BR112019026673B1

BR112019026673B1 - COMPACT CONTACT SYSTEMS AND METHODS FOR COLLECTING SULFUR-CONTAINING COMPOUNDS

Info

Publication number: BR112019026673B1
Application number: BR112019026673-9A
Authority: BR
Inventors: Shwetha Ramkumar; Donald P. Shatto; P. Scott Northrop; Sean T. Philbrook
Original assignee: ExxonMobil Technology and Engineering Company
Priority date: 2017-06-20
Filing date: 2018-04-11
Publication date: 2024-06-04

Abstract

Trata-se de um sistema de coleta de sulfeto de hidrogênio (H2S) para remover H2S, mercaptanos e/ou outros compostos contendo enxofre de uma corrente de gás natural. Um sistema de contato de cocorrente está localizado em linha dentro de um tubo e recebe a corrente de gás natural e uma corrente de coleta de líquidos. O sistema de contato de cocorrente inclui um contator de cocorrente, que inclui um gerador de gotículas e uma seção de transferência de massa. O gerador de gotículas gera gotículas da corrente de coleta de líquidos e dispersa as gotículas na corrente de gás natural. A seção de transferência de massa fornece um fluxo bifásico misturado com uma fase de vapor e uma fase líquida. A fase líquida inclui a corrente de coleta de líquidos com H2S, mercaptanos e/ou outros compostos contendo enxofre absorvidos da corrente de gás natural, e a fase de vapor inclui a corrente de gás natural. Um sistema de separação separa a fase de vapor da fase líquida.This is a hydrogen sulfide (H2S) collection system to remove H2S, mercaptans and/or other sulfur-containing compounds from a natural gas stream. A cocurrent contact system is located in-line within a pipe and receives the natural gas stream and a liquid collection stream. The cocurrent contact system includes a cocurrent contactor, which includes a droplet generator and a mass transfer section. The droplet generator generates droplets from the liquid collection stream and disperses the droplets into the natural gas stream. The mass transfer section provides a two-phase flow mixed with a vapor phase and a liquid phase. The liquid phase includes the collection stream of liquids with H2S, mercaptans and/or other sulfur-containing compounds absorbed from the natural gas stream, and the vapor phase includes the natural gas stream. A separation system separates the vapor phase from the liquid phase.

Description

REFERÊNCIA CRUZADA A PEDIDOS RELACIONADOSCROSS REFERENCE TO RELATED ORDERS

[0001] Este pedido reivindica o benefício de prioridade do Pedido de Patente no US 62/522.432, depositado em 20 de junho de 2017, intitulado COMPACT CONTACTING SYSTEMS AND METHODS FOR SCAVENGING SULFUR- CONTAINING COMPOUNDS, cuja totalidade é incorporada ao presente documento a título de referência.[0001] This application claims the priority benefit of Patent Application No. 62/522,432, filed on June 20, 2017, entitled COMPACT CONTACTING SYSTEMS AND METHODS FOR SCAVENGING SULFUR-CONTAINING COMPOUNDS, the entirety of which is incorporated into this document under the title of reference.

CAMPOFIELD

[0002] As presentes técnicas fornecem métodos e sistemas para tratamento de gás. Mais especificamente, as presentes técnicas fornecem métodos e sistemas para remover ou coletar compostos contendo enxofre, incluindo sulfeto de hidrogênio e/ou mercaptanos, de uma corrente de gás usando sistemas de contato de cocorrente.[0002] The present techniques provide methods and systems for gas treatment. More specifically, the present techniques provide methods and systems for removing or collecting sulfur-containing compounds, including hydrogen sulfide and/or mercaptans, from a gas stream using cocurrent contact systems.

ANTECEDENTESBACKGROUND

[0003] Esta seção pretende introduzir vários aspectos da técnica, que podem ser associados a exemplos exemplificativos das presentes técnicas. Acredita-se que esta descrição ajude a fornecer uma estrutura para facilitar uma melhor compreensão de aspectos particulares das presentes técnicas. Por conseguinte, deve ser entendido que esta seção deve ser lida sob essa luz, e não necessariamente como admissões da técnica anterior.[0003] This section intends to introduce various aspects of the technique, which can be associated with exemplary examples of the present techniques. It is believed that this description helps to provide a framework to facilitate a better understanding of particular aspects of the present techniques. Therefore, it should be understood that this section should be read in that light, and not necessarily as admissions of the prior art.

[0004] A coleta de sulfeto de hidrogênio (H2S) é um processo para remover o H2S de uma corrente de gás, como uma corrente de gás natural. A coleta de H2S com sorventes sólidos ou líquidos não regeneráveis é normalmente econômica para a remoção de baixos níveis de H2S da corrente de gás. Alguns coletores comerciais de sulfeto de hidrogênio incluem triazina, cáustico, alcalina, nitrito, formaldeído, etanodial, sulfato de amina, etc. A triazina é um dos coletores à base de líquidos usados extensivamente na indústria de petróleo e gás para remoção de mercaptanos com H2S e baixo peso molecular, enquanto cáusticos são menos usados. Existem vários processos usados para a aplicação de coletores de triazina, incluindo injeção direta em dutos, usando torres de contato em lote ou sistemas de contato contínuo. A injeção direta de triazina em uma tubulação requer o menor investimento de capital, mas, devido ao contato ineficaz entre a triazina e o gás, é necessária uma taxa de injeção de triazina mais alta. Além disso, a injeção direta de triazina na tubulação pode formar incrustação na parede interna da tubulação, e a necessidade constante de remover a incrustação aumenta ainda mais os custos operacionais e o tempo de inatividade. Nas torres de contato em lote, o fluxo de gás flui para baixo em meio sólido e sob a forma de bolhas no coletor de triazina. Isso é melhor do que a injeção direta, e os custos de capital associados são razoáveis; no entanto, as torres de contato em lote devem ser trocadas com frequência, o que aumenta o tempo de inatividade. O uso de duas torres em uma disposição de lead-lag reduz o tempo de inatividade, mas dobra os custos de capital. O uso dessas torres também exige que um grande estoque de produtos químicos seja armazenado no local.[0004] Hydrogen sulfide (H2S) harvesting is a process for removing H2S from a gas stream, such as a natural gas stream. Harvesting H2S with non-regenerable solid or liquid sorbents is typically economical for removing low levels of H2S from the gas stream. Some commercial hydrogen sulfide collectors include triazine, caustic, alkaline, nitrite, formaldehyde, ethanedial, amine sulfate, etc. Triazine is one of the liquid-based collectors used extensively in the oil and gas industry for removing mercaptans with H2S and low molecular weight, while caustics are used less. There are several processes used for the application of triazine collectors, including direct injection into pipelines, using batch contact towers or continuous contact systems. Direct injection of triazine into a pipeline requires the least capital investment, but due to ineffective contact between the triazine and the gas, a higher triazine injection rate is required. Additionally, direct injection of triazine into piping can form scale on the inner wall of the pipeline, and the constant need to remove scale further increases operating costs and downtime. In batch contact towers, the gas stream flows downward in a solid medium and in the form of bubbles in the triazine collector. This is better than direct injection, and the associated capital costs are reasonable; however, batch contact towers must be changed frequently, which increases downtime. Using two towers in a lead-lag arrangement reduces downtime but doubles capital costs. The use of these towers also requires a large stockpile of chemicals to be stored on site.

[0005] Atualmente, os sistemas de contato contínuo (geralmente chamados de sistemas inundados) são os processos mais comuns, pois são flexíveis, têm custos de capital mais baixos do que o processo típico de torre de contato em lotes com lead- lag e são projetados para operar de forma contínua e automática. Os sistemas de contato contínuo também usam uma quantidade menor de solvente em comparação com os outros processos. A Figura 1 representa esquematicamente um sistema de contato contínuo conhecido 100 usando triazina para separar H2S de uma corrente de gás natural 102 ou outra corrente de gás. Uma corrente de triazina nova 104 de um tanque de suprimento de triazina 106 é bombeada, usando a primeira e a segunda bombas paralelas 108, 110, para serem pulverizadas ou, de outra forma, injetadas na corrente de gás natural 102 no ponto de injeção 111. A corrente de gás/triazina combinada é enviada a um contator 112, que é projetado para fornecer tempo de contato suficiente para a triazina reagir e enriquecer com o H2S na corrente de gás. Uma corrente mista 114, compreendendo o gás na corrente de gás natural 102 e a triazina enriquecida (também conhecida como triazina gasta (spent)), é, então, enviada para um separador 116, onde uma corrente de triazina gasta 117 sai de um fundo do separador e é armazenada em um tanque de triazina gasta 118. Uma corrente de gás separada 120 sai da parte superior do separador 116. Um analisador 122 coleta amostras da corrente de gás separada 120 e controla a primeira e a segunda bombas 108, 110 para fornecer a quantidade desejada de triazina nova à corrente de gás natural 102. Devido à ação da triazina, a corrente de gás separada 120 tem um conteúdo de H2S substancialmente mais baixo que a corrente de gás 102. Enquanto o sistema 100 requer menos triazina do que outras tecnologias conhecidas de coleta, o contator 112 e o separador 116 são vasos grandes e pesados. O uso de tais vasos em situações que exijam ou se beneficiem de características reduzidas de altura e/ou peso, como aplicações remotas onshore, instalações superiores em aplicações offshore e flutuantes e processamento submarino, pode tornar proibitivo o uso do sistema 100. O que é necessário é um método e um aparelho para remover H2S de um fluxo de gás que reduza os custos e despesas de capital associados a tecnologias conhecidas de coleta. O que também é necessário é um método e um aparelho para remover H2S de um fluxo de gás que possa ser usado em situações que exijam, ou se beneficiem de características reduzidas de altura e/ou peso.[0005] Currently, continuous contact systems (often called flooded systems) are the most common processes because they are flexible, have lower capital costs than the typical lead-lag batch contact tower process, and are designed to operate continuously and automatically. Continuous contact systems also use a smaller amount of solvent compared to other processes. Figure 1 schematically represents a known continuous contact system 100 using triazine to separate H2S from a natural gas stream 102 or other gas stream. A fresh triazine stream 104 from a triazine supply tank 106 is pumped, using first and second parallel pumps 108, 110, to be sprayed or otherwise injected into the natural gas stream 102 at the injection point 111 The combined gas/triazine stream is sent to a contactor 112, which is designed to provide sufficient contact time for the triazine to react and enrich with the H2S in the gas stream. A mixed stream 114, comprising the gas in the natural gas stream 102 and the enriched triazine (also known as spent triazine), is then sent to a separator 116, where a spent triazine stream 117 exits from a bottom of the separator and is stored in a tank of spent triazine 118. A separate gas stream 120 exits the top of the separator 116. An analyzer 122 collects samples from the separated gas stream 120 and controls the first and second pumps 108, 110 to supply the desired amount of fresh triazine to the natural gas stream 102. Due to the action of the triazine, the separated gas stream 120 has a substantially lower H2S content than the gas stream 102. While system 100 requires less triazine than other known collection technologies, the contactor 112 and the separator 116 are large, heavy vessels. The use of such vessels in situations that require or benefit from reduced height and/or weight characteristics, such as remote onshore applications, overhead installations in offshore and floating applications, and subsea processing, may make the use of the 100 system prohibitive. What is needed is a method and apparatus for removing H2S from a gas stream that reduces the costs and capital expenditures associated with known collection technologies. What is also needed is a method and apparatus for removing H2S from a gas stream that can be used in situations that require, or benefit from, reduced height and/or weight characteristics.

[0006] Um problema operacional tipicamente associado à coleta de H2S usando triazina inclui a formação de ditiazina, que tem propensão a formar sólidos em solução aquosa. A ditiazina forma sólidos a partir de soluções que se tornam saturadas com ditiazina devido a mudanças de temperatura. Esses sólidos podem se depositar nas paredes de equipamentos ou tubulações, resultando em menor eficiência de coleta e entupimento. Um método comum para impedir a formação de ditiazina é usar a maior parte da capacidade da triazina, mas não na extensão máxima, e alternar o solvente da triazina (para operações em lotes) ou aumentar a compensação (para sistemas contínuos) quando a descoberta de H2S começar. O que é necessário é um projeto de sistema de contato que limite o tempo de contato do solvente com o gás, reduzindo, assim, a formação de sólidos.[0006] An operational problem typically associated with H2S collection using triazine includes the formation of dithiazine, which has a propensity to form solids in aqueous solution. Dithiazine forms solids from solutions that become saturated with dithiazine due to temperature changes. These solids can deposit on the walls of equipment or pipes, resulting in reduced collection efficiency and clogging. A common method to prevent dithiazine formation is to use most of the triazine capacity, but not to the maximum extent, and to alternate the triazine solvent (for batch operations) or increase compensation (for continuous systems) when discovery of H2S start. What is needed is a contact system design that limits the contact time of the solvent with the gas, thereby reducing the formation of solids.

[0007] O cáustico também é um coletor de H2S não regenerável, mas pode reagir irreversivelmente com o CO2. Assim, reduzir o tempo de contato entre o gás e o cáustico seria importante em aplicações que contenham CO2 significativo. Nitritos, polióis e outros produtos químicos também foram utilizados como coletores de H2S.[0007] Caustic is also a non-regenerable H2S collector, but can react irreversibly with CO2. Therefore, reducing the contact time between the gas and the caustic would be important in applications containing significant CO2. Nitrites, polyols and other chemicals have also been used as H2S collectors.

[0008] Outros contaminantes que podem ser removidos beneficamente com triazinas ou cáusticos são os mercaptanos. Os mercaptanos podem ocorrer no nível de 1.000 ou 2.000 ppm em alguns gases brutos, mas não são captados em grande parte pelas aminas. Solventes físicos ou solventes híbridos (misturas de solventes químicos e físicos) às vezes são usados para remover mercaptanos do gás bruto. No entanto, esses solventes tendem a coabsorver quantidades significativas de hidrocarbonetos pesados, resultando em uma perda significativa de BTU do gás. Alternativamente, as aminas, seguidas de peneiras de poros grandes, podem ser usadas para remover esses compostos orgânicos de enxofre, mas esse processo de composto é operacionalmente complexo. Por outro lado, o cáustico reage diretamente com os mercaptanos, como as triazinas, em certa medida. O que é necessário é uma maneira de remover os mercaptanos de uma corrente de gás usando coletores de cáustico ou outros coletores de enxofre.[0008] Other contaminants that can be beneficially removed with triazines or caustics are mercaptans. Mercaptans may occur at the 1,000 or 2,000 ppm level in some raw gases, but are largely not taken up by amines. Physical solvents or hybrid solvents (mixtures of chemical and physical solvents) are sometimes used to remove mercaptans from raw gas. However, these solvents tend to coabsorb significant amounts of heavy hydrocarbons, resulting in a significant BTU loss from the gas. Alternatively, amines followed by large-pore sieves can be used to remove these organic sulfur compounds, but this composting process is operationally complex. On the other hand, caustic reacts directly with mercaptans such as triazines to some extent. What is needed is a way to remove mercaptans from a gas stream using caustic traps or other sulfur traps.

SUMÁRIOSUMMARY

[0009] Os aspectos revelados incluem um sistema de coleta de sulfeto de hidrogênio (H2S) para remover H2S, mercaptanos e/ou outros compostos contendo enxofre de uma corrente de gás natural. Um sistema de contato de cocorrente está localizado em linha dentro de um tubo e recebe a corrente de gás natural e uma corrente de coleta de líquidos. O sistema de contato de cocorrente inclui um contator de cocorrente, que inclui um gerador de gotículas e uma seção de transferência de massa. O gerador de gotículas gera gotículas da corrente de coleta de líquidos e dispersa as gotículas na corrente de gás natural. A seção de transferência de massa fornece um fluxo bifásico misturado com uma fase de vapor e uma fase líquida. A fase líquida inclui a corrente de coleta de líquidos com H2S, mercaptanos e/ou outros compostos contendo enxofre absorvidos da corrente de gás natural, e a fase de vapor inclui a corrente de gás natural. Um sistema de separação separa a fase de vapor da fase líquida.[0009] Aspects disclosed include a hydrogen sulfide (H2S) collection system for removing H2S, mercaptans and/or other sulfur-containing compounds from a natural gas stream. A cocurrent contact system is located in-line within a pipe and receives the natural gas stream and a liquid collection stream. The cocurrent contact system includes a cocurrent contactor, which includes a droplet generator and a mass transfer section. The droplet generator generates droplets from the liquid collection stream and disperses the droplets into the natural gas stream. The mass transfer section provides a two-phase flow mixed with a vapor phase and a liquid phase. The liquid phase includes the collection stream of liquids with H2S, mercaptans and/or other sulfur-containing compounds absorbed from the natural gas stream, and the vapor phase includes the natural gas stream. A separation system separates the vapor phase from the liquid phase.

[0010] Os aspectos revelados também incluem um método de remoção de H2S, mercaptanos e/ou outros compostos contendo enxofre de uma corrente de gás natural. A corrente de gás natural e a corrente de coleta de líquidos são recebidas em um sistema de contato de cocorrente localizado em linha dentro de um tubo. O sistema de contato com cocorrente inclui um gerador de gotículas e uma seção de transferência de massa. Usando o gerador de gotículas, as gotículas são geradas a partir da corrente de coleta de líquidos e dispersas na corrente de gás natural. Utilizando a seção de transferência de massa, é fornecido um fluxo bifásico misto com uma fase de vapor e uma fase líquida. A fase líquida inclui a corrente de coleta de líquidos com H2S, mercaptanos e/ou outros compostos contendo enxofre absorvidos da corrente de gás natural. A fase de vapor inclui a corrente de gás natural. A fase de vapor é separada da fase líquida.[0010] The disclosed aspects also include a method of removing H2S, mercaptans and/or other sulfur-containing compounds from a natural gas stream. The natural gas stream and liquid collection stream are received at a cocurrent contact system located in-line within a pipe. The cocurrent contact system includes a droplet generator and a mass transfer section. Using the droplet generator, droplets are generated from the liquid collection stream and dispersed into the natural gas stream. Using the mass transfer section, a mixed two-phase flow with a vapor phase and a liquid phase is provided. The liquid phase includes the liquid collection stream with H2S, mercaptans and/or other sulfur-containing compounds absorbed from the natural gas stream. The vapor phase includes the natural gas stream. The vapor phase is separated from the liquid phase.

DESCRIÇÃO DOS DESENHOSDESCRIPTION OF THE DRAWINGS

[0011] As vantagens das presentes técnicas são mais bem compreendidas com referência à seguinte descrição detalhada e aos desenhos anexos, nos quais:[0011] The advantages of the present techniques are better understood with reference to the following detailed description and the accompanying drawings, in which:

[0012] A Figura 1 é um diagrama esquemático de um sistema de coleta de H2S conhecido;[0012] Figure 1 is a schematic diagram of a known H2S collection system;

[0013] A Figura 2 é um diagrama esquemático de um sistema de coleta de H2S usando um sistema de contato de cocorrente de acordo com aspectos revelados;[0013] Figure 2 is a schematic diagram of an H2S collection system using a cocurrent contact system according to disclosed aspects;

[0014] A Figura 3 é um diagrama esquemático detalhado de um sistema de contato de cocorrente de acordo com aspectos revelados;[0014] Figure 3 is a detailed schematic diagram of a cocurrent contact system according to disclosed aspects;

[0015] A Figura 4A é uma vista frontal de um gerador de gotículas de acordo com aspectos revelados;[0015] Figure 4A is a front view of a droplet generator according to disclosed aspects;

[0016] A Figura 4B é uma vista em perspectiva lateral do gerador de gotículas da Figura 4A;[0016] Figure 4B is a side perspective view of the droplet generator of Figure 4A;

[0017] A Figura 4C é uma vista em perspectiva lateral em corte transversal do gerador de gotículas da Figura 4A de acordo com aspectos revelados;[0017] Figure 4C is a cross-sectional side perspective view of the droplet generator of Figure 4A according to disclosed aspects;

[0018] A Figura 4D é outra vista em perspectiva lateral em corte transversal do gerador de gotículas de acordo com outros aspectos revelados;[0018] Figure 4D is another cross-sectional side perspective view of the droplet generator according to other aspects disclosed;

[0019] A Figura 5 é um diagrama esquemático de um sistema de coleta de H2S usando vários sistemas de contato de cocorrente de acordo com aspectos revelados;[0019] Figure 5 is a schematic diagram of an H2S collection system using various cocurrent contact systems in accordance with disclosed aspects;

[0020] A Figura 6 é um diagrama esquemático de um sistema de coleta de H2S usando vários sistemas de contato de cocorrente de acordo com outros aspectos revelados;[0020] Figure 6 is a schematic diagram of an H2S collection system using various cocurrent contact systems in accordance with other aspects disclosed;

[0021] A Figura 7 é um diagrama esquemático de um sistema de coleta de H2S de acordo com aspectos revelados;[0021] Figure 7 is a schematic diagram of an H2S collection system according to disclosed aspects;

[0022] A Figura 8 é um diagrama esquemático de um sistema de coleta de H2S de acordo com ainda outros aspectos revelados;[0022] Figure 8 is a schematic diagram of an H2S collection system according to still other aspects disclosed;

[0023] A Figura 9 é um diagrama esquemático de um sistema de coleta de H2S de acordo com ainda outros aspectos revelados;[0023] Figure 9 is a schematic diagram of an H2S collection system according to still other aspects disclosed;

[0024] A Figura 10 é um diagrama esquemático de um sistema de coleta de H2S de acordo com ainda outros aspectos revelados;[0024] Figure 10 is a schematic diagram of an H2S collection system according to still other aspects disclosed;

[0025] A Figura 11 é uma vista em elevação lateral de um sistema de coleta de H2S de acordo com ainda outros aspectos revelados; e[0025] Figure 11 is a side elevation view of an H2S collection system according to still other aspects disclosed; It is

[0026] A Figura 12 é um fluxograma de processo de um método de remoção de H2S de um fluxo de gás de acordo com aspectos revelados.[0026] Figure 12 is a process flowchart of a method of removing H2S from a gas stream according to disclosed aspects.

DESCRIÇÃO DETALHADADETAILED DESCRIPTION

[0027] Na seção de descrição detalhada a seguir, exemplos não limitativos das presentes técnicas são descritos. No entanto, na medida em que a descrição a seguir seja específica para um exemplo em particular ou para um uso em particular das presentes técnicas, isso se destina apenas a fins exemplificativos e simplesmente fornece uma descrição dos exemplos exemplificativos. Por conseguinte, as técnicas não se limitam aos exemplos específicos descritos abaixo, mas incluem todas as alternativas, modificações e equivalentes que se enquadram no verdadeiro espírito e escopo das reivindicações anexas.[0027] In the detailed description section below, non-limiting examples of the present techniques are described. However, to the extent that the following description is specific to a particular example or to a particular use of the present techniques, it is intended for exemplary purposes only and simply provides a description of the exemplary examples. Accordingly, the techniques are not limited to the specific examples described below, but include all alternatives, modifications and equivalents that fall within the true spirit and scope of the appended claims.

[0028] No início, para facilitar a referência, são estabelecidos certos termos usados neste pedido e seus significados, usados neste contexto. Além disso, as presentes técnicas não são limitadas pelo uso dos termos mostrados abaixo, pois todos os equivalentes, sinônimos, novos desenvolvimentos e termos ou técnicas que atendem ao mesmo objetivo ou a um objetivo semelhante são considerados dentro do escopo das presentes reivindicações.[0028] At the outset, for ease of reference, certain terms used in this application and their meanings as used in this context are set forth. Furthermore, the present techniques are not limited by the use of the terms shown below, as all equivalents, synonyms, new developments and terms or techniques that serve the same or a similar objective are considered to be within the scope of the present claims.

[0029] "Gás ácido" se refere a qualquer gás que produz uma solução ácida quando dissolvido na água. Exemplos não limitativos de gases ácidos incluem sulfeto de hidrogênio (H2S), dióxido de carbono (CO2), dióxido de enxofre (SO2), dissulfeto de carbono (CS2), sulfeto de carbonila (COS), mercaptanos (RSH) ou misturas dos mesmos.[0029] "Acid gas" refers to any gas that produces an acidic solution when dissolved in water. Non-limiting examples of acid gases include hydrogen sulfide (H2S), carbon dioxide (CO2), sulfur dioxide (SO2), carbon disulfide (CS2), carbonyl sulfide (COS), mercaptans (RSH), or mixtures thereof .

[0030] "Outros compostos contendo enxofre" incluem dissulfeto de carbono (CS2), sulfeto de carbonila (COS), mercaptanos (RSH) ou misturas dos mesmos.[0030] "Other sulfur-containing compounds" include carbon disulfide (CS2), carbonyl sulfide (COS), mercaptans (RSH) or mixtures thereof.

[0031] Como usado no presente documento, "cáustico" significa hidróxido de sódio (NaOH).[0031] As used herein, "caustic" means sodium hydroxide (NaOH).

[0032] "Contator de cocorrente" se refere a um vaso que recebe uma corrente de gás e uma corrente de solvente separada de tal maneira que a corrente de gás e a corrente de solvente entrem em contato uma com a outra enquanto fluem geralmente na mesma direção.[0032] "Cocurrent contactor" refers to a vessel that receives a gas stream and a separate solvent stream in such a manner that the gas stream and the solvent stream contact each other while generally flowing in the same direction.

[0033] O termo "cocorrente" ou “de forma cocorrente” se refere ao arranjo interno de fluxos de processo dentro de uma operação unitária que pode ser dividida em várias subseções pelas quais os fluxos de processo fluem na mesma direção.[0033] The term "cocurrent" or “cocurrently” refers to the internal arrangement of process flows within a unitary operation that can be divided into several subsections through which the process flows flow in the same direction.

[0034] Como usado no presente documento, o termo "instalação" é usado como um termo geral para abranger sistemas de coleta de campo de petróleo e gás, sistemas de plataforma de processamento e sistemas de plataforma de poço.[0034] As used herein, the term "facility" is used as a general term to encompass oil and gas field gathering systems, processing platform systems, and well platform systems.

[0035] O termo "gás" é usado de forma intercambiável com "vapor" e é definido como uma substância ou mistura de substâncias no estado gasoso que se distingue do estado líquido ou sólido. Da mesma forma, o termo "líquido" significa uma substância ou mistura de substâncias no estado líquido, distinta do estado gasoso ou sólido.[0035] The term "gas" is used interchangeably with "vapor" and is defined as a substance or mixture of substances in the gaseous state that is distinguished from the liquid or solid state. Likewise, the term "liquid" means a substance or mixture of substances in a liquid state, as distinct from a gaseous or solid state.

[0036] Um "hidrocarboneto" é um composto orgânico que inclui principalmente os elementos hidrogênio e carbono, embora nitrogênio, enxofre, oxigênio, metais ou qualquer número de outros elementos possam estar presentes em pequenas quantidades. Como usado no presente documento, os hidrocarbonetos se referem, em geral, aos componentes encontrados em instalações de processamento de gás natural, óleo ou produto químico.[0036] A "hydrocarbon" is an organic compound that primarily includes the elements hydrogen and carbon, although nitrogen, sulfur, oxygen, metals or any number of other elements may be present in small amounts. As used herein, hydrocarbons generally refer to components found in natural gas, oil, or chemical processing facilities.

[0037] Com relação ao equipamento de processamento de fluido, o termo "em série" significa que dois ou mais dispositivos são colocados ao longo de uma linha de fluxo, de modo que uma corrente de fluido em separação de fluido se desloque de um item de equipamento para o próximo, mantendo o fluxo em direção a jusante substancialmente constante. Da mesma forma, o termo "em linha" significa que dois ou mais componentes de um dispositivo de mistura e separação de fluido são conectados sequencialmente ou, mais preferencialmente, são integrados em um único dispositivo tubular. Da mesma forma, o termo "em paralelo" significa que um fluxo é dividido entre dois ou mais dispositivos, com uma porção do fluxo fluindo através de cada um dos dispositivos.[0037] With respect to fluid processing equipment, the term "in series" means that two or more devices are placed along a flow line so that a stream of fluid in fluid separation moves from an item from one piece of equipment to the next, keeping the flow downstream substantially constant. Likewise, the term "in-line" means that two or more components of a fluid mixing and separation device are connected sequentially or, more preferably, are integrated into a single tubular device. Likewise, the term "parallel" means that a stream is divided between two or more devices, with a portion of the stream flowing through each of the devices.

[0038] O termo "fluxo" indica um material que está fluindo de um primeiro ponto, como uma fonte, para um segundo ponto, como um dispositivo que processa o fluxo. O fluxo pode incluir qualquer fase ou material, mas geralmente é um gás ou líquido. O fluxo pode ser transportado em uma linha ou tubo e, usado no presente documento, a referência ao tubo ou linha também se refere ao fluxo que a linha está carregando e vice-versa.[0038] The term "flow" indicates a material that is flowing from a first point, such as a source, to a second point, such as a device that processes the flow. The flow can include any phase or material, but is usually a gas or liquid. Flow may be carried in a line or tube and, as used herein, reference to the tube or line also refers to the flow that the line is carrying and vice versa.

[0039] "Mercaptanos" são formas substituídas de H2S nas quais uma fração hidrocarbila, R, substitui um dos átomos de hidrogênio. Sua fórmula geral é RSH. As propriedades dos mercaptanos dependem substancialmente do comprimento da cadeia de hidrocarbonetos. Os mercaptanos em solução aquosa também atuam como ácidos, mas são significativamente mais fracos que o H2S. Com o aumento do comprimento da cadeia de hidrocarbonetos, portanto, os mercaptanos se comportam como hidrocarbonetos, o que dificulta sua remoção das correntes de gás de hidrocarbonetos porque o solvente físico ou químico prefere remover o H2S e ou o CO2.[0039] "Mercaptans" are substituted forms of H2S in which a hydrocarbyl moiety, R, replaces one of the hydrogen atoms. Its general formula is RSH. The properties of mercaptans depend substantially on the length of the hydrocarbon chain. Mercaptans in aqueous solution also act as acids, but are significantly weaker than H2S. With increasing hydrocarbon chain length, therefore, mercaptans behave like hydrocarbons, which makes their removal from hydrocarbon gas streams difficult because the physical or chemical solvent prefers to remove H2S and/or CO2.

[0040] "Gás natural" se refere a um gás multicomponente obtido a partir de um poço de petróleo bruto ou de uma formação subterrânea contendo gás. A composição e pressão do gás natural podem variar significativamente. Uma corrente de gás natural típica contém metano (CH4) como componente principal, isto é, mais de 50% em mol da corrente de gás natural é metano. A corrente de gás natural também pode conter etano (C2H6), hidrocarbonetos pesados (por exemplo, hidrocarbonetos C3-C20), um ou mais gases ácidos ou qualquer combinação dos mesmos. O gás natural também pode conter pequenas quantidades de contaminantes, como água, nitrogênio, sulfeto de ferro, cera, petróleo bruto ou qualquer combinação dos mesmos. A corrente de gás natural pode ser substancialmente purificada, de modo a remover compostos que podem atuar como venenos.[0040] "Natural gas" refers to a multicomponent gas obtained from a crude oil well or a gas-bearing underground formation. The composition and pressure of natural gas can vary significantly. A typical natural gas stream contains methane (CH4) as the main component, i.e. more than 50 mol% of the natural gas stream is methane. The natural gas stream may also contain ethane (C2H6), heavy hydrocarbons (e.g., C3-C20 hydrocarbons), one or more acid gases, or any combination thereof. Natural gas may also contain small amounts of contaminants such as water, nitrogen, iron sulfide, wax, crude oil, or any combination thereof. The natural gas stream can be substantially purified to remove compounds that can act as poisons.

[0041] "Coleta" (scavenging) se refere à remoção de um contaminante com um material não regenerável.[0041] "Scavenging" refers to the removal of a contaminant with a non-regenerable material.

[0042] Um "coletor de H2S” é um absorvente líquido ou sólido não regenerável usado para remover H2S e/ou outros compostos contendo enxofre. Exemplos não limitativos de coletores de H2S incluem poliaminas (como triazina), cáustico, alcalina, nitrita, formaldeído, etanodial, sulfeto de amina, etc. Um "sistema de coleta de H2S” é um sistema que usa um coletor de H2S para remover H2S e/ou outros compostos contendo enxofre.[0042] An “H2S collector” is a non-regenerable liquid or solid absorbent used to remove H2S and/or other sulfur-containing compounds. Non-limiting examples of H2S collectors include polyamines (such as triazine), caustic, alkaline, nitrite, formaldehyde , ethanedial, amine sulfide, etc. An “H2S collection system” is a system that uses an H2S collector to remove H2S and/or other sulfur-containing compounds.

[0043] "Substancial" quando usado em referência a uma quantidade ou quantidade de um material, ou uma característica específica do mesmo, refere-se a uma quantidade que é suficiente para fornecer um efeito que o material ou característica foi destinado a fornecer. O grau exato de desvio permitido pode depender, em alguns casos, do contexto específico.[0043] "Substantial" when used in reference to a quantity or amount of a material, or a specific characteristic thereof, refers to an amount that is sufficient to provide an effect that the material or characteristic was intended to provide. The exact degree of deviation permitted may depend, in some cases, on the specific context.

[0044] As presentes técnicas fornecem a coleta de H2S e mercaptanos relacionados a partir de fluxos de gás, como fluxos de gás natural, usando um ou mais sistemas de contato de cocorrente em um processo ou sistema de contato contínuo. Os sistemas de contato de cocorrente revelado no presente documentos incluem estágios compostos principalmente de dispositivos em linha, ou de feixes de dispositivos em linha paralelos, em ambos os casos, os dispositivos e/ou feixes com diâmetros menores que um contator ou separador convencional.[0044] The present techniques provide for the collection of H2S and related mercaptans from gas streams, such as natural gas streams, using one or more cocurrent contact systems in a process or continuous contact system. The cocurrent contact systems disclosed herein include stages composed primarily of in-line devices, or of bundles of parallel in-line devices, in both cases, devices and/or bundles with diameters smaller than a conventional contactor or separator.

[0045] Os sistemas de contato contínuo conhecidos, como o sistema 100 da Figura 1, requerem velocidades comparativamente baixas para evitar o arrastamento do líquido descendente na corrente de gás natural. Além disso, distâncias relativamente longas são úteis para desengatar o H2S da corrente de gás natural 102. Dependendo da taxa de fluxo da corrente de gás, o contator 112 pode ter mais de quatro metros de diâmetro e mais de 30 metros de altura. Para aplicações de alta pressão, o recipiente do contator possui paredes metálicas grossas.Consequentemente, o contator 112 pode ser grande e muito pesado e, por razões semelhantes, o separador 116 pode ser dimensionado de maneira semelhante. Ter contatores e separadores grandes e pesados é geralmente indesejável, particularmente para aplicações de processamento de gás offshore, e pode não ser viável para outras aplicações.[0045] Known continuous contact systems, such as system 100 of Figure 1, require comparatively low velocities to avoid entrainment of the descending liquid in the natural gas stream. Additionally, relatively long distances are useful for disengaging the H2S from the natural gas stream 102. Depending on the flow rate of the gas stream, the contactor 112 can be over four meters in diameter and over 30 meters in height. For high pressure applications, the contactor container has thick metal walls. Consequently, the contactor 112 can be large and very heavy, and for similar reasons, the separator 116 can be similarly sized. Having large, heavy contactors and separators is generally undesirable, particularly for offshore gas processing applications, and may not be viable for other applications.

[0046] Os aspectos revelados usam um ou mais sistemas de contato de cocorrente, dispostos em um esquema de fluxo de cocorrente, para contatar um adsorvente coletor com uma corrente de gás e separar o adsorvente enriquecido da corrente de gás. Especificamente, os aspectos revelados usam um ou mais sistemas de contato cocorrente com coletores à base de triazina para remover H2S e mercaptanos relacionados do gás natural. Em um aspecto, um ou mais sistemas de contato de cocorrente podem ser conectados em série dentro de um tubo. A corrente de gás, que pode ser uma corrente de gás natural, e o sorvente podem se mover juntos, isto é, de forma cocorrente, dentro de cada sistema de contato de cocorrente. Em geral, os contatores de cocorrente podem operar em velocidades de fluido muito mais altas do que as velocidades usadas em contatores e separadores conhecidos; os sistemas de contato de cocorrente tendem a ser menores que os contatores de coleta conhecidos, que podem incluir embalagens ou bandejas. Além disso, os sistemas de contato de cocorrente são menores que os vasos de pressão convencionais com capacidade de processamento equivalente e, portanto, são mais adequados para projeto/construção modular, implantação offshore, aplicações submarinas, aplicações árticas, aplicações remotas, aplicações de remoção de gargalos e aplicações onde poluição visual pode ser um fator. Em muitos casos, dois a três sistemas de contato cocorrente em série podem ser usados para coletar efetivamente o H2S de um fluxo de gás natural.[0046] The disclosed aspects use one or more cocurrent contact systems, arranged in a cocurrent flow scheme, to contact a collecting adsorbent with a gas stream and separate the enriched adsorbent from the gas stream. Specifically, the disclosed aspects use one or more cocurrent contact systems with triazine-based collectors to remove H2S and related mercaptans from natural gas. In one aspect, one or more cocurrent contact systems may be connected in series within a tube. The gas stream, which may be a natural gas stream, and the sorbent may move together, that is, cocurrently, within each cocurrent contact system. In general, cocurrent contactors can operate at fluid velocities much higher than the velocities used in known contactors and separators; cocurrent contact systems tend to be smaller than known collection contactors, which may include packages or trays. Furthermore, cocurrent contact systems are smaller than conventional pressure vessels with equivalent processing capacity and are therefore more suitable for modular design/construction, offshore deployment, subsea applications, arctic applications, remote applications, removal applications of bottlenecks and applications where visual pollution may be a factor. In many cases, two to three cocurrent contact systems in series can be used to effectively collect H2S from a natural gas stream.

[0047] A Figura 2 é um diagrama esquemático de um sistema de coleta de H2S 200 usando um sistema de contato de cocorrente 300 de acordo com aspectos revelados. O sistema 200 usa um coletor de líquidos, ou um coletor de H2S, como a triazina, para separar o H2S de uma corrente de gás natural 202 ou outra corrente de gás. A menção de coletores de líquidos específicos nos aspectos descritos no presente documento e mostrados nas Figuras é não limitativa. Está dentro do escopo da revelação empregar qualquer coletor de H2S adequado nos aspectos e figuras descritos neste documento. Uma corrente de triazina nova 204 a partir de um tanque de suprimento de triazina nova 206 é bombeada, usando a primeira e a segunda bombas paralelas 208, 210, para ser injetada na corrente de gás natural 202 usando um gerador de gotículas 308 associado ao sistema de contato de cocorrente 300. O sistema de contato de cocorrente 300, como será descrito no presente documento mais adiante, fornece tempo de contato suficiente para a triazina reagir e absorver parte ou todo o H2S na corrente de gás natural. A triazina, agora tendo absorvido o H2S, sai do sistema de contato de cocorrente 300 como uma corrente de triazina gasta 217 que é enviada para um tanque de triazina gasta 218. A triazina gasta pode ser armazenada ou descartada de acordo com os princípios conhecidos. A corrente de gás natural, agora tendo H2S removido a partir dela, sai do sistema de contato de cocorrente 300 como uma corrente de gás processada 220.[0047] Figure 2 is a schematic diagram of an H2S collection system 200 using a cocurrent contact system 300 in accordance with disclosed aspects. System 200 uses a liquid trap, or an H2S trap, such as triazine, to separate H2S from a natural gas stream 202 or other gas stream. The mention of specific liquid collectors in the aspects described in this document and shown in the Figures is non-limiting. It is within the scope of the disclosure to employ any suitable H2S collector in the aspects and figures described herein. A fresh triazine stream 204 from a fresh triazine supply tank 206 is pumped, using first and second parallel pumps 208, 210, to be injected into the natural gas stream 202 using a droplet generator 308 associated with the system. cocurrent contact system 300. The cocurrent contact system 300, as will be described hereinafter, provides sufficient contact time for the triazine to react and absorb some or all of the H2S in the natural gas stream. The triazine, now having absorbed the H2S, leaves the cocurrent contact system 300 as a spent triazine stream 217 which is sent to a spent triazine tank 218. The spent triazine can be stored or disposed of according to known principles. The natural gas stream, now having H2S removed from it, exits the cocurrent contact system 300 as a processed gas stream 220.

[0048] A Figura 3 ilustra o sistema de contato de cocorrente 300 em mais detalhes. O sistema de contato de cocorrente 300 pode fornecer a separação de componentes dentro de uma corrente de gás, como a corrente de gás natural 202. O sistema de contato de cocorrente 300 pode incluir um contator de cocorrente 302 que está posicionado em linha dentro de um tubo 304. O contator de cocorrente 302 pode incluir um número de componentes que proporcionam o contato eficiente de uma corrente de gotícula líquida, como corrente de triazina nova 204, com uma corrente de gás corrente, como corrente de gás natural 202, para a separação de sulfeto de hidrogênio (H2S) da corrente de gás natural 202.[0048] Figure 3 illustrates the cocurrent contact system 300 in more detail. The cocurrent contact system 300 may provide separation of components within a gas stream, such as the natural gas stream 202. The cocurrent contact system 300 may include a cocurrent contactor 302 that is positioned in-line within a tube 304. The cocurrent contactor 302 may include a number of components that provide efficient contact of a liquid droplet stream, such as fresh triazine stream 204, with a current gas stream, such as natural gas stream 202, for separation of hydrogen sulfide (H2S) from natural gas stream 202.

[0049] O contator de cocorrente 302 pode incluir um gerador de gotículas 308 e uma seção de transferência de massa 310. Como mostrado na Figura 3, a corrente de gás natural 202 pode ser fluida através do tubo 304 e para o gerador de gotículas 308. A triazina nova a corrente 204 também pode ser fluida para o gerador de gotículas 308, por exemplo, através de um espaço oco 314 acoplado aos canais de fluxo 316 no gerador de gotículas 308.[0049] The cocurrent contactor 302 may include a droplet generator 308 and a mass transfer section 310. As shown in Figure 3, the natural gas stream 202 may be flowed through the tube 304 and to the droplet generator 308 The fresh triazine stream 204 may also be flowed into the droplet generator 308, for example, through a hollow space 314 coupled to the flow channels 316 in the droplet generator 308.

[0050] A partir dos canais de fluxo 316, a corrente de triazina nova 204 é liberada na corrente de gás natural 202 como gotículas finas através dos orifícios de injeção 318 e é, então, escoada para a seção de transferência de massa 310. Isso pode resultar na geração de uma corrente de gás tratada 320 dentro da seção de transferência de massa 310. A corrente de gás tratada 320 pode incluir pequenas gotículas de líquido dispersas em uma fase gasosa. Para processos de coleta de H2S, as gotículas de líquido podem incluir moléculas de H2S da corrente de gás natural 202 que foram absorvidas ou dissolvidas na corrente de triazina nova 204.[0050] From the flow channels 316, the fresh triazine stream 204 is released into the natural gas stream 202 as fine droplets through the injection ports 318 and is then flowed to the mass transfer section 310. This may result in the generation of a treated gas stream 320 within the mass transfer section 310. The treated gas stream 320 may include small liquid droplets dispersed in a gas phase. For H2S collection processes, the liquid droplets may include H2S molecules from the natural gas stream 202 that have been absorbed or dissolved in the fresh triazine stream 204.

[0051] A corrente de gás tratada 320 pode ser escoada da seção de transferência de massa 310 para um sistema de separação 322, que inclui um separador ciclônico 323 e um coletor 324. Alternativamente, o sistema de separação pode incluir uma tela de malha ou um vaso de decantação. De preferência, separadores ciclônicos em linha podem ser utilizados para obter os benefícios da compactação e diâmetro reduzido. O separador ciclônico 323 remove as gotículas de líquido da fase gasosa. As gotículas de triazina líquida, que, como indicado anteriormente, podem incluir H2S absorvido ou dissolvido na corrente de triazina nova 204, são desviadas para o coletor 324, que direciona os líquidos coletados como a corrente de triazina usada 217 para o tanque de triazina usada 218 (Figura 2). Uma linha de purga de gás 332 pode se estender do coletor 324 e opera para injetar novamente o gás presente no coletor no sistema de separação 322. Em um aspecto, esse gás é reinjetado usando um bocal 333 ou um edutor situado dentro do sistema de separação 322. Uma corrente de gás processado 220, da qual a triazina rica em H2S foi separada, sai do sistema de separação 322 em uma orientação em linha com o tubo 304. A quantidade de H2S na corrente de gás processado 220, medida em porcentagem em peso, é menor que a quantidade de H2S na corrente de gás natural 202.[0051] The treated gas stream 320 may be flowed from the mass transfer section 310 to a separation system 322, which includes a cyclonic separator 323 and a collector 324. Alternatively, the separation system may include a mesh screen or a decantation vessel. Preferably, in-line cyclonic separators can be used to obtain the benefits of compaction and reduced diameter. The 323 cyclonic separator removes liquid droplets from the gas phase. The liquid triazine droplets, which, as previously indicated, may include H2S absorbed or dissolved in the fresh triazine stream 204, are diverted to the collector 324, which directs the liquids collected as the used triazine stream 217 to the used triazine tank. 218 (Figure 2). A gas purge line 332 may extend from the manifold 324 and operates to re-inject the gas present in the manifold into the separation system 322. In one aspect, this gas is reinjected using a nozzle 333 or an eductor situated within the separation system. 322. A process gas stream 220, from which the H2S-rich triazine has been separated, exits the separation system 322 in an in-line orientation with the tube 304. The amount of H2S in the process gas stream 220, measured as a percentage in weight, is less than the amount of H2S in the natural gas stream 202.

[0052] A Figura 4A é uma vista frontal do gerador de gotículas 308 de acordo com aspectos revelados. O gerador de gotículas 308 é um dispositivo de contato que pode ser implementado dentro de um contator de cocorrente, por exemplo, no contator de cocorrente 302 descrito em relação ao sistema de contato de cocorrente 300 da Figura 3. A vista frontal do gerador de gotículas 308 representa uma vista a montante do gerador de gotículas.[0052] Figure 4A is a front view of the droplet generator 308 according to disclosed aspects. The droplet generator 308 is a contact device that can be implemented within a cocurrent contactor, for example, in the cocurrent contactor 302 described in relation to the cocurrent contact system 300 of Figure 3. The front view of the droplet generator 308 represents an upstream view of the droplet generator.

[0053] O gerador de gotículas 308 pode incluir um anel de sustentação anular externo 402, um número de raios 404 que se estendem do anel de sustentação anular 402 e um cone de entrada de gás 406. O anel de sustentação anular 402 pode fixar o gerador de gotículas 308 em linha dentro do tubo. Além disso, os raios 404 podem fornecer sustentação para o cone de entrada de gás 406.[0053] The droplet generator 308 may include an outer annular support ring 402, a number of spokes 404 extending from the annular support ring 402, and a gas inlet cone 406. The annular support ring 402 may secure the 308 in-line droplet generator inside the tube. Additionally, the spokes 404 may provide support for the gas inlet cone 406.

[0054] O anel de sustentação anular 402 pode ser projetado como uma conexão flangeada ou como uma luva removível ou fixa dentro do tubo. Além disso, o anel de sustentação anular 402 pode incluir um sistema de alimentação de líquido e um canal oco descrito ainda mais em relação às Figuras 4C e 4D. Uma corrente líquida, tal como a corrente de triazina nova 204, pode ser alimentada ao gerador de gotículas 308 através do canal oco no anel de sustentação anular 402. O canal oco pode permitir a distribuição igual da corrente líquida ao longo do perímetro do gerador de gotículas 308.[0054] The annular support ring 402 can be designed as a flanged connection or as a removable or fixed sleeve within the tube. Furthermore, the annular support ring 402 may include a liquid supply system and a hollow channel further described in relation to Figures 4C and 4D. A liquid stream, such as fresh triazine stream 204, can be fed to the droplet generator 308 through the hollow channel in the annular support ring 402. The hollow channel can allow equal distribution of the liquid stream along the perimeter of the droplet generator. droplets 308.

[0055] Pequenos canais de líquido dentro do anel de sustentação anular 402 podem fornecer um caminho de fluxo para que a corrente de triazina nova flua através dos orifícios de injeção de líquido 408 dentro dos raios 404. Os orifícios de injeção de líquido 408 podem estar localizados próximo ou na borda principal de cada raio 404. A colocação dos orifícios de injeção de líquido 408 nos raios 404 pode permitir que a corrente de triazina seja distribuída uniformemente em uma corrente de gás que é direcionada entre os raios 404. Especificamente, a corrente de triazina nova pode ser contatada pela porção da corrente de gás natural 202 fluindo através dos espaços entre os raios 404 e pode ser cortada em pequenas gotículas e arrastada na fase gasosa.[0055] Small liquid channels within the annular support ring 402 may provide a flow path for the fresh triazine stream to flow through the liquid injection holes 408 within the spokes 404. The liquid injection holes 408 may be located near or at the leading edge of each spoke 404. The placement of liquid injection ports 408 in the spokes 404 may allow the triazine stream to be distributed evenly in a gas stream that is directed between the spokes 404. Specifically, the current of fresh triazine can be contacted by the portion of the natural gas stream 202 flowing through the spaces between the spokes 404 and can be cut into small droplets and entrained in the gas phase.

[0056] Uma porção da corrente de gás natural flui entre os raios para a seção de transferência de massa, enquanto o restante da corrente de gás flui para o cone de entrada de gás 306 através de uma entrada de gás 412. O cone de entrada de gás 406 pode bloquear uma porção da corte transversal do tubo. Os raios 404 incluem fendas de saída de gás 410 que permitem que a corrente de gás natural flua para fora do cone de entrada de gás 406. Isso pode aumentar a velocidade da corrente de gás natural à medida que flui através do tubo. O cone de entrada de gás 406 pode direcionar uma quantidade predeterminada da corrente de gás natural para as fendas de saída de gás 410 nos raios 404.[0056] A portion of the natural gas stream flows between the spokes to the mass transfer section, while the remainder of the gas stream flows to the gas inlet cone 306 through a gas inlet 412. The inlet cone of gas 406 may block a portion of the pipe's cross-section. The spokes 404 include gas outlet slits 410 that allow the natural gas stream to flow out of the gas inlet cone 406. This can increase the speed of the natural gas stream as it flows through the tube. The gas inlet cone 406 may direct a predetermined amount of the natural gas stream to the gas outlet slits 410 in the spokes 404.

[0057] Parte da corrente de triazina nova injetada através dos raios 404 pode ser depositada na superfície dos raios 404 como um filme líquido. À medida que a corrente de gás natural flui através do cone de entrada de gás 406 e é direcionada para fora das fendas de saída de gás 410 nos raios 404, a corrente de gás natural pode varrer ou soprar grande parte do filme líquido da superfície dos raios 404. Isso pode aumentar a dispersão da corrente de triazina nova na fase gasosa. Além disso, a obstrução ao fluxo da corrente de gás natural e o efeito de cisalhamento criado pela saída da corrente de gás natural através das fendas de saída de gás, podem fornecer uma zona com uma taxa de dissipação turbulenta aumentada. Isso pode resultar na geração de gotículas menores que aumentam a taxa de transferência de massa entre a corrente de triazina nova e a corrente de gás natural.[0057] Part of the new triazine stream injected through spokes 404 may be deposited on the surface of spokes 404 as a liquid film. As the natural gas stream flows through the gas inlet cone 406 and is directed out of the gas outlet slits 410 in the spokes 404, the natural gas stream may sweep or blow away much of the liquid film from the surface of the rays 404. This may increase the dispersion of the new triazine stream in the gas phase. Furthermore, obstruction to the flow of the natural gas stream and the shear effect created by the exit of the natural gas stream through the gas outlet slits can provide a zone with an increased turbulent dissipation rate. This can result in the generation of smaller droplets that increase the mass transfer rate between the fresh triazine stream and the natural gas stream.

[0058] As dimensões de vários componentes do gerador de gotículas 308 podem ser variadas de modo que a corrente de gás natural flua a uma velocidade alta. Isto pode ser conseguido através de uma redução repentina no diâmetro do anel de sustentação anular 402 ou uma redução gradual no diâmetro do anel de sustentação anular 402. A parede externa do gerador de gotículas 308 pode estar ligeiramente convergindo em forma, terminando no ponto em que a corrente de gás natural e a corrente de triazina nova são descarregadas no tubo a jusante. Isso pode permitir o cisalhamento e rearrastamento de qualquer filme de triazina, que é removido do gerador de gotículas 308. Além disso, um anel radial para dentro, superfície com ranhurada ou algum outro equipamento adequado, pode ser incluído no diâmetro externo do gerador de gotículas 308, próximo ao ponto em que a corrente de gás natural e a corrente de triazina nova são descarregadas no tubo a jusante. Isso pode aumentar o grau de arrastamento de líquidos na fase gasosa.[0058] The dimensions of various components of the droplet generator 308 can be varied so that the natural gas stream flows at a high speed. This may be accomplished by a sudden reduction in the diameter of the annular support ring 402 or a gradual reduction in the diameter of the annular support ring 402. The outer wall of the droplet generator 308 may be slightly converging in shape, ending at the point where the natural gas stream and the new triazine stream are discharged into the downstream pipe. This may allow shearing and re-entrainment of any triazine film that is removed from the droplet generator 308. Additionally, an inward radial ring, grooved surface, or some other suitable equipment may be included in the outer diameter of the droplet generator. 308, near the point where the natural gas stream and the new triazine stream are discharged into the downstream pipe. This can increase the degree of entrainment of liquids in the gas phase.

[0059] A extremidade a jusante do gerador de gotículas 308 pode descarregar em uma seção de tubo (não mostrada). A seção do tubo pode ser uma seção reta ou uma seção de tubo em expansão concentrada. O cone de entrada de gás 406 pode terminar com um cone de extremidade cega ou um cone de extremidade cônica. Em outros aspectos, o cone de entrada de gás 406 pode terminar com um cone estriado, que pode incluir várias cristas concêntricas ao longo do cone, que fornecem vários locais para a geração de gotículas. Além disso, qualquer número de fendas de saída de gás 410 pode ser fornecido no próprio cone para permitir a remoção do filme de triazina do gerador de gotículas 308.[0059] The downstream end of the droplet generator 308 may discharge into a section of pipe (not shown). The pipe section can be a straight section or a concentrated expanding pipe section. The gas inlet cone 406 may terminate with a blunt end cone or a tapered end cone. In other aspects, the gas inlet cone 406 may terminate with a ribbed cone, which may include multiple concentric ridges along the cone that provide multiple locations for droplet generation. Additionally, any number of gas outlet slits 410 may be provided in the cone itself to allow removal of the triazine film from the droplet generator 308.

[0060] A Figura 4B é uma vista em perspectiva lateral do gerador de gotículas 308. Itens numerados semelhantes são como descritos em relação à Figura 4A. Como mostrado na Figura 4B, a porção a montante do cone de entrada de gás 406 pode-se estender mais para dentro do tubo do que o anel de sustentação anular 402 e os raios 404 na direção a montante. A porção a jusante do cone de entrada de gás 406 também pode-se estender mais para dentro do tubo do que o anel de sustentação anular 402 e os raios 404 na direção a jusante. O comprimento do cone de entrada de gás 406 na direção a jusante depende do tipo de cone na extremidade do cone de entrada de gás 406, como descrito mais adiante em relação às Figuras 4C e 4D.[0060] Figure 4B is a side perspective view of the droplet generator 308. Similar numbered items are as described in relation to Figure 4A. As shown in Figure 4B, the upstream portion of the gas inlet cone 406 may extend further into the tube than the annular support ring 402 and the spokes 404 in the upstream direction. The downstream portion of the gas inlet cone 406 may also extend further into the tube than the annular support ring 402 and the spokes 404 in the downstream direction. The length of the gas inlet cone 406 in the downstream direction depends on the type of cone at the end of the gas inlet cone 406, as described further in relation to Figures 4C and 4D.

[0061] A Figura 4C é uma vista em perspectiva lateral em corte transversal do gerador de gotículas 308 de acordo com um aspecto revelado. Itens numerados semelhantes são os descritos em relação às Figuras 4A e 4B. De acordo com a Figura 4C, o cone de entrada de gás 406 do gerador de gotículas 308 termina com um cone de extremidade cônico 414. Terminar o cone de entrada de gás 406 com um cone de extremidade cônico 414 pode reduzir a queda de pressão geral no tubo causada pelo gerador de gotículas 308.[0061] Figure 4C is a cross-sectional side perspective view of the droplet generator 308 according to a revealed aspect. Similar numbered items are those described in relation to Figures 4A and 4B. According to Figure 4C, the gas inlet cone 406 of the droplet generator 308 terminates with a tapered end cone 414. Terminating the gas inlet cone 406 with a tapered end cone 414 can reduce the overall pressure drop in the tube caused by the droplet generator 308.

[0062] A Figura 4D é uma vista em perspectiva lateral em corte transversal do gerador de gotículas 308a de acordo com outro aspecto revelado. Itens numerados semelhantes são os descritos em relação às Figuras 4A-4C. De acordo com a Figura 4D, o cone de entrada de gás 406a do gerador de gotículas 308a termina com um cone de ponta cega 416. Terminando o cone de entrada de gás 406a com um cone de ponta cega 416 pode incentivar a formação de gotículas no centro do tubo.[0062] Figure 4D is a cross-sectional side perspective view of the droplet generator 308a according to another aspect disclosed. Similar numbered items are those described in relation to Figures 4A-4C. According to Figure 4D, the gas inlet cone 406a of the droplet generator 308a terminates with a blunt-ended cone 416. Terminating the gas inlet cone 406a with a blunt-ended cone 416 may encourage droplet formation in the center of the tube.

[0063] O sistema de coleta de H2S 200 emprega um sistema de contato de cocorrente 300. Em algumas circunstâncias, pode ser desejável usar mais de um sistema de contato de cocorrente. A Figura 5 mostra um sistema de coleta de H2S 500 de acordo com outro aspecto da revelação. Como no sistema de coleta de H2S 200, o sistema de remoção de H2S 500 utiliza um coletor de H2S líquido, como a triazina, para separar o H2S de um fluxo de gás natural 502 ou outro fluxo de gás. Uma pluralidade de sistemas de contato de cocorrente 503a, 503b e 503n são arranjados em série. O uso da nomenclatura da letra (ou seja, 'a', 'b', 'n' etc.) em conjunto com os caracteres numéricos de referência mencionados no presente documento é apenas para facilitar a referência e não é limitativo. Por exemplo, aqueles versados na técnica entenderão que um conjunto ilustrado de sistemas de contato de cocorrente 503a- 503n pode, em vários aspectos, compreender dois, quatro, cinco ou mais sistemas de contato de cocorrente. Três sistemas de contato de cocorrente são mostrados na Figura 5. O fluxo de gás que sai de todos, exceto o último dos sistemas de contato de cocorrente (ou seja, 503a, 503b) é o fluxo de gás inserido no próximo sistema de contato de cocorrente respectivo (ou seja, 503b, 503n) e a corrente de gás que sai do último sistema de contato de cocorrente 503n é uma corrente de gás processada 520 tendo todo ou parte de H2S removida da mesma. Uma corrente de triazina nova 504 de um tanque de suprimento de triazina nova 506 é bombeada, usando a primeira e a segunda bombas paralelas 508, 510, a serem injetadas em cada um dos geradores de gotículas 509a, 509b, ... 509n associados aos respectivos sistemas de contato de cocorrente 503a, 503b, ... 503n. A mistura líquida de triazina/ H2S sai de cada sistema de contato de cocorrente 503a, 503b, . 503n como um fluxo de triazina gasto 517 que é enviado para um tanque de triazina gasto 518 para ser armazenado e/ou descartado.[0063] The H2S collection system 200 employs a cocurrent contact system 300. In some circumstances, it may be desirable to use more than one cocurrent contact system. Figure 5 shows an H2S collection system 500 according to another aspect of the disclosure. Like the H2S collection system 200, the H2S removal system 500 uses a liquid H2S collector, such as triazine, to separate H2S from a natural gas stream 502 or other gas stream. A plurality of cocurrent contact systems 503a, 503b and 503n are arranged in series. The use of letter nomenclature (i.e. 'a', 'b', 'n' etc.) in conjunction with the reference numeric characters mentioned herein is for ease of reference only and is not limiting. For example, those skilled in the art will understand that an illustrated set of cocurrent contact systems 503a-503n may, in various aspects, comprise two, four, five or more cocurrent contact systems. Three cocurrent contact systems are shown in Figure 5. The gas flow exiting all but the last of the cocurrent contact systems (i.e., 503a, 503b) is the gas flow entering the next cocurrent contact system. respective cocurrent (i.e., 503b, 503n) and the gas stream leaving the last cocurrent contact system 503n is a processed gas stream 520 having all or part of H2S removed therefrom. A stream of fresh triazine 504 from a fresh triazine supply tank 506 is pumped, using first and second parallel pumps 508, 510, to be injected into each of the droplet generators 509a, 509b, ... 509n associated with the respective cocurrent contact systems 503a, 503b, ... 503n. The liquid triazine/H2S mixture leaves each cocurrent contact system 503a, 503b, . 503n as a stream of spent triazine 517 that is sent to a spent triazine tank 518 to be stored and/or discarded.

[0064] O sistema de coleta de H2S 500 pode ser denominado uma configuração de alimentação de líquido paralela porque a corrente de triazina nova 504 é alimentada aos geradores de gotículas de cada um dos sistemas de contato de corrente cocorrente 503a, 503b, . 503n. A Figura 6 mostra um sistema de coleta de H2S 600 de acordo com ainda outro aspecto da revelação, que pode ser denominado uma configuração de alimentação de líquido de contracorrente. Como nos sistemas de coleta de H2S 200 e 500, o sistema de coleta de H2S 600 usa um coletor de H2S líquido, como a triazina, para separar o H2S de uma corrente de gás natural 602 ou outra corrente de gás. Uma pluralidade de sistemas de contato de cocorrente 603a, 603b, ... 603n são dispostos em série. Três sistemas de contato de cocorrente são mostrados na Figura 6, embora o uso de maior ou menor número de sistemas de contato de cocorrente esteja dentro do escopo da presente revelação. O fluxo de gás que sai de todos, exceto o último dos sistemas de contato de cocorrente (ou seja, 603a, 603b) é o fluxo de gás inserido no próximo sistema de contato de cocorrente respectivo (ou seja, 603b, 603n) e o fluxo de gás que sai do o último sistema de contato de cocorrente 603n é uma corrente de gás processada 620 tendo todo ou parte de H2S dele removida. Uma corrente de triazina nova 604 a partir de um tanque de fornecimento de triazina nova 606 é bombeada, usando primeira e segunda bombas paralelas 608, 610, para serem injetadas no gerador de gotículas 609n associado ao último sistema de contato de cocorrente 603n. A linha de mistura líquida triazina/ H2S 611n que sai do último sistema de contato de cocorrente 603n é bombeada usando uma bomba 622n, opcionalmente resfriada com um refrigerador (não mostrado), e inserida no gerador de gotículas 609b do sistema de contato de cocorrente anterior em série com o mesmo (que na Figura 6 é o segundo sistema de contato de cocorrente 603b). A linha de mistura de triazina líquida/ H2S 611b que sai do segundo sistema de contato de cocorrente 603b é bombeada usando uma bomba 622b, opcionalmente resfriada com um refrigerador (não mostrado), para entrada no gerador de gotículas 609a do primeiro sistema de contato de cocorrente 603a. A mistura de triazina líquida/ H2S 617, que sai do primeiro sistema de contato de cocorrente 603a é uma corrente de triazina usada 617, que é enviada para um tanque de triazina usada 618 para ser armazenada e/ou descartada. Um tanque de (não mostrado) pode ser colocado em cada uma das linhas 611b, 611n antes das respectivas bombas 622b, 622n. Além de evitar a cavitação nas bombas 622b, 622n, é possível que uma pequena quantidade de dióxido de carbono possa sofrer flash (particularmente se o coletor semi- simpleslean for pressionado para diminuir a pressão) e uma pequena quantidade de capacidade do coletor possa ser recuperada.[0064] The H2S collection system 500 can be called a parallel liquid feed configuration because the fresh triazine stream 504 is fed to the droplet generators of each of the cocurrent current contact systems 503a, 503b, . 503n. Figure 6 shows an H2S collection system 600 in accordance with yet another aspect of the disclosure, which may be termed a countercurrent liquid feed configuration. Like the H2S 200 and 500 collection systems, the H2S 600 collection system uses a liquid H2S collector, such as triazine, to separate H2S from a natural gas 602 stream or other gas stream. A plurality of cocurrent contact systems 603a, 603b, ... 603n are arranged in series. Three cocurrent contact systems are shown in Figure 6, although the use of greater or lesser numbers of cocurrent contact systems is within the scope of the present disclosure. The gas flow exiting all but the last of the cocurrent contact systems (i.e., 603a, 603b) is the gas flow entered into the next respective cocurrent contact system (i.e., 603b, 603n) and the gas stream exiting the last cocurrent contact system 603n is a processed gas stream 620 having all or part of the H2S removed therefrom. A stream of fresh triazine 604 from a fresh triazine supply tank 606 is pumped, using first and second parallel pumps 608, 610, to be injected into the droplet generator 609n associated with the last cocurrent contact system 603n. The triazine/H2S liquid mixing line 611n leaving the last cocurrent contact system 603n is pumped using a pump 622n, optionally cooled with a cooler (not shown), and inserted into the droplet generator 609b of the previous cocurrent contact system in series with the same (which in Figure 6 is the second cocurrent contact system 603b). The liquid triazine/H2S mixing line 611b exiting the second cocurrent contact system 603b is pumped using a pump 622b, optionally cooled with a cooler (not shown), to enter the droplet generator 609a of the first cocurrent contact system. cocurrent 603a. The liquid triazine/H2S mixture 617 exiting the first cocurrent contact system 603a is a used triazine stream 617, which is sent to a used triazine tank 618 to be stored and/or discarded. A tank (not shown) may be placed in each of the lines 611b, 611n before the respective pumps 622b, 622n. In addition to preventing cavitation in the 622b, 622n pumps, it is possible that a small amount of carbon dioxide may flash (particularly if the semi-simpleslean collector is depressed to decrease pressure) and a small amount of collector capacity may be recovered. .

[0065] A Figura 7 ilustra um sistema de coleta de H2S 700 de acordo com outro aspecto da revelação. O sistema de coleta de H2S 700 permite que um ou mais sistemas de contato de cocorrente compactos associados a ele funcionem enquanto recircula um produto químico coletor de H2S líquido não regenerável, por exemplo, triazina, para a remoção de H2S de uma corrente de gás natural 702. Como mostrado em A Figura 7, primeiro e segundo tanques 706, 718 são fornecidos para armazenar o coletor de H2S líquido não regenerável. Uma ou mais bombas, representadas pela bomba 708, pressurizam o coletor de líquidos dos tanques de armazenamento a serem injetados no gerador de gotículas 709 de um ou mais sistemas de contato de cocorrente, representados pelo sistema de contato de cocorrente 703. A bomba 708 pode ser configurada para aspirar do primeiro ou do segundo tanque 706, 718, abrindo/fechando a primeira e/ou a segunda válvula de isolamento 732, 734. Após interagir com a corrente de gás natural 702 no sistema de contato de corrente atual 703, o coletor de líquido é retornado para primeiro tanque 706 ou segundo tanque 718, abrindo/fechando a terceira e/ou quarta válvulas de isolamento 738, 740. Por conseguinte, o sistema de coleta de H2S 700 pode ser operado nos seguintes modos:[0065] Figure 7 illustrates an H2S collection system 700 according to another aspect of the disclosure. The H2S collection system 700 allows one or more compact cocurrent contact systems associated therewith to operate while recirculating a non-regenerable liquid H2S collector chemical, e.g., triazine, for the removal of H2S from a natural gas stream 702. As shown in Figure 7, first and second tanks 706, 718 are provided for storing the non-regenerable liquid H2S collector. One or more pumps, represented by pump 708, pressurize the collector of liquids from storage tanks to be injected into the droplet generator 709 of one or more cocurrent contact systems, represented by cocurrent contact system 703. Pump 708 can be configured to draw from the first or second tank 706, 718 by opening/closing the first and/or second isolation valve 732, 734. After interacting with the natural gas stream 702 in the current current contact system 703, the liquid collector is returned to first tank 706 or second tank 718 by opening/closing the third and/or fourth isolation valves 738, 740. Therefore, the H2S collection system 700 can be operated in the following modes:

[0066] Modo 1: Primeira recirculação do tanque: o líquido do primeiro tanque 706 é enviado para o sistema de contato de cocorrente 703 e o líquido do sistema de contato de cocorrente 703 é retornado para o primeiro tanque 706.[0066] Mode 1: First tank recirculation: the liquid from the first tank 706 is sent to the cocurrent contact system 703 and the liquid from the cocurrent contact system 703 is returned to the first tank 706.

[0067] Modo 2: Recirculação do segundo tanque: o líquido do segundo tanque 718 é enviado para o sistema de contato de cocorrente 703 e o líquido do sistema de contato de cocorrente 703 é retornado para o segundo tanque 718.[0067] Mode 2: Second tank recirculation: the liquid from the second tank 718 is sent to the cocurrent contact system 703 and the liquid from the cocurrent contact system 703 is returned to the second tank 718.

[0068] Modo 3: Primeiro tanque de passagem única: o líquido do primeiro tanque 706 é enviado para o sistema de contato de cocorrente 703, e o líquido do sistema de contato de cocorrente 703 é enviado para o segundo tanque de 718.[0068] Mode 3: Single-pass first tank: the liquid from the first tank 706 is sent to the cocurrent contact system 703, and the liquid from the cocurrent contact system 703 is sent to the second tank 718.

[0069] Modo 4: segundo tanque de passagem única: líquido do segundo tanque 718 é enviado para o sistema de contato de cocorrente 703 e o líquido do sistema de contato de cocorrente 703 é enviado para o primeiro tanque 706.[0069] Mode 4: single-pass second tank: liquid from the second tank 718 is sent to the cocurrent contact system 703 and the liquid from the cocurrent contact system 703 is sent to the first tank 706.

[0070] Os modos 1 e 2 acima permitem uma maior utilização química do coletor de líquidos em comparação com os modos 3 e 4. Por exemplo, no modo 3, o primeiro tanque 706 é o tanque de armazenamento de "Produto químico novo" e o segundo tanque 718 é o tanque de armazenamento de “resíduos” ou de “coletor gasto”. O líquido “residual” armazenado no segundo tanque foi usado para tratar o gás natural; no entanto, o coletor de líquidos pode reter certa quantidade de capacidade de coleta para tratar ainda mais a corrente de gás natural 702. No modo 1 descrito acima, o líquido "residual" é reutilizado para tratar a corrente de gás natural até um ponto em que a capacidade de coleta do coletor de líquidos foi esgotada, resultando em uma maior utilização do coletor de líquidos.[0070] Modes 1 and 2 above allow for greater chemical utilization of the liquid collector compared to modes 3 and 4. For example, in mode 3, the first tank 706 is the "New Chemical" storage tank and the second tank 718 is the “waste” or “spent collector” storage tank. The “waste” liquid stored in the second tank was used to treat natural gas; however, the liquid collector may retain a certain amount of collection capacity to further treat the natural gas stream 702. In mode 1 described above, the "waste" liquid is reused to treat the natural gas stream to a point at that the collection capacity of the liquid collector has been exhausted, resulting in increased utilization of the liquid collector.

[0071] Outra característica do sistema de coleta de H2S 700 é que o tratamento químico contínuo do gás processado pode ser realizado utilizando o primeiro e o segundo tanques de armazenamento 706, 718. Especificamente, com o primeiro e o segundo tanques 706, 718, o processo pode ser operado continuamente enquanto os tanques estão em operação semilote. Por exemplo, no modo 1 discutido acima, o coletor de líquidos no primeiro tanque 706 é usado exclusivamente e será consumido ao longo do tempo. A primeira e a terceira válvula de isolamento 732, 738 estão abertas e a segunda e a quarta válvula de isolamento 734, 740 estão fechadas. Durante a operação com o primeiro tanque 706, o segundo tanque 718 pode ser preenchido com coletor de líquido novo. Ao se aproximar do fim da vida útil do coletor de líquidos no primeiro tanque 706, a primeira e a terceira válvulas de isolamento 732, 738 são fechadas e a segunda e quarta válvulas de isolamento 734, 740 são abertas. Desta maneira, o coletor de líquido novo do segundo tanque 718 pode ser bombeado pela bomba 708 para ser usado pelo sistema de contato de cocorrente 703. Em seguida, o coletor de líquido gasto no primeiro tanque 706 pode ser removido e substituído pelo coletor de líquido novo. Ao aproximar-se do fim da vida útil do coletor de líquidos no segundo tanque 718, os tanques são novamente trocados invertendo a abertura/fechamento das válvulas de isolamento, de modo que o primeiro tanque 706 seja novamente colocado em serviço. Esse ciclo pode se repetir indefinidamente sem exigir que o processo de coleta seja encerrado.[0071] Another feature of the H2S collection system 700 is that continuous chemical treatment of the processed gas can be carried out using the first and second storage tanks 706, 718. Specifically, with the first and second tanks 706, 718, the process can be operated continuously while the tanks are in semi-batch operation. For example, in mode 1 discussed above, the liquid collector in the first tank 706 is used exclusively and will be consumed over time. The first and third isolation valves 732, 738 are open and the second and fourth isolation valves 734, 740 are closed. During operation with the first tank 706, the second tank 718 can be filled with new liquid collector. When approaching the end of service life of the liquid collector in the first tank 706, the first and third isolation valves 732, 738 are closed and the second and fourth isolation valves 734, 740 are opened. In this way, the new liquid collector from the second tank 718 can be pumped by the pump 708 to be used by the cocurrent contact system 703. Then the spent liquid collector in the first tank 706 can be removed and replaced by the liquid collector new. When approaching the end of the useful life of the liquid collector in the second tank 718, the tanks are exchanged again by reversing the opening/closing of the isolation valves, so that the first tank 706 is put back into service. This cycle can repeat indefinitely without requiring the collection process to be terminated.

[0072] Muitos sistemas de aminas ativadas removem o CO2 para níveis bem abaixo da especificação de 50 ppm para o GNL, às vezes para 2-3 ppm de CO2 (e 23 ppm de H2S). Com esses níveis muito baixos de H2S e CO2no gás tratado, o cáustico pode ser usado efetivamente como um coletor para remover compostos orgânicos de enxofre, como mercaptanos, com relativamente pouca perda irreversível de bicarbonato e bissulfeto. A Figura 8 mostra um sistema de remoção de H2S 800, incluindo um sistema de contato de cocorrente 803, que pode ser usado para remoção de mercaptanos e outros compostos contendo enxofre de uma corrente de gás natural 802 ou outra corrente de gás. O sistema 800 usa um coletor de H2S líquido e, de preferência, cáustico, para separar os mercaptanos e/ou outros compostos contendo enxofre de uma corrente de gás natural 802. Uma corrente de cáustico 804 é combinada com a corrente de gás natural 802 em um gerador de gotículas 809 do sistema de contato de cocorrente 803 de acordo com os princípios revelados anteriormente. O sistema de contato de cocorrente 803 e o gerador de gotículas 809 são semelhantes em construção e operação aos sistemas de contato de cocorrente e geradores de gotículas revelados respectivamente nas Figuras anteriores. O sistema de contato de cocorrente 803 fornece tempo de contato suficiente para o cáustico reagir e absorver parte ou todos os mercaptanos e/ou outros compostos contendo enxofre na corrente de gás natural 802. Uma corrente de gás processada 820, tendo mercaptanos e/ou outros compostos contendo enxofre removidos a partir dele, sai do sistema de contato de cocorrente. O cáustico, que agora inclui os mercaptanos e pode ser denominado cáustico gasto, sai do sistema de contato de cocorrente 803 e é direcionado de volta ao gerador de gotículas 809 após ser bombeado por uma bomba 810 e resfriado por um refrigerador, trocador de calor ou elemento de resfriamento 811. Uma linha de cáustico gasto 812 permite que o cáustico gasto seja retirado seletivamente da corrente de cáustico 804 para ser armazenado ou descartado. Uma linha de cáustico nova 814 permite que uma injeção de cáustico nova seja injetada na corrente de cáustico 804 para manter a corrente de cáustico 804 em uma quantidade necessária para coletar mercaptanos ou outros compostos contendo enxofre na corrente de gás natural 802.[0072] Many activated amine systems remove CO2 to levels well below the 50 ppm specification for LNG, sometimes to 2-3 ppm CO2 (and 23 ppm H2S). With these very low levels of H2S and CO2 in the treated gas, caustic can be used effectively as a trap to remove organic sulfur compounds such as mercaptans with relatively little irreversible loss of bicarbonate and disulfide. Figure 8 shows an H2S removal system 800, including a cocurrent contact system 803, which can be used for removing mercaptans and other sulfur-containing compounds from a natural gas stream 802 or other gas stream. System 800 uses a liquid and preferably caustic H2S collector to separate mercaptans and/or other sulfur-containing compounds from a natural gas stream 802. A caustic stream 804 is combined with the natural gas stream 802 in a droplet generator 809 of the cocurrent contact system 803 in accordance with the principles disclosed above. The cocurrent contact system 803 and the droplet generator 809 are similar in construction and operation to the cocurrent contact systems and droplet generators disclosed respectively in the previous Figures. The cocurrent contact system 803 provides sufficient contact time for the caustic to react and absorb some or all of the mercaptans and/or other sulfur-containing compounds in the natural gas stream 802. A processed gas stream 820, having mercaptans and/or other sulfur-containing compounds removed from it, leaves the cocurrent contact system. The caustic, which now includes the mercaptans and may be called spent caustic, leaves the cocurrent contact system 803 and is directed back to the droplet generator 809 after being pumped by a pump 810 and cooled by a cooler, heat exchanger or cooling element 811. A spent caustic line 812 allows spent caustic to be selectively removed from the caustic stream 804 for storage or disposal. A fresh caustic line 814 allows a fresh caustic injection to be injected into the caustic stream 804 to maintain the caustic stream 804 in an amount necessary to collect mercaptans or other sulfur-containing compounds in the natural gas stream 802.

[0073] A reação entre o cáustico de alto pH e os mercaptanos produz mercaptídeos. É possível, portanto, reciclar e reutilizar o cáustico removendo os mercaptídeos do cáustico. A Figura 9 mostra um sistema de coleta de H2S 900 de acordo com outro aspecto da revelação, no qual o cáustico é regenerável e/ou reciclável. O sistema de remoção de H2S 900 é semelhante ao sistema de remoção de H2S 800, como descrito anteriormente, e é particularmente adequado para a remoção de mercaptanos e outros compostos contendo enxofre de uma corrente de gás natural. Uma corrente de cáustico 904 é combinada com uma corrente de gás natural 902 em um gerador de gotículas 909 de um sistema de contato de cocorrente 903 de acordo com os princípios revelados anteriormente. O sistema de contato de cocorrente 903 e o gerador de gotículas 909 são semelhantes em construção e operação aos sistemas de contato de cocorrente e geradores de gotículas revelados respectivamente nas Figuras anteriores. O sistema de contato de cocorrente 903 fornece tempo de contato suficiente para o cáustico reagir e produzir mercaptídeos. Uma corrente de gás processada 920, livre de mercaptídeos e/ou de outros compostos contendo enxofre, sai do sistema de contato de cocorrente. Parte ou todo o cáustico gasto que sai do sistema de contato de cocorrente 903 pode ser direcionado para um regenerador 906, em que o ar reage com os mercaptídeos para formar dissulfetos. Os dissulfetos formam uma fase líquida separada do cáustico e podem ser facilmente decantados do cáustico para formar uma corrente de dissulfeto 907. A corrente de cáustico regenerada (ou nova), que teve mercaptanos, mercaptídeos e/ou dissulfetos removidos a partir dela, pode ser retornada para a corrente de cáustico 904 a ser reutilizada no sistema de contato de cocorrente 903. Uma bomba 910 e um resfriador, trocador de calor ou elemento de resfriamento 911 também podem ser usados para manter a corrente de cáustico 904 na temperatura e pressão adequadas para entrar em contato e misturar com a corrente de gás natural 902.[0073] The reaction between high pH caustic and mercaptans produces mercaptides. It is therefore possible to recycle and reuse caustic by removing the mercaptides from the caustic. Figure 9 shows an H2S 900 collection system according to another aspect of the disclosure, in which the caustic is regenerable and/or recyclable. The H2S removal system 900 is similar to the H2S removal system 800 as previously described and is particularly suitable for removing mercaptans and other sulfur-containing compounds from a natural gas stream. A caustic stream 904 is combined with a natural gas stream 902 in a droplet generator 909 of a cocurrent contact system 903 in accordance with the principles previously disclosed. The cocurrent contact system 903 and the droplet generator 909 are similar in construction and operation to the cocurrent contact systems and droplet generators disclosed respectively in the previous Figures. The 903 cocurrent contact system provides sufficient contact time for the caustic to react and produce mercaptides. A processed gas stream 920, free of mercaptides and/or other sulfur-containing compounds, exits the cocurrent contact system. Some or all of the spent caustic exiting the cocurrent contact system 903 may be directed to a regenerator 906, where the air reacts with the mercaptides to form disulfides. The disulfides form a liquid phase separate from the caustic and can be easily decanted from the caustic to form a disulfide stream 907. The regenerated (or new) caustic stream, which has had mercaptans, mercaptides and/or disulfides removed from it, can be returned to the caustic stream 904 to be reused in the cocurrent contact system 903. A pump 910 and a cooler, heat exchanger, or cooling element 911 may also be used to maintain the caustic stream 904 at the appropriate temperature and pressure for contact and mix with the natural gas stream 902.

[0074] As Figuras 8 e 9 revelam sistemas de coleta de H2S que incluem um único sistema de contato de cocorrente. Está dentro do escopo da revelação incluir vários sistemas de contato de cocorrente em qualquer um dos sistemas de coleta de H2S revelados, em série ou em paralelo. A Figura 10 mostra um sistema de coleta de H2S de vários estágios 1000 que inclui vários sistemas de contato de cocorrente - no aspecto representado, o primeiro e segundo sistemas de contato de cocorrente 1003a, 1003b - para remover mercaptanos ou outros compostos contendo enxofre de um fluxo de gás natural 1002 ou outro fluxo de gás. O sistema de remoção de H2S de vários estágios 1000 é semelhante aos sistemas de remoção de H2S 800 e 900, como descrito anteriormente. Uma primeira corrente de cáustico 1004a é combinada com a corrente de gás natural 1002 em um gerador de gotículas 1009a do primeiro sistema de contato de cocorrente 1003a de acordo com os princípios revelados anteriormente. Uma primeira corrente de gás processada 1020a, que teve mercaptanos, mercaptídeos e/ou outros compostos contendo enxofre removidos a partir dela, sai do sistema de contato de cocorrente. O cáustico, que agora inclui os mercaptanos, sai do primeiro sistema de contato de cocorrente 1003a e é direcionado de volta ao gerador de gotículas 1009a após ser bombeado por uma bomba 1010a e resfriado por um resfriador, trocador de calor ou elemento de resfriamento 1011a.[0074] Figures 8 and 9 reveal H2S collection systems that include a single cocurrent contact system. It is within the scope of the disclosure to include multiple cocurrent contact systems in any of the disclosed H2S collection systems, in series or in parallel. Figure 10 shows a multistage H2S collection system 1000 that includes several cocurrent contact systems - in the depicted aspect, the first and second cocurrent contact systems 1003a, 1003b - for removing mercaptans or other sulfur-containing compounds from a natural gas stream 1002 or other gas stream. The multi-stage H2S removal system 1000 is similar to the H2S removal systems 800 and 900 as previously described. A first caustic stream 1004a is combined with the natural gas stream 1002 in a droplet generator 1009a of the first cocurrent contact system 1003a in accordance with the principles previously disclosed. A first processed gas stream 1020a, which has had mercaptans, mercaptides and/or other sulfur-containing compounds removed therefrom, exits the cocurrent contact system. The caustic, which now includes the mercaptans, exits the first cocurrent contact system 1003a and is directed back to the droplet generator 1009a after being pumped by a pump 1010a and cooled by a chiller, heat exchanger, or cooling element 1011a.

[0075] Uma segunda corrente de cáustico 1004b é combinada com a primeira corrente de gás processada 1020a em um gerador de gotículas 1009b do próximo sistema de contato de cocorrente em série com o mesmo, que no aspecto representado é o segundo sistema de contato de cocorrente 1003b. O segundo sistema de contato de cocorrente 1003b, trabalhando de acordo com os princípios revelados anteriormente, produz uma segunda corrente de gás processada 1020b, que é livre de mercaptanos, mercaptídeos e/ou outros compostos contendo enxofre. O cáustico, que agora inclui os mercaptanos, mercaptídeos e/ou outros compostos contendo enxofre, sai do segundo sistema de contato de cocorrente 1003b e é direcionado de volta ao gerador de gotículas 1009b após ser bombeado por uma bomba 1010b e resfriado por um resfriador, trocador de calor ou elemento de resfriamento 1011b.[0075] A second caustic stream 1004b is combined with the first processed gas stream 1020a in a droplet generator 1009b of the next cocurrent contact system in series therewith, which in the depicted aspect is the second cocurrent contact system 1003b. The second cocurrent contact system 1003b, working in accordance with the principles disclosed previously, produces a second processed gas stream 1020b, which is free of mercaptans, mercaptides and/or other sulfur-containing compounds. The caustic, which now includes the mercaptans, mercaptides and/or other sulfur-containing compounds, leaves the second cocurrent contact system 1003b and is directed back to the droplet generator 1009b after being pumped by a pump 1010b and cooled by a chiller. heat exchanger or cooling element 1011b.

[0076] A primeira e a segunda correntes de cáustico 1004a, 1004b são configuradas nocionalmente para circular independentemente no primeiro e no segundo sistemas de contato de cocorrente 1003a, 1003b, respectivamente. No entanto, para remover o cáustico gasto e injetar cáustico novo no sistema 1000, a primeira e a segunda correntes de cáustico 1004a, 1004b podem ser conectadas. Uma corrente de cáustico gasto 1012 pode ser seletivamente retirada da primeira corrente de cáustico 1004a para ser armazenada, regenerada ou de outra forma descartada, e uma corrente de cáustico nova 1014 pode ser injetada na segunda corrente de cáustico 1004b. Uma válvula 1022 pode ser operada para conectar separadamente a primeira e a segunda correntes de cáustico 1004a, 1004b quando o cáustico é retirado e/ou injetado, de modo que ambas as correntes de cáustico possam ser mantidas em volume e sendo suficientemente novas para coletar efetivamente mercaptanos e/ou outros compostos contendo enxofre na corrente de gás natural 1002 e/ou na primeira corrente de gás processada 1020a.[0076] The first and second caustic currents 1004a, 1004b are notionally configured to circulate independently in the first and second cocurrent contact systems 1003a, 1003b, respectively. However, to remove spent caustic and inject fresh caustic into system 1000, first and second caustic streams 1004a, 1004b may be connected. A spent caustic stream 1012 may be selectively withdrawn from the first caustic stream 1004a to be stored, regenerated, or otherwise discarded, and a fresh caustic stream 1014 may be injected into the second caustic stream 1004b. A valve 1022 may be operated to separately connect the first and second caustic streams 1004a, 1004b when the caustic is withdrawn and/or injected, so that both caustic streams can be maintained in volume and being fresh enough to effectively collect mercaptans and/or other sulfur-containing compounds in the natural gas stream 1002 and/or in the first processed gas stream 1020a.

[0077] Os sistemas de contato de cocorrente revelados até agora foram descritos como dispostos em série; no entanto, múltiplos sistemas de contato de cocorrente podem ser dispostos em paralelo em um sistema de coleta de H2S. Tal arranjo paralelo pode permitir que os múltiplos sistemas de contato de cocorrente sejam dispostos dentro de um único tubo ou vaso maior, de modo que os sistemas de contato de cocorrente estejam dentro de um único limite de pressão. Tal arranjo é descrito mais detalhadamente na Publicação de Pedido de Patente US No. US2016/0199774, intitulada "Separação de Impurezas de uma Corrente Fluida Utilizando Contatores Cocorrentes Múltiplos", cuja revelação é incorporada ao presente documento a título de referência em sua totalidade.[0077] The cocurrent contact systems disclosed thus far have been described as arranged in series; however, multiple cocurrent contact systems can be arranged in parallel in an H2S collection system. Such a parallel arrangement may allow multiple cocurrent contact systems to be arranged within a single larger pipe or vessel such that the cocurrent contact systems are within a single pressure limit. Such an arrangement is described in more detail in US Patent Application Publication No. US2016/0199774, entitled "Separation of Impurities from a Fluid Stream Using Multiple Cocurrent Contactors", the disclosure of which is incorporated herein by reference in its entirety.

[0078] Os sistemas de contato de cocorrente revelado no presente documentos foram descritos nas Figuras como dispostos horizontalmente. Está dentro do escopo da presente revelação para os sistemas de coleta de H2S revelado no presente documentos usar um ou mais sistemas de contato de corrente alternada orientados verticalmente, conforme desejado ou necessário. Esses sistemas de contato de corrente alternada orientados verticalmente podem reduzir a área de cobertura do sistema de coleta de H2S, aumentando, assim, sua utilidade em aplicações ou situações em que o espaço é escasso.[0078] The cocurrent contact systems disclosed in the present documents were described in the Figures as arranged horizontally. It is within the scope of the present disclosure for the H2S collection systems disclosed in the present documents to use one or more vertically oriented alternating current contact systems as desired or necessary. These vertically oriented AC contact systems can reduce the footprint of the H2S collection system, thereby increasing their usefulness in applications or situations where space is at a premium.

[0079] Aspectos da revelação demonstraram até o momento o uso e os benefícios dos sistemas de contato de cocorrente nas operações de coleta de H2S em sistemas de contato contínuo. Também é possível usar parte do sistema de contato de cocorrente revelado para aumentar a eficiência dos processos de coleta baseados em injeção direta. A Figura 11 representa esquematicamente uma porção de um gasoduto 1100 na qual um gerador de gotículas 1108 está instalado. O gerador de gotículas 1108 é semelhante ao gerador de gotículas 308 descrito anteriormente. O gerador de gotículas 1108 mistura uma corrente de gás natural 1104 com um coletor de líquidos, como triazina, como revelado anteriormente. O coletor de líquido pode então sair da tubulação de gás natural 1100 através de um dreno 1109 disposto a uma distância apropriada a jusante do gerador de gotículas. O gerador de gotículas melhora a eficiência da mistura entre a corrente de gás natural e o coletor de líquidos, reduzindo, assim, a quantidade de coletor de líquidos necessária para uma aplicação.[0079] Aspects of the disclosure have thus far demonstrated the use and benefits of cocurrent contact systems in H2S collection operations in continuous contact systems. It is also possible to use part of the disclosed cocurrent contact system to increase the efficiency of direct injection-based collection processes. Figure 11 schematically represents a portion of a gas pipeline 1100 in which a droplet generator 1108 is installed. The droplet generator 1108 is similar to the droplet generator 308 described previously. The droplet generator 1108 mixes a natural gas stream 1104 with a liquid collector, such as triazine, as previously disclosed. The liquid collector may then exit the natural gas piping 1100 through a drain 1109 disposed at an appropriate distance downstream of the droplet generator. The droplet generator improves the mixing efficiency between the natural gas stream and the liquid collector, thereby reducing the amount of liquid collector required for an application.

[0080] A Figura 12 é um método 1200 de remoção de H2S, mercaptanos e/ou outros compostos contendo enxofre de uma corrente de gás natural de acordo com aspectos da revelação. No bloco 1202, a corrente de gás natural e uma corrente de coleta de líquidos são recebidas em um sistema de contato de cocorrente localizado em linha dentro de um tubo. O sistema de contato de cocorrente inclui um gerador de gotículas e uma seção de transferência de massa. No bloco 1204, usando o gerador de gotículas, as gotículas são geradas a partir da corrente coletora de líquidos e dispersas na corrente de gás natural. No bloco 1206, usando a seção de transferência de massa, é fornecido um fluxo bifásico misturado tendo uma fase de vapor e uma fase líquida. A fase líquida inclui a corrente de coleta de líquidos com H2S, mercaptanos e/ou outros compostos contendo enxofre absorvidos da corrente de gás natural e a fase de vapor inclui a corrente de gás natural. No bloco 1208, a fase de vapor é separada da fase líquida.[0080] Figure 12 is a method 1200 of removing H2S, mercaptans and/or other sulfur-containing compounds from a natural gas stream in accordance with aspects of the disclosure. In block 1202, the natural gas stream and a liquid collection stream are received in a cocurrent contact system located in-line within a pipe. The cocurrent contact system includes a droplet generator and a mass transfer section. In block 1204, using the droplet generator, droplets are generated from the liquid collection stream and dispersed into the natural gas stream. In block 1206, using the mass transfer section, a mixed two-phase flow having a vapor phase and a liquid phase is provided. The liquid phase includes the collection stream of liquids with H2S, mercaptans and/or other sulfur-containing compounds absorbed from the natural gas stream and the vapor phase includes the natural gas stream. In block 1208, the vapor phase is separated from the liquid phase.

[0081] Os aspectos revelados podem variar de várias maneiras, por exemplo, os sistemas de contato de cocorrente compactos foram mostrados nas Figuras como sendo conectados entre si em série, mas para flexibilidade adicional de abertura de cama, um ou mais dos sistemas de contato de cocorrente compactos podem ser conectados um ao outro em paralelo. Os sistemas de separação revelado no presente documentos também podem ser variados. Em vez do separador ciclônico único revelado, ciclones de desembaciamento em linha podem ser usados. Outros dispositivos conhecidos de coleta de névoa podem substituir o separador ciclônico. Os métodos, processos e/ou funções descritos no presente documento podem ser implementados e/ou controlados por um sistema de computador adequadamente programado. Além disso, coletores de H2S sem triazina podem ser utilizados com os aspectos revelados.[0081] The disclosed aspects may vary in a number of ways, for example, the compact cocurrent contact systems were shown in the Figures as being connected together in series, but for additional bed opening flexibility, one or more of the contact systems Compact cocurrent circuits can be connected to each other in parallel. The separation systems disclosed in this documents can also be varied. Instead of the revealed single cyclonic separator, in-line demister cyclones can be used. Other known mist collection devices can replace the cyclonic separator. The methods, processes and/or functions described herein may be implemented and/or controlled by a suitably programmed computer system. Furthermore, triazine-free H2S collectors can be used with the revealed aspects.

[0082] Além disso, é contemplado que os recursos de vários exemplos descritos no presente documento podem ser combinados, incluindo alguns, mas não necessariamente, todos os recursos fornecidos para exemplos fornecidos. Além disso, os recursos de qualquer exemplo em particular não são necessariamente exigidos para implementar o presente avanço tecnológico.[0082] Furthermore, it is contemplated that the features of various examples described herein may be combined, including some, but not necessarily all, of the features provided for the given examples. Furthermore, the resources of any particular example are not necessarily required to implement the present technological advancement.

[0083] Os aspectos revelados substituem o contator e o separador de grande diâmetro dos sistemas de contato contínuo conhecidos (Figura 1). Uma vantagem dos aspectos revelados é que os sistemas de contato de cocorrente podem ser orientados horizontalmente, verticalmente ou em uma orientação mista, conforme necessário ou desejado, para melhor atender às limitações de uma plotagem ou espaço do módulo existente. Outras vantagens dos aspectos revelados podem ser vistas através de custos de capital reduzidos e capacidade de processamento potencialmente aprimorada em oportunidades de retromontagem e remoção de gargalos com espaço limitado. Um contator ou separador típico pode ter, por exemplo, um diâmetro de 4,2 m, aproximadamente 12,6 m de altura (incluindo uma zona de flash) e 105 mm de espessura de parede, e o sistema de contato de cocorrente revelado pode ser encerrado em um tubo que possui 24 polegadas (60,96 cm) de diâmetro. Isso pode resultar em uma redução de aproximadamente 75% nas despesas de capital, sem mencionar economias adicionais em transporte, suporte civil e estrutural, quando comparados a contatores e separadores conhecidos.[0083] The disclosed aspects replace the large diameter contactor and separator of known continuous contact systems (Figure 1). An advantage of the disclosed aspects is that cocurrent contact systems can be oriented horizontally, vertically, or in a mixed orientation, as needed or desired, to best meet the limitations of an existing plot or module space. Other advantages of the revealed aspects can be seen through reduced capital costs and potentially improved processing capacity in retrofit opportunities and bottleneck removal with limited space. A typical contactor or separator may have, for example, a diameter of 4.2 m, approximately 12.6 m in height (including a flash zone), and 105 mm in wall thickness, and the disclosed cocurrent contact system may be enclosed in a tube that is 24 inches (60.96 cm) in diameter. This can result in an approximately 75% reduction in capital expenditure, not to mention additional savings on transportation, civil and structural support, when compared to known contactors and separators.

[0084] Aspectos da revelação podem incluir qualquer combinação dos métodos e sistemas mostrados nos parágrafos numerados a seguir. Isso não deve ser considerado uma lista completa de todos os aspectos possíveis, pois qualquer número de variações pode ser previsto na descrição acima.[0084] Aspects of the disclosure may include any combination of the methods and systems shown in the numbered paragraphs below. This should not be considered a complete list of all possible aspects, as any number of variations can be anticipated from the above description.

[0085] 1. Um sistema de coleta de sulfeto de hidrogênio (H2S) para remover H2S, mercaptanos e/ou outros compostos contendo enxofre de uma corrente de gás natural que compreende:[0085] 1. A hydrogen sulfide (H2S) collection system for removing H2S, mercaptans and/or other sulfur-containing compounds from a natural gas stream comprising:

[0086] uma corrente de coleta de líquidos;[0086] a liquid collection chain;

[0087] um sistema de contato de cocorrente localizado em linha dentro de um tubo, sendo que o sistema de contato de cocorrente recebe a corrente de gás natural e a corrente de coleta de líquidos, sendo que o sistema de contato de cocorrente inclui:[0087] a cocurrent contact system located in-line within a pipe, the cocurrent contact system receiving the natural gas stream and the liquid collection stream, the cocurrent contact system including:

[0088] um contator de cocorrente, que inclui um gerador de gotículas e uma seção de transferência de massa, sendo que o gerador de gotículas é configurado para gerar gotículas da corrente de coleta de líquidos e dispersar as gotículas na corrente de gás natural, a seção de transferência de massa é configurada para fornecer um fluxo bifásico misto com uma fase de vapor e uma fase líquida, em que a fase líquida inclui a corrente de coleta de líquidos com H2S, mercaptanos e/ou outros compostos contendo enxofre absorvidos da corrente de gás natural, e em que a fase de vapor inclui a corrente de gás natural; e[0088] a cocurrent contactor, which includes a droplet generator and a mass transfer section, wherein the droplet generator is configured to generate droplets from the liquid collection stream and disperse the droplets into the natural gas stream, the mass transfer section is configured to provide a mixed two-phase flow with a vapor phase and a liquid phase, wherein the liquid phase includes the liquid collection stream with H2S, mercaptans and/or other sulfur-containing compounds absorbed from the flow stream. natural gas, and wherein the vapor phase includes the natural gas stream; It is

[0089] um sistema de separação configurado para separar a fase de vapor da fase líquida.[0089] a separation system configured to separate the vapor phase from the liquid phase.

[0090] 2. O sistema de coleta de H2S do parágrafo 1 que compreende adicionalmente:[0090] 2. The H2S collection system of paragraph 1 which further comprises:

[0091] um tanque de armazenamento que armazena a corrente de coleta de líquidos.[0091] a storage tank that stores the liquid collection stream.

[0092] 3. O sistema de coleta de H2S do parágrafo 2, em que o tanque de armazenamento é um primeiro tanque de armazenamento que compreende adicionalmente um segundo tanque de armazenamento que armazena a fase líquida após a fase líquida sair do sistema de contato de cocorrente.[0092] 3. The H2S collection system of paragraph 2, wherein the storage tank is a first storage tank that further comprises a second storage tank that stores the liquid phase after the liquid phase leaves the contact system of cocurrent.

[0093] 4. O sistema de coleta de H2S do parágrafo 2, em que o tanque de armazenamento é um primeiro tanque de armazenamento tendo uma saída conectada ao gerador de gotículas e uma entrada conectada a uma saída de líquido do sistema de separação e compreendendo ainda um segundo tanque de armazenamento ter uma saída conectada ao gerador de gotículas e uma entrada conectada à saída de líquido do sistema de separação.[0093] 4. The H2S collection system of paragraph 2, wherein the storage tank is a first storage tank having an outlet connected to the droplet generator and an inlet connected to a liquid outlet of the separation system and comprising further a second storage tank has an outlet connected to the droplet generator and an inlet connected to the liquid outlet of the separation system.

[0094] 5. O sistema de remoção de H2S do parágrafo 4, em que a saída do primeiro tanque de armazenamento é conectada ao gerador de gotículas através de uma primeira válvula de isolamento, a saída do segundo tanque de armazenamento é conectada ao gerador de gotículas através de uma segunda válvula de isolamento, a entrada do primeiro tanque de armazenamento é conectada à saída de líquido do sistema de separação através de uma terceira válvula de isolamento, e a entrada do segundo tanque de armazenamento é conectada à saída de líquido do sistema de separação através de uma quarta válvula de isolamento.[0094] 5. The H2S removal system of paragraph 4, wherein the outlet of the first storage tank is connected to the droplet generator through a first isolation valve, the outlet of the second storage tank is connected to the droplet generator droplets through a second isolation valve, the inlet of the first storage tank is connected to the liquid outlet of the separation system through a third isolation valve, and the inlet of the second storage tank is connected to the liquid outlet of the system separation through a fourth isolation valve.

[0095] 6. O sistema de coleta de H2S do parágrafo 1, em que o líquido de coleta é um dentre triazina e cáustico.[0095] 6. The H2S collection system of paragraph 1, wherein the collection liquid is one of triazine and caustic.

[0096] 7. O sistema de coleta de H2S do parágrafo 1, em que o gerador de gotículas compreende:[0096] 7. The H2S collection system of paragraph 1, wherein the droplet generator comprises:

[0097] um anel de sustentação anular que prende o gerador de gotículas em linha dentro do tubo;[0097] an annular support ring that secures the in-line droplet generator within the tube;

[0098] uma pluralidade de raios que se estendem a partir do anel de sustentação anular, tendo o anel de sustentação anular uma pluralidade de canais líquidos configurados para permitir que a corrente coletora de líquidos flua através da pluralidade de raios e dos orifícios de injeção dispostos na pluralidade de raios; e[0098] a plurality of spokes extending from the annular support ring, the annular support ring having a plurality of liquid channels configured to allow liquid collecting current to flow through the plurality of spokes and the injection ports arranged in the plurality of rays; It is

[0099] um cone de entrada de gás sustentado pela pluralidade de raios e configurado para permitir[0099] a gas inlet cone supported by the plurality of spokes and configured to allow

[0100] a uma primeira porção da corrente de gás natural fluir através de uma seção oca do cone de entrada de gás e através das fendas de saída de gás incluídas na pluralidade de raios, e[0100] for a first portion of the natural gas stream to flow through a hollow section of the gas inlet cone and through the gas outlet slits included in the plurality of spokes, and

[0101] a uma segunda porção da corrente de gás natural fluir em torno do cone de entrada de gás e entre a pluralidade de raios, em que a segunda porção da corrente de gás natural é separada da primeira porção da corrente de gás.[0101] for a second portion of the natural gas stream to flow around the gas inlet cone and between the plurality of spokes, wherein the second portion of the natural gas stream is separated from the first portion of the gas stream.

[0102] 8. O sistema de coleta de H2S do parágrafo 6, em que uma porção a jusante do cone de entrada de gás compreende um dentre um cone de ponta cega e um cone de extremidade cônica.[0102] 8. The H2S collection system of paragraph 6, wherein a portion downstream of the gas inlet cone comprises one of a blunt-end cone and a tapered-end cone.

[0103] 9. O sistema de remoção de H2S de qualquer um dos parágrafos 1 a 8, em que o sistema de separação do sistema de contato de cocorrente compreende um separador ciclônico.[0103] 9. The H2S removal system of any one of paragraphs 1 to 8, wherein the separation system from the cocurrent contact system comprises a cyclonic separator.

[0104] 10. O sistema de remoção de H2S, de acordo com qualquer um dos parágrafos 1 a 9, em que o sistema de contato de cocorrente é um dentre uma pluralidade de sistemas de contato de cocorrente conectados em série, sendo que a dita pluralidade de sistemas de contato de cocorrente inclui um último sistema de contato de cocorrente;[0104] 10. The H2S removal system according to any one of paragraphs 1 to 9, wherein the cocurrent contact system is one of a plurality of cocurrent contact systems connected in series, said plurality of cocurrent contact systems includes a last cocurrent contact system;

[0105] em que cada um dentre a pluralidade de sistemas de contato de cocorrente compreende[0105] wherein each of the plurality of cocurrent contact systems comprises

[0106] um contator de cocorrente, que inclui um gerador de gotículas e uma seção de transferência de massa, sendo que o gerador de gotículas é configurado para gerar gotículas do coletor de líquidos e dispersar as gotículas em um fluxo de gás recebido de um sistema de contato de cocorrente anterior, e a seção de transferência de massa configurada para fornecer um fluxo bifásico misto com uma fase de vapor e uma fase líquida; e[0106] a cocurrent contactor, which includes a droplet generator and a mass transfer section, wherein the droplet generator is configured to generate droplets from the liquid collector and disperse the droplets into a gas stream received from a system of previous cocurrent contact, and the mass transfer section configured to provide a mixed two-phase flow with a vapor phase and a liquid phase; It is

[0107] um sistema de separação configurado para separar a fase de vapor da fase líquida, em que a fase de vapor compreende uma corrente de gás processada e a fase líquida compreende o líquido a partir do qual as gotículas são geradas em um contator de cocorrente de um sistema de contato de cocorrente anterior.[0107] a separation system configured to separate the vapor phase from the liquid phase, wherein the vapor phase comprises a processed gas stream and the liquid phase comprises liquid from which droplets are generated in a cocurrent contactor from a previous cocurrent contact system.

[0108] 11. O sistema de coleta de H2S do parágrafo 1, em que a fase líquida que sai do sistema de separação compreende a corrente de coleta de líquidos recebida pelo sistema de contato de cocorrente.[0108] 11. The H2S collection system of paragraph 1, wherein the liquid phase leaving the separation system comprises the liquid collection stream received by the cocurrent contact system.

[0109] 12. O sistema de remoção de H2S do parágrafo 11 que compreende adicionalmente:[0109] 12. The H2S removal system of paragraph 11 which further comprises:

[0110] uma linha de coleta gasta para remover parte da corrente de coleta de líquidos antes de ser recebida pelo sistema de contato de cocorrente; e[0110] a spent collection line to remove part of the liquid collection stream before it is received by the cocurrent contact system; It is

[0111] uma nova linha de coleta para injetar líquido de coleta novo na corrente de coleta de líquido antes de ser recebida pelo sistema de contato de cocorrente;[0111] a new collection line for injecting fresh collection liquid into the liquid collection stream before it is received by the cocurrent contact system;

[0112] em que a corrente de coleta de líquidos compreende cáustico.[0112] wherein the liquid collection stream comprises caustic.

[0113] 13. O sistema de coleta de H2S do parágrafo 12 que compreende adicionalmente:[0113] 13. The H2S collection system of paragraph 12 which further comprises:

[0114] um regenerador de coleta conectado à linha de coleta gasta, sendo que o regenerador de coleta é configurado para remover H2S, mercaptanos, mercaptídeos, dissulfetos e/ou outros compostos contendo enxofre da parte removida da corrente de coleta de líquidos para produzir um coletor regenerado, sendo que o regenerador de coleta é configurado ainda para devolver o coletor regenerado ao fluxo de coleta líquido através da nova linha de coleta.[0114] a collection regenerator connected to the spent collection line, wherein the collection regenerator is configured to remove H2S, mercaptans, mercaptides, disulfides and/or other sulfur-containing compounds from the removed portion of the liquid collection stream to produce a regenerated collector, wherein the collection regenerator is further configured to return the regenerated collector to the liquid collection flow through the new collection line.

[0115] 14. Um método para remover H2S, mercaptanos e/ou outros compostos contendo enxofre de uma corrente de gás natural que compreende:[0115] 14. A method for removing H2S, mercaptans and/or other sulfur-containing compounds from a natural gas stream comprising:

[0116] receber a corrente de gás natural e uma corrente de coleta de líquidos em um sistema de contato de cocorrente localizado em linha dentro de um tubo, sendo que o sistema de contato de cocorrente inclui um gerador de gotículas e uma seção de transferência de massa;[0116] receive the natural gas stream and a liquid collection stream in a cocurrent contact system located in-line within a pipe, the cocurrent contact system including a droplet generator and a droplet transfer section. pasta;

[0117] usar o gerador de gotículas, gerar gotículas da corrente de coleta de líquidos e dispersando as gotículas na corrente de gás natural;[0117] using the droplet generator, generating droplets from the liquid collection stream and dispersing the droplets into the natural gas stream;

[0118] usar a seção de transferência de massa, fornecer um fluxo bifásico misto com uma fase de vapor e uma fase líquida, em que a fase líquida inclui a corrente coletora de líquidos com H2S, mercaptanos e/ou outros compostos contendo enxofre absorvidos da corrente de gás natural, e em que a fase de vapor inclui a corrente de gás natural; e[0118] using the mass transfer section, provide a mixed two-phase flow with a vapor phase and a liquid phase, wherein the liquid phase includes the liquid collector stream with H2S, mercaptans and/or other sulfur-containing compounds absorbed from the natural gas stream, and wherein the vapor phase includes the natural gas stream; It is

[0119] separar a fase de vapor da fase líquida.[0119] separate the vapor phase from the liquid phase.

[0120] 15. O método do parágrafo 14 que compreende adicionalmente:[0120] 15. The method of paragraph 14 which further comprises:

[0121] armazenar a corrente de coleta de líquidos em um tanque de armazenamento.[0121] store the liquid collection stream in a storage tank.

[0122] 16. O método do parágrafo 15, em que o tanque de armazenamento é um primeiro tanque de armazenamento, e que compreende adicionalmente:[0122] 16. The method of paragraph 15, wherein the storage tank is a first storage tank, and which further comprises:

[0123] armazenar a fase líquida em um segundo tanque de armazenamento após a fase líquida sair do sistema de contato de cocorrente.[0123] store the liquid phase in a second storage tank after the liquid phase leaves the cocurrent contact system.

[0124] 17. O método do parágrafo 15, em que o tanque de armazenamento é um primeiro tanque de armazenamento e compreende adicionalmente:[0124] 17. The method of paragraph 15, wherein the storage tank is a first storage tank and further comprises:

[0125] conectar uma saída do primeiro tanque de armazenamento ao gerador de gotículas;[0125] connecting an outlet of the first storage tank to the droplet generator;

[0126] conectar uma entrada do primeiro tanque de armazenamento a uma saída de líquido do sistema de separação;[0126] connecting an inlet of the first storage tank to a liquid outlet of the separation system;

[0127] conectar uma saída de um segundo tanque de armazenamento ao gerador de gotículas; e[0127] connecting an outlet from a second storage tank to the droplet generator; It is

[0128] conectar uma entrada do segundo tanque de armazenamento à saída de líquido do sistema de separação.[0128] connect an inlet of the second storage tank to the liquid outlet of the separation system.

[0129] 18. O método do parágrafo 17, em que a saída do primeiro tanque de armazenamento é conectada ao gerador de gotículas através de uma primeira válvula de isolamento, a saída do segundo tanque de armazenamento é conectada ao gerador de gotículas através de uma segunda válvula de isolamento, a entrada do primeiro tanque de armazenamento é conectada à saída de líquido do sistema de separação através de uma terceira válvula de isolamento e a entrada do segundo tanque de armazenamento é conectada à saída de líquido do sistema de separação através de uma quarta válvula de isolamento.[0129] 18. The method of paragraph 17, wherein the outlet of the first storage tank is connected to the droplet generator through a first isolation valve, the outlet of the second storage tank is connected to the droplet generator through a second isolation valve, the inlet of the first storage tank is connected to the liquid outlet of the separation system through a third isolation valve and the inlet of the second storage tank is connected to the liquid outlet of the separation system through a fourth isolation valve.

[0130] 19. O método do parágrafo 14, em que o líquido de coleta é um dentre triazina e cáustico.[0130] 19. The method of paragraph 14, wherein the collection liquid is one of triazine and caustic.

[0131] 20. O método do parágrafo 14, em que o gerador de gotículas compreende:[0131] 20. The method of paragraph 14, wherein the droplet generator comprises:

[0132] um anel de sustentação anular que prende o gerador de gotículas em linha dentro do tubo;[0132] an annular support ring that secures the in-line droplet generator within the tube;

[0133] uma pluralidade de raios que se estendem a partir do anel de sustentação anular, tendo o anel de sustentação anular uma pluralidade de canais líquidos, permitindo que a corrente de coleta de líquidos flua através da pluralidade de raios e para fora de orifícios de injeção dispostos na pluralidade de raios; e[0133] a plurality of spokes extending from the annular support ring, the annular support ring having a plurality of liquid channels, allowing liquid collection current to flow through the plurality of spokes and out of orifices. injection arranged in the plurality of rays; It is

[0134] um cone de entrada de gás sustentado pela pluralidade de raios e permitindo[0134] a gas inlet cone supported by the plurality of rays and allowing

[0135] a uma primeira porção da corrente de gás natural fluir através de uma seção oca do cone de entrada de gás e através das fendas de saída de gás incluídas na pluralidade de raios, e[0135] to a first portion of the natural gas stream flowing through a hollow section of the gas inlet cone and through the gas outlet slits included in the plurality of spokes, and

[0136] a uma segunda porção da corrente de gás natural fluir em torno do cone de entrada de gás e entre a pluralidade de raios, em que a segunda porção da corrente de gás natural é separada da primeira porção da corrente de gás.[0136] for a second portion of the natural gas stream to flow around the gas inlet cone and between the plurality of spokes, wherein the second portion of the natural gas stream is separated from the first portion of the gas stream.

[0137] 21. O método de qualquer um dos parágrafos 14 a 20, em que o sistema de contato de cocorrente é um dentre uma pluralidade de sistemas de contato de cocorrente conectados em série, sendo que a dita pluralidade de sistemas de contato de cocorrente inclui um último sistema de contato de cocorrente;[0137] 21. The method of any one of paragraphs 14 to 20, wherein the cocurrent contact system is one of a plurality of cocurrent contact systems connected in series, said plurality of cocurrent contact systems includes a last cocurrent contact system;

[0138] em que cada um dentre a pluralidade de sistemas de contato de cocorrente compreende[0138] wherein each of the plurality of cocurrent contact systems comprises

[0139] um contator de cocorrente, que inclui um gerador de gotículas e uma seção de transferência de massa, sendo que o gerador de gotículas gera gotículas do coletor de líquidos e dispersa as gotículas em um fluxo de gás recebido de um sistema de contato de cocorrente anterior, e a seção de transferência de massa fornecer um fluxo bifásico misto com uma fase de vapor e uma fase líquida; e[0139] a cocurrent contactor, which includes a droplet generator and a mass transfer section, wherein the droplet generator generates droplets from the liquid collector and disperses the droplets into a gas stream received from a contact system. anterior cocurrent, and the mass transfer section provides a mixed two-phase flow with a vapor phase and a liquid phase; It is

[0140] um sistema de separação que separa a fase de vapor da fase líquida, em que a fase de vapor inclui uma corrente de gás processada e a fase líquida inclui o líquido a partir do qual as gotículas são geradas em um contator de cocorrente de um sistema de contato de cocorrente anterior.[0140] a separation system that separates the vapor phase from the liquid phase, wherein the vapor phase includes a processed gas stream and the liquid phase includes the liquid from which droplets are generated in a cocurrent contactor of an anterior cocurrent contact system.

[0141] 22. O método do parágrafo 14, em que a fase líquida que sai do sistema de separação compreende a corrente de coleta de líquidos recebida pelo sistema de contato de cocorrente.[0141] 22. The method of paragraph 14, wherein the liquid phase exiting the separation system comprises the liquid collection stream received by the cocurrent contact system.

[0142] 23. O método do parágrafo 22 que compreende adicionalmente:[0142] 23. The method of paragraph 22 further comprising:

[0143] remover parte da corrente de coleta de líquidos antes de ser recebida pelo sistema de contato de cocorrente; e[0143] removing part of the liquid collection stream before it is received by the cocurrent contact system; It is

[0144] injetar líquido de coleta novo na corrente de coleta de líquidos antes de ser recebido pelo sistema de contato de cocorrente;[0144] injecting fresh collection liquid into the liquid collection stream before it is received by the cocurrent contact system;

[0145] em que a corrente coletora de líquidos compreende cáustico.[0145] wherein the liquid collection stream comprises caustic.

[0146] 24. O método do parágrafo 23 compreende adicionalmente:[0146] 24. The method of paragraph 23 further comprises:

[0147] em um regenerador de coleta, removendo H2S, mercaptanos, mercaptídeos, dissulfetos e/ou outros compostos contendo enxofre da parte removida da corrente de coleta de líquidos, produzindo, assim, um coletor regenerado; e[0147] in a collection regenerator, removing H2S, mercaptans, mercaptides, disulfides and/or other sulfur-containing compounds from the removed portion of the liquid collection stream, thereby producing a regenerated collector; It is

[0148] retornar o coletor regenerado à corrente de coletor líquido.[0148] return the regenerated collector to the liquid collector current.

[0149] Embora as presentes técnicas possam ser suscetíveis a várias modificações e formas alternativas, os exemplos descritos acima são não limitativos. Deve-se entender novamente que as técnicas não se destinam a ser limitadas às modalidades particulares reveladas neste documento. De fato, as técnicas presentes incluem todas as alternativas, modificações e equivalentes que se enquadram no verdadeiro espírito e escopo das reivindicações anexas.[0149] Although the present techniques may be susceptible to various modifications and alternative forms, the examples described above are non-limiting. It should again be understood that the techniques are not intended to be limited to the particular embodiments disclosed herein. Indeed, the present techniques include all alternatives, modifications and equivalents that fall within the true spirit and scope of the appended claims.

Claims

1. Sistema (900) de coleta de sulfeto de hidrogênio (H2S) para remover H2S, mercaptanos e/ou outros compostos contendo enxofre de uma corrente de gás natural (902), compreendendo: uma corrente de coleta de líquidos (904); um sistema de contato de cocorrente (300, 903) localizado em linha dentro de um tubo (304), sendo que o sistema de contato de cocorrente (300, 903) recebe a corrente de gás natural (902) e a corrente de coleta de líquidos (904), sendo que o sistema de contato de cocorrente (300, 903) inclui: um contator de cocorrente (302), que inclui um gerador de gotículas (308, 909) e uma seção de transferência de massa (310), sendo que o gerador de gotículas (308, 909) é configurado para gerar gotículas da corrente de coleta de líquidos (904) e dispersar as gotículas na corrente de gás natural (902), a seção de transferência de massa (310) é configurada para fornecer um fluxo misturado de duas fases com uma fase de vapor e uma fase líquida, em que a fase líquida inclui a corrente de coleta de líquidos com H2S, mercaptanos e/ou outros compostos contendo enxofre absorvidos da corrente de gás natural, e em que a fase de vapor inclui a corrente de gás natural; e um sistema de separação (322) configurado para separar a fase de vapor da fase líquida; em que a fase líquida que sai do sistema de separação (322) compreende a corrente de coleta de líquidos (904) recebida pelo sistema de contato de cocorrente (300, 903); o sistema de coleta de H2S, caracterizado pelo fato de que compreende adicionalmente: uma linha de coleta gasta para remover parte da corrente de coleta de líquidos (904) antes de ser recebida pelo sistema de contato de cocorrente (300, 903); uma nova linha de coleta para injetar líquido novo de coleta na corrente de coleta de líquidos (904) antes de ser recebida pelo sistema de contato de cocorrente; e um regenerador de coleta (906) conectado à linha de coleta gasta, sendo que o regenerador de coleta (906) é configurado para remover H2S, mercaptanos, mercaptídeos, dissulfetos e/ou outros compostos contendo enxofre da parte removida da corrente de coleta de líquido (904) para produzir uma coleta regenerada, sendo que o regenerador de coleta (906) é adicionalmente configurado para retornar o coletor regenerado à corrente de coleta de líquido (904) através da linha de coleta nova; e o sistema (900) é configurado de modo que a corrente de coleta de líquidos (904) compreende cáustico.1. Hydrogen sulfide (H2S) collection system (900) for removing H2S, mercaptans and/or other sulfur-containing compounds from a natural gas stream (902), comprising: a liquid collection stream (904); a cocurrent contact system (300, 903) located in-line within a tube (304), with the cocurrent contact system (300, 903) receiving the natural gas stream (902) and the gas collection stream (902) liquids (904), wherein the cocurrent contact system (300, 903) includes: a cocurrent contactor (302), which includes a droplet generator (308, 909) and a mass transfer section (310), wherein the droplet generator (308, 909) is configured to generate droplets from the liquid collection stream (904) and disperse the droplets into the natural gas stream (902), the mass transfer section (310) is configured to provide a two-phase mixed stream with a vapor phase and a liquid phase, wherein the liquid phase includes the liquid collection stream with H2S, mercaptans and/or other sulfur-containing compounds absorbed from the natural gas stream, and wherein the vapor phase includes the natural gas stream; and a separation system (322) configured to separate the vapor phase from the liquid phase; wherein the liquid phase exiting the separation system (322) comprises the liquid collection stream (904) received by the cocurrent contact system (300, 903); the H2S collection system, characterized by the fact that it further comprises: a spent collection line to remove part of the liquid collection stream (904) before it is received by the cocurrent contact system (300, 903); a new collection line for injecting new collection liquid into the liquid collection stream (904) before it is received by the cocurrent contact system; and a collection regenerator (906) connected to the spent collection line, wherein the collection regenerator (906) is configured to remove H2S, mercaptans, mercaptides, disulfides and/or other sulfur-containing compounds from the removed portion of the collection stream. liquid (904) to produce a regenerated collection, wherein the collection regenerator (906) is further configured to return the regenerated collector to the liquid collection stream (904) via the new collection line; and the system (900) is configured so that the liquid collection stream (904) comprises caustic.

2. Sistema de coleta de H2S, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de compreender adicionalmente: um tanque de armazenamento que armazena a corrente de coleta de líquidos (904).2. H2S collection system, according to claim 1, characterized by the fact that it additionally comprises: a storage tank that stores the liquid collection stream (904).

3. Sistema (900) de coleta de H2S, de acordo com a reivindicação 2, caracterizado pelo fato de que o tanque de armazenamento é um primeiro tanque de armazenamento e compreende adicionalmente um segundo tanque de armazenamento que armazena a fase líquida após a fase líquida sair do sistema de contato de cocorrente.3. H2S collection system (900) according to claim 2, characterized in that the storage tank is a first storage tank and additionally comprises a second storage tank that stores the liquid phase after the liquid phase exit the cocurrent contact system.

4. Sistema (900) de coleta de H2S, de acordo com a reivindicação 2, caracterizado pelo fato de que o tanque de armazenamento é um primeiro tanque de armazenamento com uma saída conectada ao gerador de gotículas (308, 909) e uma entrada conectada a uma saída de líquido do sistema de separação e que compreende adicionalmente um segundo tanque de armazenamento com uma saída conectada ao gerador de gotículas (308, 909) e uma entrada conectada à saída de líquido do sistema de separação.4. H2S collection system (900) according to claim 2, characterized in that the storage tank is a first storage tank with an outlet connected to the droplet generator (308, 909) and an inlet connected to a liquid outlet of the separation system and further comprising a second storage tank with an outlet connected to the droplet generator (308, 909) and an inlet connected to the liquid outlet of the separation system.

5. Sistema (900) de coleta de H2S, de acordo com a reivindicação 4, caracterizado pelo fato de que a saída do primeiro tanque de armazenamento é conectada ao gerador de gotículas (308, 909) através de uma primeira válvula de isolamento, a saída do segundo tanque de armazenamento é conectada ao gerador de gotículas (308, 909) através de uma segunda válvula de isolamento, a entrada do primeiro tanque de armazenamento é conectada à saída de líquido do sistema de separação através de uma terceira válvula de isolamento, e a entrada do segundo tanque de armazenamento é conectada à saída de líquido do sistema de separação através de uma quarta válvula de isolamento.5. H2S collection system (900), according to claim 4, characterized by the fact that the outlet of the first storage tank is connected to the droplet generator (308, 909) through a first isolation valve, the outlet of the second storage tank is connected to the droplet generator (308, 909) through a second isolation valve, the inlet of the first storage tank is connected to the liquid outlet of the separation system through a third isolation valve, and the inlet of the second storage tank is connected to the liquid outlet of the separation system through a fourth isolation valve.

6. Sistema (900) de coleta de H2S, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o gerador de gotículas compreende: um anel de sustentação anular (402) que prende o gerador de gotículas (308, 909) em linha dentro do tubo (304); uma pluralidade de raios (404) que se estendem a partir do anel de sustentação anular (402), tendo o anel de sustentação anular (402) uma pluralidade de canais líquidos configurados para permitir que a corrente de coleta de líquidos flua através da pluralidade de raios e para fora de orifícios de injeção (408) dispostos na pluralidade de raios (404); e um cone de entrada de gás (406) sustentado pela pluralidade de raios (404) e configurado para permitir uma primeira porção da corrente de gás natural fluir através de uma seção oca do cone de entrada de gás (406) e através das fendas de saída de gás (410) incluídas na pluralidade de raios (404), e uma segunda porção da corrente de gás natural fluir em torno do cone de entrada de gás (406) e entre a pluralidade de raios (404), em que a segunda porção da corrente de gás natural é separada da primeira porção da corrente de gás; em que uma porção a jusante do cone de entrada de gás (406) compreende um dentre um cone de extremidade cega e um cone de extremidade cônica.6. H2S collection system (900), according to claim 1, characterized by the fact that the droplet generator comprises: an annular support ring (402) that holds the droplet generator (308, 909) in line inside the tube (304); a plurality of spokes (404) extending from the annular support ring (402), the annular support ring (402) having a plurality of liquid channels configured to allow liquid collection current to flow through the plurality of spokes in and out of injection holes (408) disposed on the plurality of spokes (404); and a gas inlet cone (406) supported by the plurality of spokes (404) and configured to allow a first portion of the natural gas stream to flow through a hollow section of the gas inlet cone (406) and through the gas inlet slits (406). gas outlet (410) included in the plurality of spokes (404), and a second portion of the natural gas stream flows around the gas inlet cone (406) and between the plurality of spokes (404), wherein the second portion of the natural gas stream is separated from the first portion of the gas stream; wherein a downstream portion of the gas inlet cone (406) comprises one of a blunt end cone and a tapered end cone.

7. Sistema (900) de coleta de H2S, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o sistema de separação (322) do sistema de contato de cocorrente (300, 903) compreende um separador ciclônico (323).7. H2S collection system (900), according to claim 1, characterized by the fact that the separation system (322) of the cocurrent contact system (300, 903) comprises a cyclonic separator (323).

8. Sistema (900) de coleta de H2S, de acordo com qualquer uma das reivindicações de 1 a 7, caracterizado pelo fato de que o sistema de contato de cocorrente (300, 903) é um dentre uma pluralidade de sistemas de contato de cocorrente conectados em série, sendo que a dita pluralidade de sistemas de contato de cocorrente inclui um último sistema de contato de cocorrente; em que cada um dentre a pluralidade de sistemas de contato de cocorrente compreende um contator de cocorrente (302), que inclui um gerador de gotículas (308) e uma seção de transferência de massa (310), sendo que o gerador de gotículas (308) é configurado para gerar gotículas do coletor de líquidos e dispersar as gotículas em um fluxo de gás recebido de um sistema de contato de cocorrente anterior, e a seção de transferência de massa (310) é configurada para fornecer um fluxo bifásico misto tendo uma fase de vapor e uma fase líquida; e um sistema de separação (322) configurado para separar a fase de vapor da fase líquida, em que a fase de vapor compreende uma corrente de gás processada e a fase líquida compreende o líquido a partir do qual as gotículas são geradas em um contator de cocorrente (302) de um sistema de contato de cocorrente anterior.8. H2S collection system (900) according to any one of claims 1 to 7, characterized by the fact that the cocurrent contact system (300, 903) is one of a plurality of cocurrent contact systems connected in series, said plurality of cocurrent contact systems including a last cocurrent contact system; wherein each of the plurality of cocurrent contact systems comprises a cocurrent contactor (302), which includes a droplet generator (308) and a mass transfer section (310), the droplet generator (308 ) is configured to generate droplets from the liquid collector and disperse the droplets into a gas stream received from a previous cocurrent contact system, and the mass transfer section (310) is configured to provide a mixed two-phase flow having a phase of vapor and a liquid phase; and a separation system (322) configured to separate the vapor phase from the liquid phase, wherein the vapor phase comprises a processed gas stream and the liquid phase comprises liquid from which droplets are generated in a contactor. cocurrent (302) of a previous cocurrent contact system.

9. Método (1200) para remover H2S, mercaptanos e/ou outros compostos contendo enxofre de uma corrente de gás natural (902), compreendendo: receber (1202) a corrente de gás natural (902) e uma corrente de coleta de líquidos (904) em um sistema de contato de cocorrente (300, 903) localizado em linha dentro de um tubo (304), sendo que o sistema de contato de cocorrente (300, 903) inclui um gerador de gotículas (308, 909) e uma seção de transferência de massa (310); usar o gerador de gotículas (308, 909), gerando (1204) gotículas da corrente de coleta de líquidos (904) e dispersando as gotículas na corrente de gás natural (902); usar a seção de transferência de massa (310), fornecendo (1206) um fluxo bifásico misto com uma fase de vapor e uma fase líquida, em que a fase líquida inclui a corrente de coleta de líquidos com H2S, mercaptanos e/ou outros compostos contendo enxofre absorvidos da corrente de gás natural, e em que a fase de vapor inclui a corrente de gás natural; e separar (1208) a fase de vapor da fase líquida; em que a fase líquida que sai do sistema de separação (322) compreende a corrente de coleta de líquidos (904) recebida pelo sistema de contato de cocorrente (300, 903); o método caracterizado pelo fato de que compreende ainda: remover parte da corrente de coleta de líquidos (904) antes de ser recebida pelo sistema de contato de cocorrente (300, 903); injetar líquido de coleta novo na corrente de coleta de líquido (904) antes de ser recebido pelo sistema de contato de cocorrente (300, 903); em um regenerador de coleta (906), remover H2S, mercaptanos, mercaptídeos, dissulfetos e/ou outros compostos contendo enxofre da parte removida da corrente de coleta de líquidos, produzindo, assim, um coletor regenerado; e retornar o coletor regenerado à corrente de coleta de líquidos (904);, em que a corrente de coleta de líquidos compreende cáustico.9. Method (1200) for removing H2S, mercaptans and/or other sulfur-containing compounds from a natural gas stream (902), comprising: receiving (1202) the natural gas stream (902) and a liquid collection stream ( 904) in a cocurrent contact system (300, 903) located in-line within a tube (304), the cocurrent contact system (300, 903) including a droplet generator (308, 909) and a mass transfer section (310); using the droplet generator (308, 909), generating (1204) droplets from the liquid collection stream (904) and dispersing the droplets in the natural gas stream (902); use the mass transfer section (310), providing (1206) a mixed two-phase flow with a vapor phase and a liquid phase, wherein the liquid phase includes the liquid collection stream with H2S, mercaptans and/or other compounds containing sulfur absorbed from the natural gas stream, and wherein the vapor phase includes the natural gas stream; and separating (1208) the vapor phase from the liquid phase; wherein the liquid phase exiting the separation system (322) comprises the liquid collection stream (904) received by the cocurrent contact system (300, 903); the method characterized by the fact that it further comprises: removing part of the liquid collection stream (904) before it is received by the cocurrent contact system (300, 903); injecting fresh collection liquid into the liquid collection stream (904) before it is received by the cocurrent contact system (300, 903); in a collection regenerator (906), remove H2S, mercaptans, mercaptides, disulfides and/or other sulfur-containing compounds from the removed part of the liquid collection stream, thus producing a regenerated collector; and returning the regenerated collector to the liquid collection stream (904); wherein the liquid collection stream comprises caustic.

10. Método, de acordo com a reivindicação 9, caracterizado pelo fato de compreender adicionalmente: armazenar a corrente de coleta de líquidos (904) em um primeiro tanque de armazenamento; e armazenar a fase líquida em um segundo tanque de armazenamento após a saída da fase líquida do sistema de contato de cocorrente.10. Method according to claim 9, characterized by the fact that it further comprises: storing the liquid collection stream (904) in a first storage tank; and storing the liquid phase in a second storage tank after the liquid phase leaves the cocurrent contact system.

11. Método, de acordo com a reivindicação 9, caracterizado pelo fato de compreender adicionalmente: armazenar a corrente de coleta de líquidos (904) em um primeiro tanque de armazenamento; conectar uma saída do primeiro tanque de armazenamento ao gerador de gotículas (308, 909); conectar uma entrada do primeiro tanque de armazenamento a uma saída de líquido do sistema de separação; conectar uma saída de um segundo tanque de armazenamento ao gerador de gotículas (308, 909); e conectar uma entrada do segundo tanque de armazenamento à saída de líquido do sistema de separação.11. Method according to claim 9, characterized by the fact that it further comprises: storing the liquid collection stream (904) in a first storage tank; connecting an outlet of the first storage tank to the droplet generator (308, 909); connecting an inlet of the first storage tank to a liquid outlet of the separation system; connecting an outlet from a second storage tank to the droplet generator (308, 909); and connecting an inlet of the second storage tank to the liquid outlet of the separation system.

12. Método, de acordo com a reivindicação 11, caracterizado pelo fato de que a saída do primeiro tanque de armazenamento é conectada ao gerador de gotículas (308, 909) através de uma primeira válvula de isolamento, a saída do segundo tanque de armazenamento é conectada ao gerador de gotículas (308, 909) através de uma segunda válvula de isolamento, a entrada do primeiro tanque de armazenamento é conectada à saída de líquido do sistema de separação através de uma terceira válvula de isolamento, e a entrada do segundo tanque de armazenamento é conectada à saída de líquido do sistema de separação através de uma quarta válvula de isolamento.12. Method according to claim 11, characterized in that the outlet of the first storage tank is connected to the droplet generator (308, 909) through a first isolation valve, the outlet of the second storage tank is connected to the droplet generator (308, 909) through a second isolation valve, the inlet of the first storage tank is connected to the liquid outlet of the separation system through a third isolation valve, and the inlet of the second storage tank storage is connected to the liquid outlet of the separation system through a fourth isolation valve.

13. Método, de acordo com a reivindicação 9, caracterizado pelo fato de que o gerador de gotículas (308, 909) compreende: um anel de sustentação anular (402) que prende o gerador de gotículas (308, 909) em linha dentro do tubo (304); uma pluralidade de raios (404) que se estendem a partir do anel de sustentação anular (402), tendo o anel de sustentação anular (402) uma pluralidade de canais líquidos, permitindo que a corrente de coleta de líquidos flua através da pluralidade de raios (404) e para fora de orifícios de injeção (408) dispostos na pluralidade de raios (404); e um cone de entrada de gás (406) sustentado pela pluralidade de raios (404) e permitindo a uma primeira porção da corrente de gás natural fluir através de uma seção oca do cone de entrada de gás (406) e através das fendas de saída de gás (410) incluídas na pluralidade de raios (404), e a uma segunda porção da corrente de gás natural fluir em torno do cone de entrada de gás (406) e entre a pluralidade de raios (404), em que a segunda porção da corrente de gás natural é separada da primeira porção da corrente de gás.13. Method according to claim 9, characterized in that the droplet generator (308, 909) comprises: an annular support ring (402) that holds the droplet generator (308, 909) in line within the tube (304); a plurality of spokes (404) extending from the annular support ring (402), the annular support ring (402) having a plurality of liquid channels, allowing the liquid collection current to flow through the plurality of spokes (404) and out of injection holes (408) arranged on the plurality of spokes (404); and a gas inlet cone (406) supported by the plurality of spokes (404) and allowing a first portion of the natural gas stream to flow through a hollow section of the gas inlet cone (406) and through the outlet slits of gas (410) included in the plurality of spokes (404), and a second portion of the natural gas stream flows around the gas inlet cone (406) and between the plurality of spokes (404), wherein the second portion of the natural gas stream is separated from the first portion of the gas stream.

14. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações 9 a 13, caracterizado pelo fato de que o sistema de contato de cocorrente (300, 903) é um dentre uma pluralidade de sistemas de contato de cocorrente conectados em série, sendo que a dita pluralidade de sistemas de contato de cocorrente inclui um último sistema de contato de cocorrente; em que cada um dentre a pluralidade de sistemas de contato de cocorrente compreende um contator de cocorrente (302), que inclui um gerador de gotículas (308) e uma seção de transferência de massa (310), sendo que o gerador de gotículas (308) gera gotículas do coletor de líquidos e dispersa as gotículas em um fluxo de gás recebido de um sistema de contato de cocorrente anterior, e a seção de transferência de massa (310) fornecendo um fluxo bifásico misturado tendo uma fase de vapor e uma fase líquida; e um sistema de separação (322) que separa a fase de vapor da fase líquida, em que a fase de vapor inclui uma corrente de gás processada e a fase líquida inclui o líquido a partir do qual as gotículas são geradas em um contator de cocorrente (302) de um sistema de contato de cocorrente anterior.14. Method according to any one of claims 9 to 13, characterized by the fact that the cocurrent contact system (300, 903) is one of a plurality of cocurrent contact systems connected in series, said plurality of cocurrent contact systems includes a last cocurrent contact system; wherein each of the plurality of cocurrent contact systems comprises a cocurrent contactor (302), which includes a droplet generator (308) and a mass transfer section (310), the droplet generator (308 ) generates droplets from the liquid collector and disperses the droplets into a gas stream received from a previous cocurrent contact system, and the mass transfer section (310) providing a mixed two-phase flow having a vapor phase and a liquid phase ; and a separation system (322) that separates the vapor phase from the liquid phase, wherein the vapor phase includes a processed gas stream and the liquid phase includes the liquid from which droplets are generated in a cocurrent contactor. (302) from a previous cocurrent contact system.