RU2676055C1 - Installation of complex purification of light-weighted hydrocarbon fractions - Google Patents
Installation of complex purification of light-weighted hydrocarbon fractions Download PDFInfo
- Publication number
- RU2676055C1 RU2676055C1 RU2018108325A RU2018108325A RU2676055C1 RU 2676055 C1 RU2676055 C1 RU 2676055C1 RU 2018108325 A RU2018108325 A RU 2018108325A RU 2018108325 A RU2018108325 A RU 2018108325A RU 2676055 C1 RU2676055 C1 RU 2676055C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- raw materials
- output
- absorbent
- supplying
- outlet
- Prior art date
Links
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims abstract description 43
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims abstract description 43
- 238000000746 purification Methods 0.000 title claims abstract description 42
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 title claims abstract description 37
- 238000009434 installation Methods 0.000 title claims abstract description 34
- 230000002745 absorbent Effects 0.000 claims abstract description 144
- 239000002250 absorbent Substances 0.000 claims abstract description 144
- 239000002994 raw material Substances 0.000 claims abstract description 108
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 claims abstract description 49
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 46
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 claims abstract description 33
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 claims abstract description 33
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims abstract description 23
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims abstract description 23
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 claims abstract description 19
- 239000012071 phase Substances 0.000 claims abstract description 15
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 11
- 238000002203 pretreatment Methods 0.000 claims description 8
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 claims description 5
- 238000007872 degassing Methods 0.000 claims description 3
- 239000000243 solution Substances 0.000 abstract description 46
- 239000007789 gas Substances 0.000 abstract description 31
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 23
- 239000007788 liquid Substances 0.000 abstract description 23
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 abstract description 23
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 abstract description 23
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 abstract description 22
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 20
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 abstract description 13
- 238000000034 method Methods 0.000 abstract description 8
- 239000012047 saturated solution Substances 0.000 abstract description 5
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 13
- 239000003915 liquefied petroleum gas Substances 0.000 description 6
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 5
- 239000000463 material Substances 0.000 description 5
- 239000012264 purified product Substances 0.000 description 5
- HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 2-Aminoethan-1-ol Chemical compound NCCO HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 4
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 description 4
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 4
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 4
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 3
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 3
- 239000000047 product Substances 0.000 description 3
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 2
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 2
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 2
- 244000309464 bull Species 0.000 description 2
- DXHPZXWIPWDXHJ-UHFFFAOYSA-N carbon monosulfide Chemical compound [S+]#[C-] DXHPZXWIPWDXHJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000012993 chemical processing Methods 0.000 description 2
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 description 2
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 2
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 2
- RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N Copper Chemical compound [Cu] RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000012190 activator Substances 0.000 description 1
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- HOWJQLVNDUGZBI-UHFFFAOYSA-N butane;propane Chemical compound CCC.CCCC HOWJQLVNDUGZBI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000001720 carbohydrates Chemical class 0.000 description 1
- 235000014633 carbohydrates Nutrition 0.000 description 1
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 229910052802 copper Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010949 copper Substances 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 239000007857 degradation product Substances 0.000 description 1
- 230000018044 dehydration Effects 0.000 description 1
- 238000006297 dehydration reaction Methods 0.000 description 1
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 1
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 1
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 239000012467 final product Substances 0.000 description 1
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 1
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 1
- 238000005187 foaming Methods 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 230000002262 irrigation Effects 0.000 description 1
- 238000003973 irrigation Methods 0.000 description 1
- 230000007257 malfunction Effects 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 1
- 230000008520 organization Effects 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 1
- 238000005191 phase separation Methods 0.000 description 1
- 231100000572 poisoning Toxicity 0.000 description 1
- 230000000607 poisoning effect Effects 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 230000001172 regenerating effect Effects 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 210000004243 sweat Anatomy 0.000 description 1
- 238000010998 test method Methods 0.000 description 1
- 239000002699 waste material Substances 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
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Gas Separation By Absorption (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к установкам очистки сжиженных углеводородных газов (СУГ) от молекулярной серы, сероводорода и диоксида углерода и может быть использовано для очистки этанизированной широкой фракции легких углеводородов (ЭШФЛУ), широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ), сжиженного нефтяного газа (СНГ), пропан-бутан технического (СПБТ) и других углеводородных жидкостей в газовой, нефтяной, нефтегазохимической и других отраслях промышленности на существующих и проектируемых объектах подготовки, транспорта и переработки углеводородного сырья.The invention relates to installations for the purification of liquefied petroleum gases (LHG) from molecular sulfur, hydrogen sulfide and carbon dioxide and can be used to purify an ethanized broad fraction of light hydrocarbons (ESHLF), a wide fraction of light hydrocarbons (NGL), liquefied petroleum gas (LPG), propane -butane technical (SPBT) and other hydrocarbon liquids in gas, oil, petrochemical and other industries at existing and planned facilities for the preparation, transport and processing of carbohydrates native raw materials.
В углеводородных жидкостях нежелательными загрязнителями являются диоксид углерода (CO2), сероводород (H2S), меркаптаны (RSH), молекулярная сера (Sn), метанол (СН3ОН), иногда и серооксид углерода (COS), содержание которых, например, для ШФЛУ допускается в следующих количествах:In hydrocarbon fluids, undesirable contaminants are carbon dioxide (CO 2 ), hydrogen sulfide (H 2 S), mercaptans (RSH), molecular sulfur (S n ), methanol (CH 3 OH), and sometimes carbon sulfide (COS), the content of which, for example, for BFLH it is allowed in the following quantities:
Все компоненты, кроме молекулярной серы, можно удалить до необходимого содержания существующими технологиями. Отдельную сложность представляет молекулярная сера, которая содержится в углеводородных жидкостях при переработке газов, имеющих в своем составе сероводород (даже в малых концентрациях, не требующих очистки) и следовые количества кислорода, что особенно характерно для попутного нефтяного газа. Содержание молекулярной серы в углеводородных жидкостях может составлять от следовых количеств до 50-100 ppm, а в ряде случаев и выше. Наличие молекулярной серы, сероводорода и диоксида углерода приводит к проблеме коррозии при транспорте углеводородных жидкостей и недопустимо при переработке углеводородных жидкостей в продукты газохимии.All components, except molecular sulfur, can be removed to the required content with existing technologies. Molecular sulfur, which is contained in hydrocarbon liquids when processing gases containing hydrogen sulfide (even in small concentrations that do not require purification) and trace amounts of oxygen, which is especially characteristic of associated petroleum gas, is of particular difficulty. The molecular sulfur content in hydrocarbon fluids can range from trace amounts up to 50-100 ppm, and in some cases even higher. The presence of molecular sulfur, hydrogen sulfide and carbon dioxide leads to the problem of corrosion in the transport of hydrocarbon liquids and is unacceptable in the processing of hydrocarbon liquids into gas chemistry products.
Наиболее ясное представление о содержании молекулярной серы в углеводородных жидкостях дает ГОСТ 6321-92 «Метод испытания на медной пластине». Исследованиями установлено (см. Д.В. Пантелеев, С.В. Мещеряков, И.В. Сухинина, Д.В. Елютин / Ж. Газовая промышленность, №8, 2012 г., стр. 70-73), что при содержании молекулярной серы в углеводородных жидкостях более 5 ppm качество углеводородных жидкостей уже не соответствует первому классу при испытании на медной пластине, и это свидетельствует о повышенной коррозионной активности углеводородной среды. Поэтому очистка углеводородных жидкостей от молекулярной серы (при ее наличии) представляет серьезную проблему при подготовке такого продукта к транспорту и переработке.The most clear idea of the molecular sulfur content in hydrocarbon fluids is given by GOST 6321-92 “Test Method on a Copper Plate”. Studies have established (see D.V. Panteleev, S.V. Meshcheryakov, I.V. Sukhinina, D.V. Elyutin / J. Gas Industry, No. 8, 2012, pp. 70-73), which at the molecular sulfur content in hydrocarbon fluids of more than 5 ppm the quality of the hydrocarbon fluids no longer corresponds to the first class when tested on a copper plate, and this indicates an increased corrosivity of the hydrocarbon medium. Therefore, the purification of hydrocarbon liquids from molecular sulfur (if any) is a serious problem in preparing such a product for transport and processing.
Известна установка очистки сжиженных углеводородных газов от кислых компонентов (см. патент РФ на изобретение №2469774, B01D 53/18, опуб. 20.12.2012 в бюл. №35), включающая трубопровод подачи потока жидких углеводородов на очистку, соединенный с блоком испарения, имеющим трубопровод вывода потока сжиженных углеводородных газов и трубопровод вывода потока газовой фазы, соединенный с блоком извлечения кислых компонентов, снабженным трубопроводом вывода очищенного потока газовой фазы, при этом установка также снабжена блоком абсорбции очищенного потока газовой фазы, соединенным с трубопроводом вывода очищенного потока газовой фазы с блока извлечения кислых компонентов, а также соединенным через дополнительно установленный блок охлаждения с трубопроводом вывода потока сжиженных углеводородных газов с блока испарения, при этом блок абсорбции очищенного потока газовой фазы имеет трубопровод выхода очищенного потока сжиженных углеводородных газов и трубопровод вывода неабсорбированной части газов.A known installation for the purification of liquefied hydrocarbon gases from acidic components (see RF patent for the invention No. 2469774, B01D 53/18, publ. 12/20/2012 in bull. No. 35), including a pipeline for supplying a stream of liquid hydrocarbons for cleaning, connected to the evaporation unit, having a pipeline for outputting a stream of liquefied hydrocarbon gases and a pipeline for outputting a stream of gas phase connected to an acid component extraction unit, provided with a pipeline for outputting a purified gas phase stream, the installation also having a purified sweat absorption unit and the gas phase connected to the outlet pipe of the cleaned stream of the gas phase from the extraction unit of acidic components, and also connected through an additionally installed cooling unit to the outlet pipe of the flow of liquefied hydrocarbon gases from the evaporation unit, while the absorption unit of the cleaned stream of the gas phase has a outlet pipe of the cleaned stream liquefied hydrocarbon gases and the pipeline for the withdrawal of the non-absorbed part of the gases.
Недостатком известной установки является то, что при наличии в составе сырья сероводорода в количестве, превышающем допустимое содержание (в соответствии с ТУ 38.101524-2015 содержание сероводорода должно быть не более 0,003 мас. %), качественная очистка сырья от сероводорода на данной установке может быть не достигнута, т.к. в блоке испарения не весь сероводород перейдет в газовую фазу, а при наличии в составе сырья молекулярной серы в количестве, превышающем 5 ppm, вся сера останется после блока испарения в жидкой фазе и затем полностью перейдет в поток очищенных СУГ после блока абсорбции. С учетом потерь неабсорбированной части газов концентрация серы в конечном продукте только возрастет. Кроме того, как следует из приведенного в описании примера, поступающий на очистку СУГ содержит в своем составе этан (16,57 мас. %), однако, без использования на блоке охлаждения дополнительного искусственного холода потери этана и части пропана (по потоку 10) могут составлять от 20 до 50%, что является крайне нежелательным в виду ценности этана как сырья для газохимии и приводит к необходимости использования дополнительных блоков для возврата этана в очищенный продукт.A disadvantage of the known installation is that if there is a quantity of hydrogen sulfide in the raw material in excess of the permissible content (in accordance with TU 38.101524-2015, the content of hydrogen sulfide should be no more than 0.003 wt.%), High-quality cleaning of raw materials from hydrogen sulfide in this installation may not be achieved because in the evaporation unit, not all hydrogen sulfide will go into the gas phase, but if the raw material contains molecular sulfur in excess of 5 ppm, all sulfur will remain after the evaporation unit in the liquid phase and then completely go into the stream of purified LPG after the absorption unit. Taking into account losses of the unabsorbed part of the gases, the sulfur concentration in the final product will only increase. In addition, as follows from the example given in the description, the LPG supplied for purification contains ethane (16.57 wt.%), However, without the use of additional artificial cold on the cooling unit, losses of ethane and part of propane (in stream 10) can from 20 to 50%, which is extremely undesirable in view of the value of ethane as a raw material for gas chemistry and leads to the need to use additional blocks to return ethane to the purified product.
Наиболее близкой по технической сущности и достигаемому техническому результату является установка очистки сжиженного нефтяного газа, описанная в патенте РФ на изобретение №2295382, B01D 53/14, опуб. 20.03.2007 в бюл. №8 (см. фиг. 1, блок 20). Установка включает трубопровод подачи сжиженного газа в противоточную колонну, снабженную входом для подачи амина, входом для подачи части рециркулирующего использованного амина, выходом очищенного сжиженного газа и выходом использованного амина, соединенного с блоком регенерации амина. Выход очищенного сжиженного газа соединен с мешалкой, снабженной дополнительным входом для подачи амина, выход из которой соединен с отстойником, имеющим выход рециркулирующего использованного амина, соединенного с блоком регенерации амина, и выход потока сжиженного газа, соединенного с коагулятором, который снабжен выходом очищенного сжиженного газа и выходом потока использованного амина, соединенным с блоком регенерации амина, а также с потоком газа перед входом в коагулятор. Выход рециркулирующего использованного амина из отстойника снабжен дополнительным отводом, соединенным с входом для подачи части рециркулирующего использованного амина в противоточную колонну.The closest in technical essence and the achieved technical result is the installation for the purification of liquefied petroleum gas, described in the patent of the Russian Federation for invention No. 2295382, B01D 53/14, publ. 03/20/2007 in bull. No. 8 (see. Fig. 1, block 20). The installation includes a liquefied gas supply line to a countercurrent column equipped with an inlet for supplying an amine, an inlet for supplying a portion of the recirculated used amine, an outlet for purified liquefied gas and an outlet for used amine connected to the amine regeneration unit. The outlet of the purified liquefied gas is connected to a mixer equipped with an additional inlet for supplying an amine, the outlet of which is connected to a sump having the outlet of a recycle used amine connected to an amine regeneration unit, and the outlet of a stream of liquefied gas connected to a coagulator that is provided with an outlet of purified liquefied gas and an output stream of the used amine connected to the amine regeneration unit, as well as a gas stream in front of the coagulator entrance. The outlet of the recycled used amine from the sump is equipped with an additional outlet connected to the inlet for supplying a portion of the recycled used amine to the countercurrent column.
Общими признаками известной и предлагаемой установок являются:Common features of the known and proposed installations are:
- трубопровод подачи сырья;- pipeline supply of raw materials;
- аппарат колонного типа, снабженный входом для подачи сырья, входом для подачи абсорбента, выходом очищенного газа и выходом насыщенного абсорбента;- a column type apparatus equipped with an input for supplying raw materials, an input for supplying absorbent material, an outlet for purified gas and an outlet for a saturated absorbent;
- выход очищенного газа соединен с перемешивающим устройством и далее с отстойником;- the outlet of the purified gas is connected to the mixing device and then to the sump;
- отстойник снабжен выходом очищенного сырья и выходом уловленного абсорбента, снабженного дополнительным отводом;- the sump is provided with an outlet for refined raw materials and an outlet for absorbed absorbent provided with an additional outlet;
- выход уловленного абсорбента из отстойника соединен с выходом насыщенного абсорбента из аппарата колонного типа и далее с блоком регенерации абсорбента.- the outlet of the absorbent absorbed from the sump is connected to the outlet of the saturated absorbent from the column type apparatus and then to the absorbent regeneration unit.
Недостатком известной установки является возможность ее использования только для очистки сырья от сероводорода и диоксида углерода, поскольку при наличии в составе сырья молекулярной серы известная установка не позволяет обеспечить очистку сырья от молекулярной серы. Кроме того, недостатком известной установки является большая нагрузка по жидкости вследствие использования значительного количества рециркулирующего использованного амина в противоточной колонне, направляемого затем в блок регенерации амина, что приводит к значительным нерациональным затратам энергии.A disadvantage of the known installation is the possibility of its use only for the purification of raw materials from hydrogen sulfide and carbon dioxide, since in the presence of molecular sulfur in the raw materials, the known installation does not allow for the purification of raw materials from molecular sulfur. In addition, the disadvantage of the known installation is the large liquid load due to the use of a significant amount of recycled used amine in the countercurrent column, then sent to the amine regeneration unit, which leads to significant waste of energy.
Техническая задача предлагаемого изобретения - повышение качества товарных продуктов и, как следствие, снижение коррозионной агрессивности при транспорте и дальнейшей химической переработке, а также снижение капитальных и эксплуатационных затрат.The technical task of the invention is to improve the quality of marketable products and, as a result, reduce corrosiveness during transport and further chemical processing, as well as reduce capital and operating costs.
Техническим результатом является тонкая очистка углеводородных жидкостей от молекулярной серы, сероводорода и диоксида углерода, а также снижение капитальных и эксплуатационных затрат.The technical result is a fine purification of hydrocarbon liquids from molecular sulfur, hydrogen sulfide and carbon dioxide, as well as reducing capital and operating costs.
Указанный технический результат достигается тем, что в установке комплексной очистки легких углеводородных фракций, включающей трубопровод подачи сырья, аппарат тонкой очистки сырья, снабженный входом для подачи сырья, входом для подачи регенерированного раствора абсорбента, выходом очищенного сырья и выходом насыщенного раствора абсорбента, при этом выход очищенного сырья соединен со смесителем и далее с отстойником, снабженным выходом очищенного сырья и выходом водной фазы, имеющим дополнительный отвод, соединенный с блоком регенерации абсорбента, согласно изобретению, аппарат тонкой очистки сырья снабжен дополнительным выходом циркулирующего раствора абсорбента, соединенным с входом для подачи регенерированного раствора абсорбента, выход насыщенного раствора абсорбента из аппарата тонкой очистки сырья соединен с дополнительно установленным отстойником-дегазатором, снабженным выходом насыщенного раствора абсорбента, соединенным с блоком регенерации абсорбента, и выходом уловленной углеводородной фазы, соединенным с трубопроводом подачи сырья, кроме того, отстойник снабжен дополнительным входом для подачи подготовленной воды, выход водной фазы из отстойника соединен со смесителем, а дополнительный отвод водной фазы соединен с выходом насыщенного раствора абсорбента из отстойника-дегазатора перед блоком регенерации абсорбента.The specified technical result is achieved by the fact that in the installation of complex purification of light hydrocarbon fractions, including a pipeline for supplying raw materials, an apparatus for fine purification of raw materials, equipped with an input for supplying raw materials, an input for supplying a regenerated absorbent solution, the output of purified raw materials and the output of a saturated absorbent solution, while the output purified raw material is connected to the mixer and then to a sump equipped with an outlet for purified raw materials and an output of the aqueous phase having an additional outlet connected to the regeneration unit of the absorbent walkie-talkie, according to the invention, the apparatus for fine purification of raw materials is provided with an additional output of a circulating absorbent solution connected to the input for supplying a regenerated absorbent solution, the output of a saturated absorbent solution from the apparatus for fine purification of raw materials is connected to an additionally installed clarifier-degasser equipped with an outlet for a saturated absorbent solution connected with a regeneration unit of the absorbent, and the output of the trapped hydrocarbon phase connected to the feed pipe, in addition, the sump is equipped with an additional input for the prepared water supply, the outlet of the aqueous phase from the sump is connected to the mixer, and the additional outlet of the aqueous phase is connected to the outlet of the saturated absorbent solution from the sump-degasser in front of the absorbent regeneration unit.
Кроме того, установка снабжена дополнительно установленным аппаратом предварительной очистки сырья, снабженным входом для подачи сырья, входом для подачи регенерированного раствора абсорбента, выходом предварительно очищенного от диоксида углерода сырья и выходом насыщенного раствора абсорбента, при этом вход для подачи сырья соединен с трубопроводом подачи сырья, вход для подачи регенерированного раствора абсорбента соединен с выходом регенерированного раствора абсорбента из блока регенерации абсорбента, выход предварительно очищенного от диоксида углерода сырья соединен с входом для подачи сырья в аппарат тонкой очистки сырья, а выход насыщенного раствора абсорбента соединен с отстойником-дегазатором.In addition, the installation is equipped with an additionally installed apparatus for pre-treatment of raw materials, equipped with an input for supplying raw materials, an input for supplying a regenerated absorbent solution, an output of raw materials previously purified from carbon dioxide and an output of a saturated absorbent solution, while the input for supplying raw materials is connected to the raw material supply pipeline, the input for supplying the regenerated absorbent solution is connected to the output of the regenerated absorbent solution from the absorbent regeneration unit; schennogo from carbon dioxide feed is coupled to the input for supplying the raw material in fine cleaning machine feed and the yield of the rich absorbent solution is connected to a sump-degasser.
Кроме этого, выход насыщенного раствора абсорбента из аппарата предварительной очистки сырья соединен перед отстойником-дегазатором с выходом насыщенного раствора абсорбента из аппарата тонкой очистки сырья.In addition, the outlet of the saturated absorbent solution from the pre-treatment apparatus for raw materials is connected in front of the sump-degasser with the outlet of the saturated absorbent solution from the apparatus for fine cleaning of raw materials.
Снабжение аппарата тонкой очистки сырья дополнительным выходом циркулирующего раствора абсорбента, соединенным с входом для подачи регенерированного раствора абсорбента, позволяет увеличить общий расход абсорбента на очистку и создать необходимую кратность орошения «абсорбент: сырье» для процесса очистки, не увеличивая расход абсорбента, циркулирующий в системе очистка - регенерация.Providing a fine-purification apparatus for raw materials with an additional output of a circulating absorbent solution connected to the input for supplying a regenerated absorbent solution allows increasing the total consumption of absorbent for cleaning and creating the necessary “absorbent: raw material” irrigation rate for the cleaning process without increasing the consumption of absorbent circulating in the cleaning system - regeneration.
Соединение выхода насыщенного раствора абсорбента из аппарата тонкой очистки сырья с дополнительно установленным отстойником-дегазатором позволяет при необходимом снижении давления абсорбента перед регенерацией выделить газы дегазации, которые в случае попадания их в десорбер (регенератор) блока регенерации абсорбента приводят к вспениванию раствора абсорбента и нарушению режима регенерации.The combination of the outlet of the saturated absorbent solution from the fine filter of raw materials with an additionally installed clarifier-degasser allows, if the absorbent pressure is necessary to be reduced, regeneration gases to be released before regeneration, which, if they enter the desorber (regenerator) of the absorbent regeneration unit, foams the absorbent solution and violates the regeneration mode .
Соединение выхода уловленной углеводородной фазы из отстойника-дегазатора с трубопроводом подачи сырья, позволяет уловить и выделить часть сырья установки, унесенного вместе с насыщенным раствором абсорбента, и вернуть выделенные жидкие углеводороды в систему очистки. Кроме того, наличие жидких углеводородов в насыщенном абсорбенте приводит к нарушению работы регенератора (вспенивание, потери абсорбента, плохая регенерация).The connection of the output of the trapped hydrocarbon phase from the sump-degasser with the feed line allows you to capture and allocate part of the plant’s feed carried out together with a saturated absorbent solution and return the separated liquid hydrocarbons to the treatment system. In addition, the presence of liquid hydrocarbons in a saturated absorbent leads to a malfunction of the regenerator (foaming, loss of absorbent, poor regeneration).
Соединение выхода водной фазы из отстойника со смесителем позволяет рециркулировать водный раствор, обеспечивать лучшее смешение с промываемым очищенным продуктом и обеспечивать наиболее эффективную отмывку очищенного продукта от абсорбента.The connection of the output of the aqueous phase from the sump with the mixer allows you to recycle the aqueous solution, to provide better mixing with the washed purified product and to provide the most efficient washing of the purified product from the absorbent.
Снабжение отстойника дополнительным входом для подачи подготовленной воды позволяет проводить качественную отмывку очищенного продукта от возможно унесенного абсорбента.Providing a clarifier with an additional inlet for the supply of prepared water allows high-quality washing of the purified product from possibly absorbed absorbent material.
Соединение дополнительного отвода водной фазы с выходом насыщенного раствора абсорбента из отстойника-дегазатора перед блоком регенерации абсорбента позволяет регулировать уровень раздела фаз в отстойнике, а также расходом подготовленной воды и отводом из отстойника соответствующего количества водной фазы регулировать глубину (качество) отмывки очищенного продукта от раствора абсорбента.The connection of the additional drainage of the aqueous phase with the outlet of the saturated absorbent solution from the sump-degasser in front of the absorbent recovery unit allows you to adjust the phase separation level in the sump, as well as the flow rate of the prepared water and the drainage of the appropriate amount of the aqueous phase from the sump, to control the depth (quality) of washing the purified product from the absorbent solution .
Снабжение установки аппаратом предварительной очистки сырья, снабженного входом для подачи регенерированного абсорбента, позволяет предварительно очистить сырье от диоксида углерода, поскольку присутствие в очищаемом сырье диоксида углерода одновременно с молекулярной серой значительно усложняет процесс очистки сырья от молекулярной серы.Providing the apparatus with a pre-treatment apparatus for raw materials equipped with an input for supplying regenerated absorbent material, it is possible to pre-clean the raw materials from carbon dioxide, since the presence of carbon dioxide in the raw materials being cleaned simultaneously with molecular sulfur significantly complicates the process of purifying raw materials from molecular sulfur.
Соединение выхода предварительно очищенного сырья с входом в аппарат тонкой очистки сырья позволяет за счет предварительного удаления основного количества диоксида углерода повысить эффективность очистки сырья от молекулярной серы, сероводорода и меркаптанов.The combination of the outlet of pre-purified raw materials with the entrance to the apparatus for fine purification of raw materials allows, due to preliminary removal of the main amount of carbon dioxide, to increase the efficiency of purification of raw materials from molecular sulfur, hydrogen sulfide and mercaptans.
Соединение выхода насыщенного раствора абсорбента из аппарата предварительной очистки сырья с выходом насыщенного раствора абсорбента из аппарата тонкой очистки сырья перед отстойником-дегазатором позволяет объединить потоки насыщенного абсорбента и направить общий поток насыщенного абсорбента в отстойник-дегазатор, где при снижении давления будет выделен газ дегазации и уловлена часть сырья, унесенная из аппаратов тонкой и предварительной очистки сырья и возвращенная на вход установки.The combination of the outlet of the saturated absorbent solution from the precleaner of raw materials with the outlet of the saturated solution of absorbent from the fine filter of the raw material in front of the sump-degasser allows you to combine the flows of saturated absorbent and direct the total flow of saturated absorbent to the sump-degasser, where a degassing gas is released and trapped part of the raw materials carried away from the apparatus for fine and preliminary cleaning of raw materials and returned to the input of the installation.
Таким образом, заявляемая совокупность признаков установки позволяет оптимизировать общий расход циркулирующего абсорбента и осуществить тонкую очистку углеводородной жидкости от молекулярной серы, сероводорода и диоксида углерода и, тем самым, повысить качество углеводородной жидкости, что в свою очередь позволяет снизить коррозионную агрессивность углеводородной жидкости при ее последующей транспортировке и дальнейшей химической переработке, а также предотвратить отравление или снижение активности катализаторов газохимии. Оптимизация общего расхода циркулирующего абсорбента за счет организации его рециркуляции в аппарате тонкой очистки сырья, а также использование в необходимых случаях аппарата предварительной очистки сырья позволяют значительно снизить капитальные и, особенно, эксплуатационные затраты, т.к. основное количество энергозатрат (пар, электроэнергия) на аналогичных установках приходится на регенерацию абсорбента.Thus, the claimed combination of features of the installation allows to optimize the total flow rate of the circulating absorbent and to fine-tune the hydrocarbon liquid from molecular sulfur, hydrogen sulfide and carbon dioxide and, thereby, improve the quality of the hydrocarbon liquid, which in turn allows to reduce the corrosiveness of the hydrocarbon liquid during its subsequent transportation and further chemical processing, and also to prevent poisoning or a decrease in the activity of gas chemistry catalysts. Optimization of the total flow rate of the circulating absorbent due to the organization of its recirculation in the apparatus for fine purification of raw materials, as well as the use, if necessary, of the apparatus for preliminary purification of raw materials can significantly reduce capital and, especially, operating costs, because the main amount of energy (steam, electricity) in similar installations is the regeneration of the absorbent.
На фигуре представлена предлагаемая установка комплексной очистки легких углеводородных фракций.The figure shows the proposed installation of integrated purification of light hydrocarbon fractions.
Установка содержит трубопровод 1 подачи сырья, соединенный с аппаратом 2 тонкой очистки сырья.The installation comprises a pipeline 1 for supplying raw materials connected to the
Аппарат 2 представляет собой аппарат колонного типа, заполненный высокоэффективной насадкой (например, насадкой фирм Зульцер, Кох, Глитч или отечественными аналогами). Аппарат 2 снабжен входом 3 для подачи сырья и входом 4 для подачи регенерированного абсорбента, а также имеет выход 5 очищенного сырья и выход 6 насыщенного абсорбента. Кроме того, аппарат 2 снабжен выходом 7 циркулирующего раствора абсорбента, соединенным с насосом 8 и далее с входом 4 для подачи регенерированного абсорбента в аппарат 2.
Выход 5 очищенного сырья из аппарата 2 соединен со смесителем 9. Смеситель 9 представляет собой аппарат любой известной конструкции (например, струйный аппарат), который обеспечивает эффективное смешение жидкостей. Смеситель 9 снабжен входом 10 для подачи очищенного сырья и входом 11 для подачи водной фазы на рециркуляцию, а также имеет выход 12 смешанного жидкостного потока.The
Выход 12 смешанного жидкостного потока из смесителя 9 соединен с отстойником 13. Отстойник 13 представляет собой горизонтальный цилиндрический аппарат, снабженный внутренними элементами, обеспечивающими эффективное разделение углеводородной и водной фазы, например, любыми известными из уровня техники трубчатыми или тонкослойными полочными элементами. Отстойник 13 снабжен входом 14 для подачи смешанного жидкостного потока и входом 15 для подачи подготовленной воды, а также имеет выход 16 очищенного сырья и выход 17 водной фазы, соединенный с насосом 18 и далее со смесителем 9. Кроме того, выход 17 водной фазы после насоса 18 снабжен дополнительным отводом 19.The
Выход 6 насыщенного абсорбента из аппарата 2 соединен с отстойником-дегазатором 20.The
Отстойник-дегазатор 20 снабжен входом 21 для подачи насыщенного абсорбента, а также имеет выход 22 жидкой углеводородной фазы, выход 23 насыщенного абсорбента и выход 24 газов дегазации. Выход 22 жидкой углеводородной фазы соединен с трубопроводом 1 подачи сырья. Выход 23 насыщенного абсорбента соединен с блоком 25 регенерации абсорбента.The sump-
Дополнительный отвод 19 водной фазы из отстойника 13 соединен с выходом 23 насыщенного абсорбента перед блоком 25 регенерации абсорбента.An
Блок 25 регенерации абсорбента является известным из уровня техники блоком установок абсорбционной очистки, состоящим из узла теплообмена насыщенного и регенерированного раствора абсорбента, десорбера (регенератора) с обогревом куба колонны и узлом вывода кислых газов, узлом очистки раствора абсорбента (перегонный куб, реклаймер) с отводами продуктов деградации абсорбента и выделенной при очистке серы (на фигуре не показаны).The
Блок 25 регенерации абсорбента снабжен входом 26 для подачи насыщенного абсорбента и выходом 27 регенерированного абсорбента, соединенным с насосом 28 и далее с входом 4 для подачи сырья в аппарат 2.The
Кроме того, выход 27 регенерированного абсорбента после насоса 28 может иметь дополнительный отвод 29.In addition, the
Установка может быть снабжена дополнительно установленным аппаратом 30 предварительной очистки сырья, который представляет собой аппарат колонного типа с внутренними массообменными элементами (например, высокоэффективными тарелками или насадкой).The installation may be equipped with an additionally installed
Аппарат 30 снабжен входом 31 для подачи сырья, входом 32 для подачи регенерированного абсорбента, выходом 33 предварительно очищенного от диоксида углерода сырья и выходом 34 насыщенного абсорбента. Вход 31 для подачи сырья соединен с трубопроводом 1, вход 32 для подачи регенерированного абсорбента соединен с дополнительным отводом 29, выход 33 предварительно очищенного от диоксида углерода сырья соединен с входом 3 для подачи сырья в аппарат 2, а выход 34 насыщенного абсорбента соединен с входом 21 для подачи насыщенного абсорбента в отстойник-дегазатор 20.The
Выход 34 насыщенного абсорбента из аппарата 30 может быть соединен с выходом 6 насыщенного абсорбента из аппарата 2 перед отстойником-дегазатором 20.The
Установка также снабжена необходимыми трубопроводами, запорно-регулирующей арматурой и средствами контроля и автоматики (на фигуре не показаны).The installation is also equipped with the necessary pipelines, shut-off and control valves and means of control and automation (not shown in the figure).
Установка работает следующим образом:Installation works as follows:
Сырье (например, ШФЛУ), в котором диоксид углерода практически отсутствует либо при очистке которого степень насыщения абсорбента, выводимого из аппарата 2 тонкой очистки через выход 5, не превышает 0,1 Молей CO2/на 1 Моль абсорбента, по трубопроводу 1 поступает в аппарат 2 для тонкой очистки сырья от CO2, H2S, RSH и Sn.Raw materials (for example, BFLH), in which carbon dioxide is practically absent, or during purification of which the degree of saturation of the absorbent discharged from the fine-
Температура сырья составляет 30-50°C, давление подаваемого сырья должно обеспечивать проведение процесса в жидкой фазе.The temperature of the feedstock is 30-50 ° C, the pressure of the feedstock should ensure the process in the liquid phase.
Сырье подается в нижнюю часть аппарата 2, а регенерированный абсорбент - в верхнюю часть аппарата 2.Raw materials are fed into the lower part of the
В качестве абсорбента используется водный раствор этаноламина повышенной концентрации со специальными активаторами, обеспечивающими извлечение молекулярной серы.As an absorbent, an aqueous solution of ethanolamine of increased concentration with special activators providing molecular sulfur extraction is used.
Для эффективности очистки сырья в аппарате 2 и увеличения времени контакта ШФЛУ с раствором абсорбента через выход 7 и вход 4 с помощью насоса 8 выполняется циркуляция раствора абсорбента. Расход циркулирующего абсорбента через выход 7 и насос 8 определяет глубину очистки исходного сырья и может служить регулирующим фактором для достижения требуемой степени очистки по каждому извлекаемому компоненту. Время пребывания углеводородной части в контакте с раствором абсорбента должно выдерживаться (в зависимости от содержания загрязняющих веществ в сырье) в течение 20-40 мин. Насыщенный абсорбент выводится из аппарата 2 через выход 6. Для эффективности очистки сырья от всех нежелательных компонентов степень насыщения раствора абсорбента, выводимого из аппарата 2, по CO2 не должна превышать 0,1 Моль СО2/на 1 Моль абсорбента.For the efficiency of cleaning the raw materials in the
Насыщенный абсорбент из аппарата 2 подается в отстойник-дегазатор 20, в котором давление насыщенного абсорбента перед его подачей в блок 25 регенерации снижается до давления 0,2-0,5 МПа, при этом происходит разгазирование раствора от поглощенных газообразных углеводородов, а также отделение унесенной из аппарата 2 жидкой углеводородной фазы от насыщенного абсорбента. Уловленная в отстойнике-дегазаторе 20 жидкая углеводородная фаза через выход 22 направляется в сырьевой поток, поступающий на установку по трубопроводу 1. Насыщенный раствор абсорбента из отстойника-дегазатора 20 через выход 23 направляется в блок 25 для регенерации абсорбента.The saturated absorbent from the
Очищенное сырье из аппарата 2 через выход 5 поступает в смеситель 9. Также на вход смесителя 9 при помощи насоса 18 подается основная часть (в количестве 95-99%) потока водной фазы из отстойника 13, после чего полученная смешанная жидкостная смесь подается в отстойник 13 для отделения водной фазы с уловленным абсорбентом, унесенным из аппарата 2.The purified raw material from the
В отстойнике 13 при подпитке необходимым количеством подготовленной воды, подаваемой через вход 15, происходит отмывка углеводородной части от следов раствора абсорбента. Эффективность системы поддерживается циркуляцией промывочной воды через насос 18 и смеситель 9 с подпиткой подготовленной водой через вход 15.In the
Очищенная ШФЛУ через выход 16 отстойника 13 выводится с установки и, при необходимости, направляется на установку осушки.The cleaned BFLH through the
Избыточное количество промывочной воды с уловленным абсорбентом из отстойника 13 через дополнительный отвод 19 направляется в поток насыщенного раствора абсорбента из отстойника-дегазатора 20, подаваемого в блок 25 для регенерации абсорбента.An excess amount of washing water with absorbed absorbent from the
Регенерация абсорбента в блоке 25 осуществляется известными технологическими приемами, обеспечивающими необходимую глубину регенерации абсорбента.The regeneration of the absorbent in
Регенерированный раствор абсорбента из блока 25 через выход 27 насосом 28 подается в аппарат 2 для тонкой очистки сырья от CO2, H2S, RSH и Sn.The regenerated solution of the absorbent from the
При наличии в сырье значительного количества диоксида углерода установка дополнительно оснащается аппаратом 30 предварительной очистки сырья от диоксида углерода. Количество диоксида углерода в очищаемом сырье, при котором необходимо вести очистку с использованием аппарата 30, определяется следующим образом:If there is a significant amount of carbon dioxide in the feed, the installation is additionally equipped with a
Рассчитывается количество молей (киломолей) CO2 в очищаемом сырье (NMCO2). Затем рассчитывается количество молей (киломолей) этаноламина в определенном (вычисленном) циркулирующем растворе абсорбента, который непосредственно, без учета рециркуляции через насос 8, подается в аппарат 2 тонкой очистки сырья (NMЭА). При соотношении NMCO2:NMЭА>0,1 необходимо использование в процессе аппарата предварительной очистки сырья. В этом случае после предварительной очистки сырья от CO2 остаточное содержание молей (киломолей) CO2 перед очисткой в аппарате 2 тонкой очистки сырья должно удовлетворять указанному выше соотношению. Чем меньше указанное соотношение от величины 0,1, тем эффективнее процесс очистки и тем меньше количество абсорбента необходимо подавать на очистку в аппарат 2. Отсутствие аппарата предварительной очистки сырья в схеме установки при определенном содержании CO2 в сырье может привести к неоправданно большой циркуляции раствора абсорбента, что существенно отразится на капитальных и эксплуатационных расходах.The number of moles (kilomoles) of CO 2 in the raw material to be purified (N M CO 2 ) is calculated. Then, the number of moles (kilomoles) of ethanolamine in a specific (calculated) circulating solution of the absorbent is calculated, which directly, without taking into account recirculation through the
С использованием в процессе аппарата предварительной очистки сырья установка работает следующим образом:Using the raw material pre-treatment apparatus in the process, the installation works as follows:
Сырье (например, ЭШФЛУ) по трубопроводу 1 направляется в аппарат 30 для предварительной очистки сырья от диоксида углерода. Сырье подается в нижнюю часть аппарата 30 через вход 31, а в верхнюю часть аппарата 30 через вход 32 противотоком подается раствор регенерированного абсорбента. С низа аппарата 30 через выход 34 выводится насыщенный абсорбент, а с верха аппарата 30 через выход 33 отводится предварительно очищенное от диоксида углерода сырье.Raw materials (for example, ESFLU) are sent through pipeline 1 to
Насыщенный абсорбент из аппарата 30 со степенью насыщения ~0,2-0,5 Молей CO2/на 1 Моль абсорбента через выход 34 направляется в отстойник-дегазатор 20. При этом часть раствора абсорбента, используемая для предварительной очистки сырья и имеющая повышенную степень насыщения по CO2, не участвует в процессе тонкой очистки в аппарате 2, а выводится на регенерацию.Saturated absorbent from
Предварительно очищенное сырье из аппарата 30 поступает в аппарат 2 для тонкой очистки сырья от CO2, H2S, RSH и Sn. Насыщенный абсорбент из аппарата 2 выводится через выход 6, объединяется с потоком насыщенного раствора абсорбента из аппарата 30 и подается в отстойник-дегазатор 20. Из отстойника-дегазатора 20 насыщенный раствор абсорбента направляется в блок 25 для регенерации абсорбента, а уловленная в отстойнике-дегазаторе 20 углеводородная фаза через выход 22 направляется на вход установки в трубопровод 1.Pre-purified raw materials from the
Очищенное сырье из аппарата 2 поступает в смеситель 9 и далее в отстойник 13 для отделения части раствора абсорбента, унесенного из аппарата 2. Очищенная ЭШФЛУ выводится с установки и, при необходимости, направляется на установку осушки.The purified raw material from the
Избыточное количество промывочной воды с уловленным абсорбентом из отстойника 13 через дополнительный отвод 19 направляется в поток насыщенного раствора абсорбента, подаваемого в блок 25 для регенерации абсорбента.The excess amount of wash water with absorbed absorbent from the
Регенерированный раствор абсорбента из блока 25 через выход 27 насосом 28 направляется на очистку сырья, при этом после насоса 28 поток абсорбента делится на две части: одна часть потока в количестве 20-40% (в зависимости от исходного содержания CO2 в сырье) через дополнительный отвод 29 направляется в аппарат 30, а вторая часть потока в количестве 60-80% (в зависимости от остаточного содержания CO2 после предварительной очистки в аппарате 30) подается в аппарат 2.The regenerated absorbent solution from
Claims (3)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018108325A RU2676055C1 (en) | 2018-03-06 | 2018-03-06 | Installation of complex purification of light-weighted hydrocarbon fractions |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018108325A RU2676055C1 (en) | 2018-03-06 | 2018-03-06 | Installation of complex purification of light-weighted hydrocarbon fractions |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2676055C1 true RU2676055C1 (en) | 2018-12-25 |
Family
ID=64753854
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2018108325A RU2676055C1 (en) | 2018-03-06 | 2018-03-06 | Installation of complex purification of light-weighted hydrocarbon fractions |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2676055C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2698793C1 (en) * | 2019-03-14 | 2019-08-30 | Акционерное общество "НИПИгазпереработка" (АО "НИПИГАЗ") | Method of purifying liquefied hydrocarbon gases from molecular sulphur, sulphur compounds and carbon dioxide |
Citations (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU520116A1 (en) * | 1972-05-26 | 1976-07-05 | Предприятие П/Я А-7113 | Device for absorption gas purification |
| GB2017529A (en) * | 1978-02-20 | 1979-10-10 | Herding Entstaubung | Apparatus for separating substances from fluids |
| SU1725988A1 (en) * | 1990-03-19 | 1992-04-15 | Всесоюзный Научно-Исследовательский И Проектный Институт По Переработке Газа | Method of cleaning gas from acid ingredients |
| RU10859U1 (en) * | 1999-01-10 | 1999-08-16 | Дочернее предприятие по добыче, переработке и транспортировке газа "Оренбурггазпром" Открытого акционерного общества "Газпром" | INSTALLING NATURAL GAS Fractionation |
| EP0811673B1 (en) * | 1996-06-04 | 2002-08-28 | Kellogg Brown & Root, Inc. | Method for removing mercaptans from lng |
| RU2256857C1 (en) * | 2004-01-15 | 2005-07-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Инвестиционная компания "ГИП" | Device for deep cleaning of cryogenic gases |
| US7018451B1 (en) * | 1997-09-15 | 2006-03-28 | Statoil Asa | Fluid separation system |
| RU2295382C2 (en) * | 2001-12-21 | 2007-03-20 | Статойл Аса | Method of removal of acid gas and device for realization of this method |
| US20100281916A1 (en) * | 2008-01-11 | 2010-11-11 | Rick Van Der Vaart | Process for the purification of an hydrocarbon gas stream by freezing out and separating the solidified acidic contaminants |
| RU2469774C1 (en) * | 2011-04-13 | 2012-12-20 | Открытое акционерное общество "Научно-исследовательский и проектный институт по переработке газа" ОАО "НИПИгазпереработка" | Installation for purification of liquified hydrocarbon gases from acidic components |
-
2018
- 2018-03-06 RU RU2018108325A patent/RU2676055C1/en active
Patent Citations (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU520116A1 (en) * | 1972-05-26 | 1976-07-05 | Предприятие П/Я А-7113 | Device for absorption gas purification |
| GB2017529A (en) * | 1978-02-20 | 1979-10-10 | Herding Entstaubung | Apparatus for separating substances from fluids |
| SU1725988A1 (en) * | 1990-03-19 | 1992-04-15 | Всесоюзный Научно-Исследовательский И Проектный Институт По Переработке Газа | Method of cleaning gas from acid ingredients |
| EP0811673B1 (en) * | 1996-06-04 | 2002-08-28 | Kellogg Brown & Root, Inc. | Method for removing mercaptans from lng |
| US7018451B1 (en) * | 1997-09-15 | 2006-03-28 | Statoil Asa | Fluid separation system |
| RU10859U1 (en) * | 1999-01-10 | 1999-08-16 | Дочернее предприятие по добыче, переработке и транспортировке газа "Оренбурггазпром" Открытого акционерного общества "Газпром" | INSTALLING NATURAL GAS Fractionation |
| RU2295382C2 (en) * | 2001-12-21 | 2007-03-20 | Статойл Аса | Method of removal of acid gas and device for realization of this method |
| RU2256857C1 (en) * | 2004-01-15 | 2005-07-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Инвестиционная компания "ГИП" | Device for deep cleaning of cryogenic gases |
| US20100281916A1 (en) * | 2008-01-11 | 2010-11-11 | Rick Van Der Vaart | Process for the purification of an hydrocarbon gas stream by freezing out and separating the solidified acidic contaminants |
| RU2469774C1 (en) * | 2011-04-13 | 2012-12-20 | Открытое акционерное общество "Научно-исследовательский и проектный институт по переработке газа" ОАО "НИПИгазпереработка" | Installation for purification of liquified hydrocarbon gases from acidic components |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2698793C1 (en) * | 2019-03-14 | 2019-08-30 | Акционерное общество "НИПИгазпереработка" (АО "НИПИГАЗ") | Method of purifying liquefied hydrocarbon gases from molecular sulphur, sulphur compounds and carbon dioxide |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US10300429B2 (en) | Separating impurities from a fluid stream using multiple co-current contactors | |
| JP6952807B2 (en) | Small contact systems and methods for capturing sulfur-containing compounds | |
| US8383538B2 (en) | Apparatus and process for treating a hydrocarbon stream | |
| US20190336908A1 (en) | Coalescer for Co-Current Contactors | |
| US4606741A (en) | Process for purifying natural gas | |
| CN104151119B (en) | The method of octane-iso is prepared in the deep processing of a kind of carbon four | |
| KR20150110737A (en) | Contacting a gas stream with a liquid stream | |
| US5716587A (en) | Apparatus for removal of contaminates from a gas stream | |
| RU2556634C1 (en) | Method for treatment of hydrocarbon fractions from sulphur-containing compounds | |
| US20140352532A1 (en) | Continuously stirred tank reactor absorber and flash tank stripper system | |
| EA016012B1 (en) | Method and apparatus for reducing additives in a hydrocarbon stream | |
| CN102373083A (en) | Method for using process water as flushing water of reaction effluent in hydrocarbon hydrogenation process | |
| RU2676055C1 (en) | Installation of complex purification of light-weighted hydrocarbon fractions | |
| US11090604B2 (en) | Enhanced acid gas removal within a gas processing system | |
| US3725252A (en) | Desulfurization with subsequent h{11 s absorption | |
| CN204455017U (en) | A kind of refinery desulfuration of liquefied gas device | |
| RU2309002C2 (en) | Oil refining installation (versions) | |
| EP3511310B1 (en) | Device and method for increasing the content of methane in a current of biogas by means of a low-pressure airlift system | |
| JPS6139091B2 (en) | ||
| RU2349365C1 (en) | Installation of purifying oil from hydrogen sulphide and mercaptans (versions) | |
| RU2469774C1 (en) | Installation for purification of liquified hydrocarbon gases from acidic components | |
| RU2387695C1 (en) | Oil refining unit (versions) | |
| Lyddon et al. | Analysis of various flow schemes for sweetening with amines | |
| US11827535B2 (en) | Integrated heat exchanger and sour water stripper | |
| CA2520046C (en) | Process for reducing the level of sulfur compounds from liquid hydrocarbon streams |