体流供应给所述喷射器;和
分离器,所述分离器用于将所述两相流体分离成富溶剂液相和脱硫气体气相。
26.根据权利要求25所述的系统,还包括副气体脱硫单元,所述副气体脱硫单元以比所述主气体脱硫单元低的压力操作,其中来自所述分离器的所述富溶剂液相被循环回到所述主气体脱硫单元,而来自所述分离器的所述脱硫气体气相作为进料被输送到所述副气体脱硫单元。
27.根据权利要求26所述的系统,还包括增压泵,所述增压泵用于为到所述喷射器的所述原动流体提供足够的压力,以满足所述副气体脱硫单元的操作条件。
28.根据权利要求20所述的系统,其中,所述抽吸流体包括火炬气,所述火炬气来自位于防回火装置的上游的源,所述源包括主火炬集管。
29.根据权利要求20所述的系统,其中,所述抽吸流体包括火炬气,所述火炬气来自位于防回火装置的上游的源,所述源包括主火炬集管或所述主气体脱硫单元中的紧急阀中的一个或更多个。
30.一种为火炬气回收系统供应火炬气的方法,所述方法包括:
将火炬气流供应给所述火炬气回收系统的火炬气喷射器;
将贫气流或含硫气流的连续流供应给所述喷射器;
在所述喷射器中将所述火炬气和所述贫气流或含硫气流结合在一起以形成混合气体流体;
将混合气体流体流供应给气体脱硫单元的胺喷射器;
将处于贫态的可再生胺溶剂的连续流从主气体脱硫单元供应给所述胺喷射器,所述主气体脱硫单元与所述火炬气回收系统流体连通;和
在所述胺喷射器中将所述混合气体流体和溶剂结合在一起以形成两相流体;
其中所述溶剂的所述连续流被配置成增加所述混合气体流体的压力,以允许将所述两相流体直接或间接地输送回到所述主气体脱硫单元。
31.根据权利要求30所述的方法,其中,所述混合气体流体和溶剂的结合使得通过化学键合、物理键合、或化学键合和物理键合两者从所述混合气体去除一种或更多种组分中的一部分,从而使得所述两相流体包括处于富态的所述溶剂和适用于气体脱硫进料、焚烧、排气和燃烧中的一种或更多种操作的气体,其中所述一种或更多种组分包括硫化氢或二氧化碳。
32.根据权利要求30所述的方法,还包括:
过滤所述溶剂以去除杂质,所述杂质包括腐蚀颗粒或盐。
33.根据权利要求30所述的方法,其中,供应处于贫态的所述溶剂由压力源提供,所述压力源包括位于所述主气体脱硫单元中的循环泵或被设计用于所述火炬气回收系统的额外的循环泵。
34.根据权利要求30所述的方法,还包括:
将所述两相流体分离成富溶剂液相和脱硫气体气相。
35.根据权利要求34所述的方法,还包括:
使所述液相循环回到所述主气体脱硫单元,并且将所述气相输送到副气体脱硫单元。
36.根据权利要求35所述的方法,其中,由额外的压力源进一步辅助供应所述贫溶剂,所述压力源包括增压泵,所述增压泵被设计成用于所述火炬气回收系统,以满足所述副气体脱硫单元的操作条件。
37.根据权利要求30所述的方法,其中,将所述火炬气流供应到所述火炬气喷射器包括:
在防回火装置的上游从主火炬集管供应气体。
38.根据权利要求30所述的方法,其中,将所述火炬气流供应到所述火炬气喷射器包括:
在防回火装置的上游从主火炬集管或所述主气体脱硫单元中的紧急阀中的一个或更多个供应气体。
Applications Claiming Priority (3)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US15/951,432 | 2018-04-12 | ||
US15/951,432 US10981104B2 (en) | 2018-04-12 | 2018-04-12 | System for flare gas recovery using gas sweetening process |
PCT/US2019/023841 WO2019199432A1 (en) | 2018-04-12 | 2019-03-25 | System for flare gas recovery using gas sweetening process |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
CN112272584A true CN112272584A (zh) | 2021-01-26 |
Family
ID=66041817
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
CN201980038781.4A Pending CN112272584A (zh) | 2018-04-12 | 2019-03-25 | 使用气体脱硫过程进行火炬气回收的系统 |
Country Status (4)
Country | Link |
---|---|
US (2) | US10981104B2 (zh) |
EP (2) | EP3773990A1 (zh) |
CN (1) | CN112272584A (zh) |
WO (1) | WO2019199432A1 (zh) |
Families Citing this family (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US10974194B2 (en) | 2017-07-18 | 2021-04-13 | Saudi Arabian Oil Company | System for flare gas recovery using gas sweetening process |
US10981104B2 (en) * | 2018-04-12 | 2021-04-20 | Saudi Arabian Oil Company | System for flare gas recovery using gas sweetening process |
EP4238632A1 (en) | 2022-03-03 | 2023-09-06 | Grant Prideco, Inc. | Flare gas capture and processing |
WO2023241965A1 (en) | 2022-06-13 | 2023-12-21 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | A process for capturing carbon dioxide and/or hydrogen sulfide |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU45291U1 (ru) * | 2005-01-11 | 2005-05-10 | Ахметзянов Шамиль Халикович | Установка для очистки углеводородной смеси от сероводорода |
CN1817410A (zh) * | 2005-12-31 | 2006-08-16 | 杭州西湖真空设备厂 | 减顶增压脱硫成套设备及其脱硫工艺 |
US20110217218A1 (en) * | 2010-03-02 | 2011-09-08 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Systems and Methods for Acid Gas Removal |
CN104815530A (zh) * | 2015-05-06 | 2015-08-05 | 四川天采科技有限责任公司 | 一种适用于炼厂的喷射式膜过滤精脱硫设备 |
CN105228723A (zh) * | 2012-10-05 | 2016-01-06 | 阿特拉斯·科普柯空气动力股份有限公司 | 使用文丘里喷射器从气体混合物中除去气体的方法和装置 |
CN205412608U (zh) * | 2016-03-31 | 2016-08-03 | 四川天采科技有限责任公司 | 一种化学吸收深度脱除硫化氢的节能装置 |
Family Cites Families (21)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3563695A (en) * | 1968-03-22 | 1971-02-16 | Field And Epes | Separation of co2 and h2s from gas mixtures |
DE2043190C3 (de) * | 1969-09-09 | 1979-02-15 | Benson, Field & Epes, Berwyn, Pa. (V.St.A.) | Verfahren zur Abtrennung von sauren Gasen aus heißen wasserdampfhaltigen Gasgemischen |
IT1046519B (it) * | 1974-11-08 | 1980-07-31 | Vetrocoke Cokapuania Spa | Procedimento migliorato per la eliminazione e il ricupero di gas acidi co 2 e o h2s da miscele gassose che li contengono |
DE3408851A1 (de) * | 1984-03-10 | 1985-09-12 | Basf Ag, 6700 Ludwigshafen | Verfahren zum entfernen von co(pfeil abwaerts)2(pfeil abwaerts) und/oder h(pfeil abwaerts)2(pfeil abwaerts)s aus gasen |
US4830838A (en) * | 1988-11-01 | 1989-05-16 | The Dow Chemical Company | Removal of hydrogen sulfide from fluid streams with minimum production of solids |
US5173213A (en) | 1991-11-08 | 1992-12-22 | Baker Hughes Incorporated | Corrosion and anti-foulant composition and method of use |
US20070148069A1 (en) | 2005-12-23 | 2007-06-28 | Shrikar Chakravarti | Carbon dioxide recovery from flue gas and the like |
KR101391030B1 (ko) * | 2006-05-18 | 2014-04-30 | 바스프 에스이 | 탄화수소 및 산소의 감소된 공동흡수에 의한 유체 흐름으로부터 산성 가스의 제거 |
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 |
US8475757B2 (en) * | 2009-04-07 | 2013-07-02 | Pro-Con International, Llc | Agents for carbon dioxide capture, agents for amine stabilization and methods of making agents for carbon dioxide capture and amine stabilization |
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 |
JP5868722B2 (ja) * | 2012-02-10 | 2016-02-24 | 三菱日立パワーシステムズ株式会社 | フレア設備及びそのダスト低減方法 |
US9657247B2 (en) | 2013-03-14 | 2017-05-23 | Donald Lawrence Zink | Auxiliary acid and sour gas treatment system and method |
FR3006912B1 (fr) * | 2013-06-14 | 2016-07-08 | Ifp Energies Now | Procede de decarbonatation d'un gaz hydrocarbone |
RU2016111276A (ru) * | 2013-08-29 | 2017-10-04 | ДАУ ГЛОБАЛ ТЕКНОЛОДЖИЗ ЭлЭлСи | Растворы для обессеривания газа, содержащие четвертичные аммониевые соли |
GB2536289A (en) | 2015-03-13 | 2016-09-14 | Caltec Ltd | Oil/gas production apparatus |
WO2018024598A1 (de) * | 2016-08-01 | 2018-02-08 | Basf Se | Zweistufiges verfahren zum entfernen von co2 aus synthesegas |
FI129944B (en) | 2017-05-09 | 2022-11-15 | Teknologian Tutkimuskeskus Vtt Oy | Method and apparatus for pressurizing gas |
US10974194B2 (en) | 2017-07-18 | 2021-04-13 | Saudi Arabian Oil Company | System for flare gas recovery using gas sweetening process |
US10981104B2 (en) * | 2018-04-12 | 2021-04-20 | Saudi Arabian Oil Company | System for flare gas recovery using gas sweetening process |
NO345195B1 (en) * | 2018-10-25 | 2020-11-02 | N2 Applied As | Nitrogen enrichment of organic fertilizer with nitrate and air plasma |
-
2018
- 2018-04-12 US US15/951,432 patent/US10981104B2/en active Active
-
2019
- 2019-03-25 EP EP19715795.1A patent/EP3773990A1/en not_active Withdrawn
- 2019-03-25 WO PCT/US2019/023841 patent/WO2019199432A1/en active Application Filing
- 2019-03-25 CN CN201980038781.4A patent/CN112272584A/zh active Pending
- 2019-03-25 EP EP21176320.6A patent/EP3895784A1/en active Pending
-
2021
- 2021-03-08 US US17/194,753 patent/US11865493B2/en active Active
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU45291U1 (ru) * | 2005-01-11 | 2005-05-10 | Ахметзянов Шамиль Халикович | Установка для очистки углеводородной смеси от сероводорода |
CN1817410A (zh) * | 2005-12-31 | 2006-08-16 | 杭州西湖真空设备厂 | 减顶增压脱硫成套设备及其脱硫工艺 |
US20110217218A1 (en) * | 2010-03-02 | 2011-09-08 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Systems and Methods for Acid Gas Removal |
CN105228723A (zh) * | 2012-10-05 | 2016-01-06 | 阿特拉斯·科普柯空气动力股份有限公司 | 使用文丘里喷射器从气体混合物中除去气体的方法和装置 |
CN104815530A (zh) * | 2015-05-06 | 2015-08-05 | 四川天采科技有限责任公司 | 一种适用于炼厂的喷射式膜过滤精脱硫设备 |
CN205412608U (zh) * | 2016-03-31 | 2016-08-03 | 四川天采科技有限责任公司 | 一种化学吸收深度脱除硫化氢的节能装置 |
Non-Patent Citations (2)
Title |
---|
CHRISTOPHER REDDICK ET AL.: "《Lowering the Energy Cost of Carbon Dioxide Capture using Ejectors for Waste Heat Upgrading》", 《ENERGY PROCEDIA》 * |
TREVOR LEAGAS - FLARE GAS RECOVERY MANAGER - EUROPE & MIDDLE EAS: "《Ejector Technology for Efficient and Cost Effective Flare Gas Recovery》", 《PROCEEDINGS OF THE GPA – GCC 24TH ANNUAL TECHNICAL CONFERENCE》 * |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
US11865493B2 (en) | 2024-01-09 |
US20210187436A1 (en) | 2021-06-24 |
US10981104B2 (en) | 2021-04-20 |
WO2019199432A1 (en) | 2019-10-17 |
US20190314755A1 (en) | 2019-10-17 |
EP3895784A1 (en) | 2021-10-20 |
EP3773990A1 (en) | 2021-02-17 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN112272584A (zh) | 使用气体脱硫过程进行火炬气回收的系统 | |
US11951441B2 (en) | System for flare gas recovery using gas sweetening process | |
US8080089B1 (en) | Method and apparatus for efficient gas treating system | |
US7740691B2 (en) | Gas treating method and apparatus | |
US9205370B2 (en) | Process for recovery of processing liquids | |
US7455828B2 (en) | Process and apparatus for converting hydrogen sulfide into hydrogen and sulfur | |
EA008970B1 (ru) | Регенерация текучих сред для обработки, содержащих кислый газ | |
US10508033B2 (en) | Enhancement of claus tail gas treatment by sulfur dioxide-selective membrane technology | |
EA036132B1 (ru) | Высокоэффективный способ удаления газообразного сероводорода из жидкой серы | |
CN104185605A (zh) | 处理含硫排放气体的构造和方法 | |
WO2013126624A1 (en) | Method and system for separating and destroying sour and acid gas | |
CN109319736B (zh) | 氨罐驰放气回收装置及其工艺 | |
RU2544993C1 (ru) | Способ очистки от сероводорода газов разложения с установки атмосферно-вакуумной или вакуумной перегонки нефти | |
RU56207U1 (ru) | Установка очистки нефти (варианты) | |
JP5751892B2 (ja) | ガス処理方法、及びガス処理装置 | |
RU2662154C1 (ru) | Способ очистки углеводородных фракций от сернистых соединений | |
RU2309002C2 (ru) | Установка очистки нефти (варианты) | |
US20060165575A1 (en) | Process and equipment for treating refinary gases containing hydrogen sulphide | |
RU2325207C1 (ru) | Установка для вакуумной перегонки сырья, преимущественно нефтяного сырья | |
CN109777544B (zh) | 一种火炬气的处理系统 | |
CN219399537U (zh) | 一种用于装车栈台的挥发性有机物回收装置 | |
RU2658412C1 (ru) | Способ дегазации насыщенного аминового раствора и установка для его осуществления | |
MX2013015303A (es) | Proceso integral de endulzado y secado de gas natural amargo que utiliza bobinas filtrantes de fibra hueca. | |
WO2024008336A1 (en) | Ultrasonic degasification for carbon capture solvents | |
FR2938448A1 (fr) | Dispositif et procede pour le traitement et la compression des gaz |
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 | ||
WD01 | Invention patent application deemed withdrawn after publication |
Application publication date: 20210126 |
|
WD01 | Invention patent application deemed withdrawn after publication |