RU2658412C1 - Method of the saturated amine solution degassing and installation for its implementation - Google Patents
Method of the saturated amine solution degassing and installation for its implementation Download PDFInfo
- Publication number
- RU2658412C1 RU2658412C1 RU2017118738A RU2017118738A RU2658412C1 RU 2658412 C1 RU2658412 C1 RU 2658412C1 RU 2017118738 A RU2017118738 A RU 2017118738A RU 2017118738 A RU2017118738 A RU 2017118738A RU 2658412 C1 RU2658412 C1 RU 2658412C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- amine solution
- separator
- stage
- saturated
- degassing
- Prior art date
Links
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 title claims abstract description 80
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 title claims abstract description 51
- 238000007872 degassing Methods 0.000 title claims abstract description 38
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 20
- 238000009434 installation Methods 0.000 title claims description 34
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 64
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 56
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 56
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 32
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 21
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims abstract description 20
- 238000000746 purification Methods 0.000 claims abstract description 12
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims abstract description 11
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 73
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 claims description 19
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 claims description 19
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 13
- 230000001172 regenerating effect Effects 0.000 claims description 10
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 8
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 claims description 6
- 238000003795 desorption Methods 0.000 claims description 6
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims description 5
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 5
- 230000002745 absorbent Effects 0.000 claims description 3
- 239000002250 absorbent Substances 0.000 claims description 3
- 239000013067 intermediate product Substances 0.000 claims description 3
- 238000004581 coalescence Methods 0.000 claims description 2
- 239000012047 saturated solution Substances 0.000 claims description 2
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 239000007858 starting material Substances 0.000 claims 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 abstract description 4
- 239000012535 impurity Substances 0.000 abstract description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 238000007599 discharging Methods 0.000 abstract 1
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 11
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 6
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 5
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 5
- 239000000047 product Substances 0.000 description 5
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 4
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 3
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 3
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 description 3
- CRVGTESFCCXCTH-UHFFFAOYSA-N methyl diethanolamine Chemical compound OCCN(C)CCO CRVGTESFCCXCTH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 3
- 239000006096 absorbing agent Substances 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000853 adhesive Substances 0.000 description 1
- 230000001070 adhesive effect Effects 0.000 description 1
- 230000001174 ascending effect Effects 0.000 description 1
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000012141 concentrate Substances 0.000 description 1
- 230000001143 conditioned effect Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N diethanolamine Chemical compound OCCNCCO ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 238000007670 refining Methods 0.000 description 1
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000001502 supplementing effect Effects 0.000 description 1
- 238000011144 upstream manufacturing 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
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
Область техники, к которой относится изобретениеFIELD OF THE INVENTION
Изобретение относится к процессам очистки газов и может быть использовано в нефтегазовой, нефтеперерабатывающей, химической и нефтехимической отраслях промышленности для регенерации насыщенных абсорбентов на основе водных растворов аминов (диэтаноламин, метилдиэтаноламин и др.), или при очистке технологических газов от кислых компонентов, например сероводорода и диоксида углерода.The invention relates to gas purification processes and can be used in the oil and gas, oil refining, chemical and petrochemical industries for the regeneration of saturated absorbents based on aqueous solutions of amines (diethanolamine, methyldiethanolamine, etc.), or in the purification of process gases from acidic components, such as hydrogen sulfide and carbon dioxide.
Предшествующий уровень техникиState of the art
Известна установка дегазации насыщенного аминового раствора, содержащая сепаратор под давлением выше атмосферного, регенератор с рекуперативным теплообменником, трубопроводную обвязку структурных элементов (линии) установки с обеспечением возможности подачи насыщенного аминового раствора, содержащего также растворенные углеводороды, на установку и подачи дегазированного аминового раствора в регенератор с нагревом в рекуперативном теплообменнике с получением кислого газа и регенерированного аминового раствора с последующим охлаждением в том же теплообменнике (Патент РФ 2007209, B01D 53/14, опубл. 15.02.1994 г.).A known installation for the degassing of a saturated amine solution containing a separator under pressure above atmospheric, a regenerator with a recuperative heat exchanger, piping of the structural elements (lines) of the installation with the possibility of supplying a saturated amine solution containing also dissolved hydrocarbons to the installation and supplying a degassed amine solution to the regenerator with heating in a recuperative heat exchanger to produce acid gas and a regenerated amine solution, followed by cooling waiting in the same heat exchanger (RF Patent 2007209, B01D 53/14, publ. 02.15.1994).
В описании этого изобретения раскрыт также осуществляемый при эксплуатации установки способ дегазации насыщенного (в частности, сероводородом) аминового раствора, включающий стадию дегазации сепарированием под давлением выше атмосферного с получением углеводородного газа (стадия дегазации), стадию регенерации десорбцией в сочетании с рекуперационным нагревом в теплообменнике с получением кислого газа и регенерированного и охлажденного в том же теплообменнике аминового раствора (стадия регенерации).The description of this invention also discloses a method of degassing a saturated (in particular, hydrogen sulfide) amine solution, which is carried out during operation of the installation, including a step of degassing by separation under pressure above atmospheric to produce a hydrocarbon gas (step of degassing), a step of regeneration by desorption in combination with regenerative heating in a heat exchanger with obtaining acid gas and amine solution regenerated and cooled in the same heat exchanger (regeneration stage).
Основным недостатком данного способа и используемого для его осуществления установки является высокое содержание углеводородов как в кислом газе, так и в регенерированном аминовом растворе, что отрицательно влияет на процесс последующей переработки кислого газа и на весь процесс аминовой очистки.The main disadvantage of this method and the installation used for its implementation is the high content of hydrocarbons both in acid gas and in the regenerated amine solution, which negatively affects the process of subsequent acid gas processing and the entire amine purification process.
Наиболее близким к изобретению по технической сущности и достигаемому результату является способ дегазации насыщенного аминового раствора, включающий стадию дегазации сепарированием под давлением выше атмосферного с получением углеводородного газа (первая стадия дегазации), стадию дегазации сепарированием под вакуумом в сочетании с эжектированием с получением парогазовой смеси в качестве промежуточного продукта и вовлечением в исходный насыщенный аминовый раствор (вторая стадия дегазации), стадию регенерации десорбцией в сочетании с рекуперационным нагревом в теплообменнике с получением кислого газа и регенерированного и охлажденного в том же теплообменнике аминового раствора (стадия регенерации), осуществление второй стадии дегазации после стадии регенерации (Патент РФ 2555011, B01D 53/14, опубл. 10.07.2015 - прототип).The closest to the invention in technical essence and the achieved result is a method for degassing a saturated amine solution, comprising a step of degassing by separation under pressure above atmospheric to produce a hydrocarbon gas (first stage of degassing), a step of degassing by separation under vacuum in combination with ejection to obtain a vapor-gas mixture as intermediate product and involvement in the initial saturated amine solution (second stage of degassing), the stage of regeneration by desorption in combination and with regenerative heating in a heat exchanger to produce acid gas and an amine solution regenerated and cooled in the same heat exchanger (regeneration stage), the second degassing stage is performed after the regeneration stage (RF Patent 2555011, B01D 53/14, published on July 10, 2015 - prototype) .
В вышеуказанном патенте на изобретение раскрыта также установка дегазации насыщенного аминового раствора, содержащая сепаратор (первый) под давлением выше атмосферного, сепаратор (второй) под вакуумом со струйным эжектором, регенератор с рекуперативным теплообменником, трубопроводную обвязку структурных элементов (линии) установки с обеспечением возможности подачи насыщенного аминового раствора, содержащего также растворенные углеводородные газы, на установку и в струйный аппарат (эжектор) в качестве активной среды, откачки струйным аппаратом из второго сепаратора парогазовой смеси углеводородов и подачи ее в первый сепаратор с получением углеводородных газов, подачи дегазированного аминового раствора в регенератор с нагревом в рекуперативном теплообменнике с получением кислого газа и регенерированного аминового раствора с последующим охлаждением в том же теплообменнике после второго сепаратора. При этом второй сепаратор установлен после регенератора.The aforementioned patent for the invention also discloses a device for the degassing of a saturated amine solution, comprising a separator (first) under atmospheric pressure, a separator (second) under vacuum with a jet ejector, a regenerator with a regenerative heat exchanger, piping of structural elements (lines) of the installation with the possibility of supply saturated amine solution, also containing dissolved hydrocarbon gases, to the installation and to the jet apparatus (ejector) as an active medium, pumping out the jet apparatus from the second separator vapor mixture of hydrocarbons and feed it into a first separator to give hydrocarbon gases, supplying degassed amine solution in the regenerator to heat in an indirect heat exchanger to obtain the acid gas and the regenerated amine solution, followed by cooling in the same heat exchanger after the second separator. The second separator is installed after the regenerator.
Основным недостатком описанного способа является получение на установке подлежащего утилизации углеводородного газа с высоким содержанием сероводорода и диоксида углерода и, как следствие, снижение выхода кислого газа.The main disadvantage of the described method is the production of a hydrocarbon gas with a high content of hydrogen sulfide and carbon dioxide at the unit to be disposed of and, as a result, a decrease in the yield of acid gas.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
Изобретение направлено на улучшение показателей процесса, а именно исключение получения на установке некондиционного трудноутилизируемого углеводородного газа и увеличение выхода кислого газа на стадии регенерации, что достигается путем изменения технологической схемы установки и организацией аминовой очистки углеводородного газа.The invention is aimed at improving the performance of the process, namely, eliminating the production of substandard difficult to utilize hydrocarbon gas at the installation and increasing the acid gas yield at the regeneration stage, which is achieved by changing the technological scheme of the installation and organizing the amine purification of hydrocarbon gas.
Указанная задача решается, а технический результат достигается в части способа, как объекта изобретения, за счет того, что способ дегазации насыщенного аминового раствора включает стадию дегазации сепарированием под давлением предпочтительно выше атмосферного с получением углеводородного газа (первая стадия дегазации), стадию дегазации сепарированием под вакуумом в сочетании с эжектированием с получением парогазовой смеси в качестве промежуточного продукта и вовлечением в исходный насыщенный аминовый раствор (вторая стадия дегазации), стадию регенерации десорбцией с получением кислого газа и регенерированного аминового раствора (стадия регенерации), при этом, согласно изобретению, обе стадии дегазации осуществляют до стадии регенерации, процесс дегазации дополняют стадией абсорбционной очистки углеводородного газа от остаточного содержания кислых компонентов ненасыщенным аминовым раствором.This problem is solved, and the technical result is achieved in part of the method, as an object of the invention, due to the fact that the method of degassing a saturated amine solution includes a step of degassing by separation under pressure, preferably above atmospheric, to produce a hydrocarbon gas (first stage of degassing), a step of degassing by separation under vacuum in combination with ejection to obtain a vapor-gas mixture as an intermediate product and involvement in the initial saturated amine solution (second stage, degassing ii) the desorption regeneration step to produce acid gas and the regenerated amine solution (regeneration step), wherein, according to the invention, both degassing steps are carried out prior to the regeneration step, the degassing process is supplemented with the step of absorption purification of the hydrocarbon gas from the residual content of acid components with an unsaturated amine solution.
Стадию регенерации десорбцией осуществляют в сочетании с рекуперационным нагревом в теплообменнике насыщенного аминового раствора регенерированным аминовым раствором.The desorption regeneration step is carried out in combination with regenerative heating in a heat exchanger of a saturated amine solution with a regenerated amine solution.
В частном случае процесс дегазации дополняют стадией извлечения из насыщенного аминового раствора остаточного содержания жидких углеводородов отстаиванием в сочетании с коалесценцией.In a particular case, the degassing process is supplemented by the stage of extraction from the saturated amine solution of the residual content of liquid hydrocarbons by settling in combination with coalescence.
Первую стадию дегазации, стадию абсорбционной очистки углеводородного газа и стадию извлечения остаточного содержания жидких углеводородов осуществляют в одном аппарате, в качестве которого используют аппарат колонного типа.The first stage of degassing, the stage of absorption purification of hydrocarbon gas and the stage of extraction of the residual content of liquid hydrocarbons is carried out in one apparatus, which is used as a column type apparatus.
Осуществляют принудительное транспортирование дегазированного насыщенного аминового раствора со второй стадии дегазации на стадию регенерации.Forced transportation of a degassed saturated amine solution from the second degassing stage to the regeneration stage is carried out.
Принудительное транспортирование дегазированного насыщенного аминового раствора осуществляют с использованием энергии части исходного насыщенного аминового раствора, определяемой расчетом.Forced transportation of a degassed saturated amine solution is carried out using the energy of a portion of the original saturated amine solution, determined by calculation.
Указанная задача решается и технический результат достигается в части установки, как объекта изобретения, также за счет того, что используют установку дегазации насыщенного аминового раствора, которая содержит сепаратор (первый) под давлением предпочтительно выше атмосферного, сепаратор (второй) под вакуумом со струйным аппаратом, регенератор с рекуперативным теплообменником, трубопроводную обвязку структурных элементов (линии) установки с обеспечением возможности подачи насыщенного аминового раствора, содержащего растворенные углеводороды, на установку и в струйный аппарат в качестве активной среды, откачки струйным аппаратом из второго сепаратора парогазовой смеси и подачи ее в первый сепаратор с получением углеводородных газов, подачи дегазированного аминового раствора в с получением кислого газа и регенерированного аминового раствора, при этом, согласно изобретению, установка снабжена аппаратом колонного типа, имеющим зону питания, выполненную с обеспечением возможности использования ее в качестве первого сепаратора, с линиями ввода насыщенного аминового раствора, верхнюю секцию с контактными устройствами и линиями ввода ненасыщенного аминового раствора в качестве абсорбента и вывода углеводородного газа, нижнюю секцию, предпочтительно снабженную насадкой и имеющую линию вывода насыщенного аминового раствора с низа с подачей во второй сепаратор, причем аппарат колонного типа и второй сепаратор установлены до регенератора.This problem is solved and the technical result is achieved in terms of the installation, as an object of the invention, also due to the fact that they use the installation of degassing of a saturated amine solution, which contains a separator (first) under pressure preferably above atmospheric, a separator (second) under vacuum with a jet apparatus, regenerator with a recuperative heat exchanger, piping of the structural elements (lines) of the installation with the possibility of supplying a saturated amine solution containing dissolved carbon hydrogens, to the installation and to the jet apparatus as an active medium, pumping out a vapor-gas mixture by a jet apparatus from the second separator and supplying it to the first separator to produce hydrocarbon gases, supplying a degassed amine solution to produce acid gas and a regenerated amine solution, wherein, according to of the invention, the installation is equipped with a column type apparatus having a feed zone, made possible to use it as a first separator, with saturated amine input lines solution, the upper section with contact devices and the input lines of the unsaturated amine solution as an absorbent and a hydrocarbon gas outlet, the lower section, preferably equipped with a nozzle and having a saturated amine solution output line from the bottom, is supplied to the second separator, the column type apparatus and the second separator being installed to the regenerator.
Установка снабжена рекуперативным теплообменником, выполненным с обеспечением возможности нагрева насыщенного аминового раствора регенерированным аминовым раствором.The installation is equipped with a recuperative heat exchanger made with the possibility of heating a saturated amine solution with a regenerated amine solution.
Установка снабжена насосом для транспортирования дегазированного насыщенного аминового раствора из второго сепаратора в регенератор.The unit is equipped with a pump for transporting a degassed saturated amine solution from the second separator to a regenerator.
Установка дополнительно снабжена гидротурбиной, которая связана с насосом и выполнена с обеспечением возможности использования энергии части исходного насыщенного аминового раствора для работы насоса, имеет линии подачи этого потока и транспортирования в первый сепаратор.The installation is additionally equipped with a hydraulic turbine, which is connected to the pump and is configured to use the energy of a part of the initial saturated amine solution to operate the pump; it has lines for supplying this stream and transporting it to the first separator.
В предпочтительном варианте второй сепаратор снабжен насадкой.In a preferred embodiment, the second separator is provided with a nozzle.
Аппарат колонного типа установки дополнительно снабжен промежуточной секцией с коалесцером, выполненной с возможностью вывода остаточного содержания жидких углеводородов боковым погоном.The column-type apparatus of the installation is additionally equipped with an intermediate section with a coalescer, configured to output the residual liquid hydrocarbon content in a side stream.
Осуществление обеих стадий дегазации до стадии регенерации и абсорбционной очистки углеводородного газа в одном аппарате (аппарате колонного типа) позволяет получить очищенный углеводородный газ с минимальным содержанием кислых компонентов и обеспечить максимальный отбор последних на стадии регенерации при минимальных дополнительных затратах.The implementation of both stages of degassing to the stage of regeneration and absorption purification of hydrocarbon gas in one apparatus (column type apparatus) allows one to obtain purified hydrocarbon gas with a minimum content of acidic components and to ensure the maximum selection of the latter at the regeneration stage with minimal additional costs.
Дополнение процесса дегазации стадией извлечения из насыщенного аминового раствора остаточного содержания жидких углеводородов отстаиванием с использованием промежуточной секции аппарата колонного типа, снабженной коалесцером, расширяет номенклатуру получаемых кондиционных продуктов и снижает вероятность попадания в регенерированный аминовый раствор циркулирующих по системе балластных компонентов, что повышает эффективность процесса.Supplementing the degassing process with the stage of removing from the saturated amine solution the residual content of liquid hydrocarbons by settling using an intermediate section of a column type apparatus equipped with a coalescer expands the range of obtained conditioned products and reduces the likelihood of ballast components circulating through the system, which increases the efficiency of the process.
Осуществление первой стадии дегазации, стадии абсорбционной доочистки углеводородного газа и стадии извлечения остаточного содержания жидких углеводородов в одном аппарате, выполненном в виде двухсекционного аппарата колонного типа, позволяет получить технический результат при минимальных дополнительных капитальных затратах.The implementation of the first stage of degassing, the stage of absorption purification of hydrocarbon gas and the stage of extraction of the residual content of liquid hydrocarbons in one apparatus, made in the form of a two-section apparatus of the column type, allows to obtain a technical result with minimal additional capital costs.
Наличие насадки во втором сепараторе увеличивает поверхность испарения и тем самым способствует улучшению условий выделения углеводородов из насыщенного аминового раствора.The presence of a nozzle in the second separator increases the evaporation surface and thereby improves the conditions for the separation of hydrocarbons from a saturated amine solution.
Краткое описание чертежейBrief Description of the Drawings
На Фигуре представлена принципиальная технологическая схема установки дегазации насыщенного аминового раствора.The Figure shows a schematic flow diagram of a degassing unit of a saturated amine solution.
Сведения, подтверждающие возможность осуществления изобретенияInformation confirming the possibility of carrying out the invention
Как показано на чертеже, изобретение может быть осуществлено следующим образом.As shown in the drawing, the invention can be implemented as follows.
Установка, как объект изобретения, включает следующие структурные элементы: вакуумный сепаратор 4, снабженный насадкой 5, струйный аппарат (эжектор) 7, аппарат колонного типа 9, который снабжен зоной питания 10, верхней секцией 11 с контактными устройствами 12, нижней секцией 15 с насадкой 16, промежуточную секцию 17 с коалесцером 17', насос 20 и связанную с ним гидротурбину 20а, рекуперативный теплообменник 22 и регенератор 24, а также трубопроводную обвязку.The installation, as an object of the invention, includes the following structural elements: a vacuum separator 4 equipped with a nozzle 5, an inkjet apparatus (ejector) 7, a
Исходное сырье, представляющее собой водный раствор аминов, насыщенный кислыми компонентами, в том числе сероводородом, и содержащее растворенные углеводородные газы и жидкие углеводороды, поступает под высоким давлением на установку по линии 1. На установке получают следующие продукты:The feedstock, which is an aqueous solution of amines, saturated with acidic components, including hydrogen sulfide, and containing dissolved hydrocarbon gases and liquid hydrocarbons, is supplied under high pressure to the unit through
- очищенный углеводородный газ по линии 14 с верха аппарата колонного типа 9;- purified hydrocarbon gas through
- жидкие углеводороды боковым погоном по линии 17" в промежуточной секции 17 аппарата колонного типа 9;- liquid hydrocarbons side stream along the
- газ (концентрат сероводорода) по линии 25 в регенераторе 24;- gas (hydrogen sulfide concentrate) along
- регенерированный аминовый раствор по линии 26 и, после охлаждения в рекуперативном теплообменнике, по линии 27.- a regenerated amine solution along
Работа установки, с учетом вышеизложенного, сводится к следующему.The operation of the installation, taking into account the foregoing, boils down to the following.
Поступающее по линии 1 исходное сырье высокого давления разветвляется на два потока, один из которых направляется по линии 2 в эжектор в качестве активной среды, другой поток подается непосредственно или, после использования его энергии в гидротурбине (путем ввода по линии 3' и вывода по линии 3''), в аппарат колонного типа 9 по линии 3. Кубовый продукт этого аппарата колонного типа, представляющий собой насыщенный аминовый раствор с остаточным содержанием растворенных кислых компонентов и углеводородов, поступает в сепаратор 4, оснащенный насадкой 5. В сепараторе создается вакуум за счет откачки парогазовой смеси по линии 6 эжектором 7. Насадка способствует лучшему отделению парогазовой смеси от жидкой фазы за счет увеличения поверхности испарения. Образовавшаяся в эжекторе парогазожидкостная смесь поступает по линии 8 в аппарат колонного типа 9, а именно в ее зону питания 10, где осуществляется сепарация парогазожидкостной смеси под давлением чуть выше атмосферного. В результате испарившиеся в вакуумном сепараторе жидкие углеводороды частично переходят в жидкую фазу (при их существенном содержании). Выделившийся сероводородсодержащий углеводородный газ поступает в верхнюю секцию 11 аппарата колонного типа, оснащенной контактными устройствами 12, куда вводится также ненасыщенный аминовый раствор по линии 13. В результате контактирования восходящего потока сероводородсодержащего углеводородного газа с нисходящим потоком ненасыщенного аминового раствора осуществляется абсорбционная очистка от сероводорода и диоксида углерода углеводородного газа, который отбирается с верха аппарата колонного типа 9 по линии 14. В нижнюю секцию 15 аппарата колонного типа 9 поступают следующие потоки жидкости: часть исходного насыщенного раствора по линии 3; жидкая фаза парогазожидкостной смеси, транспортируемой по линии 8, после выделения газов в зоне питания 10 (выполняющей функцию первого сепаратора); жидкость с вышерасположенной секции, насыщенная кислыми газами и содержащая углеводороды. Из смеси этих жидких потоков в секции 15, оснащенной насадкой 16, более интенсивно выделяются газы, включая C1-С4, а также жидкие углеводороды, благодаря увеличению поверхности испарения за счет насадки. Между верхней и нижней секциями аппарата колонного типа 9 может быть смонтирована промежуточная секция 17, оснащенная коалесцером 17'. Эта секция, как и нижняя, работает в затопленном режиме. Коалесецер ускоряет процесс выделения из двухфазной жидкости жидких углеводородов, которые выводятся из аппарата колонного типа боковым погоном по линии 17''. Расходом этого потока регулируется количество стекающей в зону питания жидкости. Кубовый продукт аппарата колонного типа 9, представляющий собой насыщенный аминовый раствор с небольшим остаточным содержанием углеводородов, поступает по линии 18 в вакуумный сепаратор 4, оснащенный насадкой (см. выше). С низа этого сепаратора выводится по линии 19 насыщенный сероводородом и диоксидом углерода аминовый раствор, практически не содержащий углеводородов, и подается на прием насоса 20, связанный с гидротурбиной 20а, в которой используется энергия части исходного сырья, подаваемого на установку под высоким давлением. В связи с этим отпадает необходимость использования дополнительной электроэнергии на перекачку жидкости. Поток с выкида насоса 20 подается по линии 21 в рекуперативный теплообменник 22, где нагревается за счет охлаждения регенерированного аминового раствора. Далее этот нагретый поток подается по линии 23 в регенератор 24, в котором осуществляется очистка насыщенного аминового раствора от кислых газов. Этот газ, практически не содержащий примесей углеводородов, выводится из регенератора 24 по линии 25. Регенерированный раствор, тоже практически не содержащий примесей углеводородов, выводится по линии 26 и, после охлаждения за счет нагрева встречного потока насыщенного аминового раствора в рекуперативном теплообменнике 26, выводится с установки по линии 27.The high-pressure feedstock arriving through
Сущность изобретения иллюстрируется следующими расчетными примерами, представленными в Таблице.The invention is illustrated by the following calculation examples presented in the Table.
В соответствии с постановкой задачи, на установку поступает в качестве исходного сырья насыщенный аминовый раствор (НАР) в количестве 209214 кг/ч (100%) из абсорбера, в котором осуществляется очистка попутного нефтяного газ от сероводорода (H2S) и диоксида углерода (CO2) 40%-ным водным раствором метилдиэтаноламина (МДЭА). Кроме растворенных H2S (1,64%) и CO2 (1,14%), НАР содержит также растворенные углеводородные газы (C1-C4, 0,05% масс.), которые подлежат выделению. В данном конкретном примере содержание жидких углеводородов (С5+) в НАР мало, поэтому они практически полностью выделяются в составе газовой фазы, так же, как и содержащиеся в НАР азот (N2) и кислород (O2). Циркулирующий через абсорбер НАР подлежит регенерации с удалением H2S и СO2.In accordance with the statement of the problem, the plant receives as the feedstock a saturated amine solution (HAP) in an amount of 209214 kg / h (100%) from the absorber, in which the associated petroleum gas is purified from hydrogen sulfide (H 2 S) and carbon dioxide ( CO 2 ) 40% aqueous solution of methyldiethanolamine (MDEA). In addition to dissolved H 2 S (1.64%) and CO 2 (1.14%), NAR also contains dissolved hydrocarbon gases (C 1 -C 4 , 0.05% wt.), Which are to be released. In this particular example, the content of liquid hydrocarbons (C 5+ ) in NAR is small, therefore, they are almost completely released in the gas phase, as are nitrogen (N 2 ) and oxygen (O 2 ) contained in NAR. The NAP circulating through the absorber must be regenerated with the removal of H 2 S and CO 2 .
В таблице приведены два расчетных примера, первый из которых относится к прототипу, а второй - к заявляемой группе изобретений.The table shows two calculation examples, the first of which relates to the prototype, and the second to the claimed group of inventions.
В примере 1 весь поток исходного сырья направляется в первый сепаратор через эжектор, а в примере 2 - только половина, а вторая половина подается в первый сепаратор непосредственно, минуя эжектор. В примере 1 вакуумная сепарация НАР осуществляется после регенерации, а охлаждение - в рекуперативном теплообменнике - позже. Поэтому НАР подается в этот сепаратор с высокой температурой. Остальные отличия режимных параметров двух примеров являются следствием этого фактора и использования в примере 2 ненасыщенного (в данном случае - свежего) аминового раствора для очистки углеводородного газа.In example 1, the entire feed stream is sent to the first separator through the ejector, and in example 2, only half, and the second half is fed to the first separator directly, bypassing the ejector. In example 1, the vacuum separation of the NAP is carried out after regeneration, and cooling in the regenerative heat exchanger later. Therefore, HAP is fed to this high temperature separator. The remaining differences in the operational parameters of the two examples are a consequence of this factor and the use in example 2 of an unsaturated (in this case, fresh) amine solution for the purification of hydrocarbon gas.
Как видно из таблицы, предлагаемое техническое решение имеет относительно прототипа следующие основные преимущества:As can be seen from the table, the proposed technical solution has the following main advantages regarding the prototype:
- получение очищенного газа с высокой концентрацией С1-C4 (82,1% против 11,5%) в количестве 130 кг/ч (0,06%);- obtaining purified gas with a high concentration of C 1 -C 4 (82.1% versus 11.5%) in an amount of 130 kg / h (0.06%);
- исключение вывода с установки сероводородсодержащего некондиционного продукта в газовой фазе;- the exception of the withdrawal from the installation of a hydrogen sulfide-containing substandard product in the gas phase;
- повышение извлечения кислого газа на 9,5% (5984 кг/ч против 5464 кг/ч) в регенераторе.- increase in acid gas recovery by 9.5% (5984 kg / h versus 5464 kg / h) in the regenerator.
Кроме того, снижается содержание сероводорода в аминовом растворе на выходе из регенератора (4,2 кг/ч против 9,3 кг/ч в прототипе).In addition, the hydrogen sulfide content in the amine solution is reduced at the outlet of the regenerator (4.2 kg / h against 9.3 kg / h in the prototype).
Таким образом, предлагаемый способ и установка для его осуществления позволяют существенно улучшить показатели процесса дегазации насыщенного аминового раствора.Thus, the proposed method and installation for its implementation can significantly improve the performance of the degassing process of a saturated amine solution.
Claims (12)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017118738A RU2658412C1 (en) | 2017-05-29 | 2017-05-29 | Method of the saturated amine solution degassing and installation for its implementation |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017118738A RU2658412C1 (en) | 2017-05-29 | 2017-05-29 | Method of the saturated amine solution degassing and installation for its implementation |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2658412C1 true RU2658412C1 (en) | 2018-06-21 |
Family
ID=62713386
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2017118738A RU2658412C1 (en) | 2017-05-29 | 2017-05-29 | Method of the saturated amine solution degassing and installation for its implementation |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2658412C1 (en) |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4405585A (en) * | 1982-01-18 | 1983-09-20 | Exxon Research And Engineering Co. | Process for the selective removal of hydrogen sulfide from gaseous mixtures with severely sterically hindered secondary aminoether alcohols |
| RU2007209C1 (en) * | 1992-02-20 | 1994-02-15 | Научно-исследовательский институт энергетического машиностроения МГТУ им.Н.Э.Баумана | Plant for cleaning gas |
| RU9173U1 (en) * | 1998-07-29 | 1999-02-16 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственное предприятие "ЭТАН" | INSTALLING GAS CLEANING FROM SULFUR COMPOUNDS |
| RU2544993C1 (en) * | 2013-12-24 | 2015-03-20 | Игорь Анатольевич Мнушкин | Method of removing hydrogen sulphide from decomposition gases from apparatus for atmospheric-vacuum or vacuum distillation of oil |
| RU2555011C2 (en) * | 2013-05-29 | 2015-07-10 | Андрей Владиславович Курочкин | Method of regenerating saturated amine solution |
-
2017
- 2017-05-29 RU RU2017118738A patent/RU2658412C1/en active IP Right Revival
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4405585A (en) * | 1982-01-18 | 1983-09-20 | Exxon Research And Engineering Co. | Process for the selective removal of hydrogen sulfide from gaseous mixtures with severely sterically hindered secondary aminoether alcohols |
| RU2007209C1 (en) * | 1992-02-20 | 1994-02-15 | Научно-исследовательский институт энергетического машиностроения МГТУ им.Н.Э.Баумана | Plant for cleaning gas |
| RU9173U1 (en) * | 1998-07-29 | 1999-02-16 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственное предприятие "ЭТАН" | INSTALLING GAS CLEANING FROM SULFUR COMPOUNDS |
| RU2555011C2 (en) * | 2013-05-29 | 2015-07-10 | Андрей Владиславович Курочкин | Method of regenerating saturated amine solution |
| RU2544993C1 (en) * | 2013-12-24 | 2015-03-20 | Игорь Анатольевич Мнушкин | Method of removing hydrogen sulphide from decomposition gases from apparatus for atmospheric-vacuum or vacuum distillation of oil |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US7635408B2 (en) | Methods and configurations for acid gas enrichment | |
| US7455828B2 (en) | Process and apparatus for converting hydrogen sulfide into hydrogen and sulfur | |
| JP6571188B2 (en) | Cyclone separation and recovery of carbon dioxide from heated liquid adsorbent | |
| CN107438475B (en) | Method for energy-efficient recovery of carbon dioxide from an absorbent and apparatus suitable for operating the method | |
| US7276153B2 (en) | Method for neutralising a stream of hydrocarbon fluid | |
| CN110997109B (en) | Integration of cold solvent and acid gas removal | |
| CN110997108B (en) | Integration of cold solvent and acid gas removal | |
| RU2536511C2 (en) | Process and plant for water removal from natural gas or industrial gases by physical solvents | |
| RU2547021C1 (en) | Method and unit for stripping of natural gas from carbon dioxide and hydrogen sulphide | |
| RU2658412C1 (en) | Method of the saturated amine solution degassing and installation for its implementation | |
| US11266945B2 (en) | Combined acid gas removal and water filtration system | |
| CN111548824A (en) | Combined process for recovering and separating refinery dry gas | |
| RU2381823C1 (en) | Method of purifying gas from acid components and installation for realising said method | |
| TW565468B (en) | Method and device for recovering hydrocarbon vapor | |
| RU2555011C2 (en) | Method of regenerating saturated amine solution | |
| CN210645772U (en) | Produce acid gas purifier of multiple purity hydrogen sulfide | |
| CN109200617B (en) | Method for treating hydrogen peroxide oxidized tail gas | |
| RU2325207C1 (en) | Device for vacuum distillation of raw predominantly petroleum raw | |
| CN107278167B (en) | Process for recovering carbon dioxide from an absorbent with a reduced supply of stripping steam | |
| RU2413751C1 (en) | Procedure for complex processing oil containing hydrogen sulphide | |
| WO2024034295A1 (en) | Gas treatment apparatus and gas treatment method | |
| CN109200615B (en) | Treatment method of tail gas produced in hydrogen peroxide preparation process | |
| WO2020260438A1 (en) | Membrane deaeration with circulating n2 | |
| RU2114152C1 (en) | Crude oil vacuum distillation process (versions) |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20190530 |
|
| NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20210603 |