CA2576905A1 - Procede d'extraction de l'hydrogene sulfure contenu dans un gaz hydrocarbone - Google Patents
Procede d'extraction de l'hydrogene sulfure contenu dans un gaz hydrocarbone Download PDFInfo
- Publication number
- CA2576905A1 CA2576905A1 CA002576905A CA2576905A CA2576905A1 CA 2576905 A1 CA2576905 A1 CA 2576905A1 CA 002576905 A CA002576905 A CA 002576905A CA 2576905 A CA2576905 A CA 2576905A CA 2576905 A1 CA2576905 A1 CA 2576905A1
- Authority
- CA
- Canada
- Prior art keywords
- gas
- absorbent solution
- aromatic hydrocarbons
- fraction
- solvent
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Granted
Links
- 239000007789 gas Substances 0.000 title claims abstract description 201
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 157
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 78
- 230000008569 process Effects 0.000 title claims abstract description 46
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims description 30
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title description 21
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 title description 3
- 239000002250 absorbent Substances 0.000 claims abstract description 80
- 230000002745 absorbent Effects 0.000 claims abstract description 80
- 150000004945 aromatic hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 69
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 claims description 111
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 68
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 claims description 40
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 claims description 40
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims description 38
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 36
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 claims description 28
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 18
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims description 14
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 claims description 14
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims description 9
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims description 9
- LCGLNKUTAGEVQW-UHFFFAOYSA-N Dimethyl ether Chemical compound COC LCGLNKUTAGEVQW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- LCEDQNDDFOCWGG-UHFFFAOYSA-N morpholine-4-carbaldehyde Chemical compound O=CN1CCOCC1 LCEDQNDDFOCWGG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- CRVGTESFCCXCTH-UHFFFAOYSA-N methyl diethanolamine Chemical compound OCCN(C)CCO CRVGTESFCCXCTH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 2-Aminoethan-1-ol Chemical compound NCCO HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- LVTYICIALWPMFW-UHFFFAOYSA-N diisopropanolamine Chemical compound CC(O)CNCC(C)O LVTYICIALWPMFW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 229940043276 diisopropanolamine Drugs 0.000 claims description 5
- KYWXRBNOYGGPIZ-UHFFFAOYSA-N 1-morpholin-4-ylethanone Chemical compound CC(=O)N1CCOCC1 KYWXRBNOYGGPIZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- SECXISVLQFMRJM-UHFFFAOYSA-N N-Methylpyrrolidone Chemical compound CN1CCCC1=O SECXISVLQFMRJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 239000002202 Polyethylene glycol Substances 0.000 claims description 4
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims description 4
- -1 hydrocarbons aromatic compounds Chemical class 0.000 claims description 4
- 229920001223 polyethylene glycol Polymers 0.000 claims description 4
- RUOJZAUFBMNUDX-UHFFFAOYSA-N propylene carbonate Chemical compound CC1COC(=O)O1 RUOJZAUFBMNUDX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- HXJUTPCZVOIRIF-UHFFFAOYSA-N sulfolane Chemical compound O=S1(=O)CCCC1 HXJUTPCZVOIRIF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- UCKMPCXJQFINFW-UHFFFAOYSA-N Sulphide Chemical compound [S-2] UCKMPCXJQFINFW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N diethanolamine Chemical compound OCCNCCO ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 claims description 3
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 claims description 3
- 239000007792 gaseous phase Substances 0.000 claims description 2
- 239000012071 phase Substances 0.000 claims description 2
- 230000004907 flux Effects 0.000 claims 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 117
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 75
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 74
- 239000006096 absorbing agent Substances 0.000 description 55
- UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N Benzene Chemical compound C1=CC=CC=C1 UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 39
- YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N Toluene Chemical compound CC1=CC=CC=C1 YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 39
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 24
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 21
- 230000009102 absorption Effects 0.000 description 20
- 238000010992 reflux Methods 0.000 description 18
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 17
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 13
- 239000008096 xylene Substances 0.000 description 13
- 150000003738 xylenes Chemical class 0.000 description 13
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 12
- 238000004064 recycling Methods 0.000 description 12
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 12
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 12
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 11
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 description 11
- 239000000470 constituent Substances 0.000 description 11
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 9
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 9
- 238000009834 vaporization Methods 0.000 description 9
- 230000008016 vaporization Effects 0.000 description 9
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 8
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 239000002737 fuel gas Substances 0.000 description 7
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 7
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 7
- 239000002912 waste gas Substances 0.000 description 7
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 6
- 238000011282 treatment Methods 0.000 description 6
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 5
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 5
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 5
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 150000001491 aromatic compounds Chemical class 0.000 description 4
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 4
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 4
- 150000001338 aliphatic hydrocarbons Chemical class 0.000 description 3
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 3
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 3
- 238000010531 catalytic reduction reaction Methods 0.000 description 3
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 3
- 239000012141 concentrate Substances 0.000 description 3
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 3
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 3
- MEKDPHXPVMKCON-UHFFFAOYSA-N ethane;methane Chemical compound C.CC MEKDPHXPVMKCON-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000000284 extract Substances 0.000 description 3
- 150000002431 hydrogen Chemical class 0.000 description 3
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 3
- 238000006722 reduction reaction Methods 0.000 description 3
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000003463 adsorbent Substances 0.000 description 2
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 description 2
- 150000001722 carbon compounds Chemical class 0.000 description 2
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 2
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 2
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 2
- 230000001172 regenerating effect Effects 0.000 description 2
- KPAMAAOTLJSEAR-UHFFFAOYSA-N [N].O=C=O Chemical compound [N].O=C=O KPAMAAOTLJSEAR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 230000000295 complement effect Effects 0.000 description 1
- 150000001923 cyclic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 230000009849 deactivation Effects 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 1
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 229940031098 ethanolamine Drugs 0.000 description 1
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 1
- 239000008246 gaseous mixture Substances 0.000 description 1
- 229910001385 heavy metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 230000010354 integration Effects 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 125000002496 methyl group Chemical group [H]C([H])([H])* 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 231100000252 nontoxic Toxicity 0.000 description 1
- 230000003000 nontoxic effect Effects 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 230000009103 reabsorption Effects 0.000 description 1
- 230000002040 relaxant effect Effects 0.000 description 1
- 150000003464 sulfur compounds Chemical class 0.000 description 1
- 229940059867 sulfur containing product ectoparasiticides Drugs 0.000 description 1
- 239000013589 supplement Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
- B01D53/14—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
- B01D53/1456—Removing acid components
- B01D53/1468—Removing hydrogen sulfide
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
- B01D53/34—Chemical or biological purification of waste gases
- B01D53/46—Removing components of defined structure
- B01D53/48—Sulfur compounds
- B01D53/52—Hydrogen sulfide
- B01D53/526—Mixtures of hydrogen sulfide and carbon dioxide
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
- B01D53/34—Chemical or biological purification of waste gases
- B01D53/96—Regeneration, reactivation or recycling of reactants
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C01—INORGANIC CHEMISTRY
- C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
- C01B17/00—Sulfur; Compounds thereof
- C01B17/02—Preparation of sulfur; Purification
- C01B17/04—Preparation of sulfur; Purification from gaseous sulfur compounds including gaseous sulfides
- C01B17/0404—Preparation of sulfur; Purification from gaseous sulfur compounds including gaseous sulfides by processes comprising a dry catalytic conversion of hydrogen sulfide-containing gases, e.g. the Claus process
- C01B17/0408—Pretreatment of the hydrogen sulfide containing gases
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C01—INORGANIC CHEMISTRY
- C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
- C01B17/00—Sulfur; Compounds thereof
- C01B17/02—Preparation of sulfur; Purification
- C01B17/04—Preparation of sulfur; Purification from gaseous sulfur compounds including gaseous sulfides
- C01B17/0404—Preparation of sulfur; Purification from gaseous sulfur compounds including gaseous sulfides by processes comprising a dry catalytic conversion of hydrogen sulfide-containing gases, e.g. the Claus process
- C01B17/0413—Preparation of sulfur; Purification from gaseous sulfur compounds including gaseous sulfides by processes comprising a dry catalytic conversion of hydrogen sulfide-containing gases, e.g. the Claus process characterised by the combustion step
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C01—INORGANIC CHEMISTRY
- C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
- C01B17/00—Sulfur; Compounds thereof
- C01B17/02—Preparation of sulfur; Purification
- C01B17/04—Preparation of sulfur; Purification from gaseous sulfur compounds including gaseous sulfides
- C01B17/0404—Preparation of sulfur; Purification from gaseous sulfur compounds including gaseous sulfides by processes comprising a dry catalytic conversion of hydrogen sulfide-containing gases, e.g. the Claus process
- C01B17/0456—Preparation of sulfur; Purification from gaseous sulfur compounds including gaseous sulfides by processes comprising a dry catalytic conversion of hydrogen sulfide-containing gases, e.g. the Claus process the hydrogen sulfide-containing gas being a Claus process tail gas
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C01—INORGANIC CHEMISTRY
- C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
- C01B17/00—Sulfur; Compounds thereof
- C01B17/16—Hydrogen sulfides
- C01B17/167—Separation
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G70/00—Working-up undefined normally gaseous mixtures obtained by processes covered by groups C10G9/00, C10G11/00, C10G15/00, C10G47/00, C10G51/00
- C10G70/04—Working-up undefined normally gaseous mixtures obtained by processes covered by groups C10G9/00, C10G11/00, C10G15/00, C10G47/00, C10G51/00 by physical processes
- C10G70/06—Working-up undefined normally gaseous mixtures obtained by processes covered by groups C10G9/00, C10G11/00, C10G15/00, C10G47/00, C10G51/00 by physical processes by gas-liquid contact
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
- C10L3/00—Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
- C10L3/06—Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by C10G, C10K3/02 or C10K3/04
- C10L3/10—Working-up natural gas or synthetic natural gas
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
- C10L3/00—Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
- C10L3/06—Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by C10G, C10K3/02 or C10K3/04
- C10L3/10—Working-up natural gas or synthetic natural gas
- C10L3/101—Removal of contaminants
- C10L3/102—Removal of contaminants of acid contaminants
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D2256/00—Main component in the product gas stream after treatment
- B01D2256/24—Hydrocarbons
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D2258/00—Sources of waste gases
- B01D2258/06—Polluted air
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
- B01D53/34—Chemical or biological purification of waste gases
- B01D53/74—General processes for purification of waste gases; Apparatus or devices specially adapted therefor
- B01D53/77—Liquid phase processes
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
- C10G2300/10—Feedstock materials
- C10G2300/1025—Natural gas
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
- C10G2300/20—Characteristics of the feedstock or the products
- C10G2300/201—Impurities
- C10G2300/207—Acid gases, e.g. H2S, COS, SO2, HCN
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
- C10G2300/40—Characteristics of the process deviating from typical ways of processing
- C10G2300/4081—Recycling aspects
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G2400/00—Products obtained by processes covered by groups C10G9/00 - C10G69/14
- C10G2400/30—Aromatics
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Biomedical Technology (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Sustainable Development (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Combustion & Propulsion (AREA)
- Gas Separation By Absorption (AREA)
- Treating Waste Gases (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
L'invention propose un procédé d'extraction de l'hydrogène sulfuré contenu dans un gaz comportant des hydrocarbures aromatiques, dans lequel on effectue les étapes suivantes: a) on met en contact ledit gaz avec une solution absorbante de manière à obtenir un gaz appauvri en hydrogène sulfuré et une solution absorbante chargée en hydrogène sulfuré, b) on chauffe et on détend la solution absorbante chargée en hydrogène sulfuré à une pression et une température déterminées de manière à libérer une fraction gazeuse comportant des hydrocarbures aromatiques et à obtenir une solution absorbante appauvrie en hydrocarbures aromatiques, lesdites pression et température étant choisies de sorte que ladite fraction gazeuse comporte au moins 50% des hydrocarbures aromatiques et au plus 35 % d'hydrogène sulfuré contenus dans ladite solution absorbante chargée en hydrogène sulfuré, c) on régénère thermiquement la solution absorbante appauvrie en composés hydrocarbures aromatiques de manière à libérer un effluent gazeux riche en hydrogène sulfuré et à obtenir un solution absorbante régénérée.
Description
PROCÉDÉ D'EXTRACTION DE L'HYDROGENE SULFURÉ CONTENU DANS UN GAZ
HYDROCARBONÉ
La présente invention concerne le domaine de la désacidification d'un gaz hydrocarboné, par exemple un gaz naturel.
Il est connu d'utiliser des solvants liquides régénérables thermiquement pour extraire l'hydrogène sulfuré contenu dans un gaz, en particulier dans un gaz naturel. Parmi les solvants les plus couramment utilisés on peut citer les solutions aqueuses d'amines, et certains solvants physiques tels que le sulfolane, le méthanol, la N-formyl morpholine, l'acétyl morpholine, le carbonate de propylène. Si de nombreux solvants susceptibles d'extraire 1'H2S permettent également d'extraire le CO2, il en existe cependant qui présentent une sélectivité pour l'H2S vis-à-vis du CO2 et sont donc avantageusement mis en oeuvre lorsqu'on cherche à limiter la quantité de COZ
extraite avec l'HZS. Parmi les solvants sélectifs pour l'H2S les plus couramment mis en oeuvre on peut citer la méthyldiéthanolamine (MDEA), la diisopropanolamine (DIPA), mais aussi les amines stériquement encombrées et certains solvants physiques, comme par exemple le diméthyl éther polyethylène glycol ou la N-méthyl pyrrolidone.
Ces procédés comportent en général une étape d'extraction de l'H2S
contenu dans le gaz à traiter par mise en contact de ce gaz avec le solvant régénéré, dans un absorbeur opérant à la pression du gaz à traiter, suivie d'une étape de régénération thermique, opérant généralement à une pression légèrement supérieure à la pression atmosphérique, généralement entre 1 et 5 bara, préférentiellement comprise entre 1,5 et 3 bara. Cette régénération thermique s'effectue généralement dans une colonne équipée au fond d'un rebouilleur et en tête d'un condenseur permettant de refroidir les composés
HYDROCARBONÉ
La présente invention concerne le domaine de la désacidification d'un gaz hydrocarboné, par exemple un gaz naturel.
Il est connu d'utiliser des solvants liquides régénérables thermiquement pour extraire l'hydrogène sulfuré contenu dans un gaz, en particulier dans un gaz naturel. Parmi les solvants les plus couramment utilisés on peut citer les solutions aqueuses d'amines, et certains solvants physiques tels que le sulfolane, le méthanol, la N-formyl morpholine, l'acétyl morpholine, le carbonate de propylène. Si de nombreux solvants susceptibles d'extraire 1'H2S permettent également d'extraire le CO2, il en existe cependant qui présentent une sélectivité pour l'H2S vis-à-vis du CO2 et sont donc avantageusement mis en oeuvre lorsqu'on cherche à limiter la quantité de COZ
extraite avec l'HZS. Parmi les solvants sélectifs pour l'H2S les plus couramment mis en oeuvre on peut citer la méthyldiéthanolamine (MDEA), la diisopropanolamine (DIPA), mais aussi les amines stériquement encombrées et certains solvants physiques, comme par exemple le diméthyl éther polyethylène glycol ou la N-méthyl pyrrolidone.
Ces procédés comportent en général une étape d'extraction de l'H2S
contenu dans le gaz à traiter par mise en contact de ce gaz avec le solvant régénéré, dans un absorbeur opérant à la pression du gaz à traiter, suivie d'une étape de régénération thermique, opérant généralement à une pression légèrement supérieure à la pression atmosphérique, généralement entre 1 et 5 bara, préférentiellement comprise entre 1,5 et 3 bara. Cette régénération thermique s'effectue généralement dans une colonne équipée au fond d'un rebouilleur et en tête d'un condenseur permettant de refroidir les composés
2 acides libérés par la régénération et de recycler les condensats en tête du régénérateur à titre de reflux.
Lorsque la pression du gaz à traiter est notablement supérieure à la pression atmosphérique, par exemple dans le cas d'un gaz naturel devant être traité sous une pression de l'ordre de 70 bar, le solvant riche en H2S obtenu en fond d'absorbeur peut contenir des quantités notables d'hydrocarbures dissous.
Il est alors courant d'utiliser une étape de libération de ces hydrocarbures dissous vaporisés par la simple détente du solvant riche en HzS. Cette détente s'effectue à une pression intermédiaire entre celle du gaz brut à traiter et celle de l'étape thermique de régénération, typiquement de l'ordre de 5 à 15 bara.
On sépare ainsi du solvant riche en H2S un gaz contenant la majeure partie des hydrocarbures dissous, qui peut être utilisé comme gaz de fuel. Ce gaz est parfois lavé par un flux de solvant régénéré issu de l'étape thermique de manière à réabsorber les composés acides, notamment l'HzS, libéré lors de la détente. Ce lavage du gaz de fuel libéré par la détente s'effectue en général dans une colonne placée directement sur le ballon de séparation entre le gaz et le liquide détendu. Le solvant ainsi chargé en H2S est directement mélangée avec le solvant détendu et envoyé vers l'étape de régénération thermique.
De manière à réduire les consommations de chaleur de ces procédés on met généralement en oeuvre une étape d'échange thermique entre le solvant riche, après détente et le solvant régénéré obtenu chaud en fond de la colonne de régénération.
La régénération de ces solvants produit un effluent gazeux riche en composés acides, contenant essentiellement l'HZS et le CO2 extraits. Cet effluent acide fait généralement l'objet d'un traitement pour convertir l'H2S
en soufre élémentaire, non toxique et facilement transportable. Parmi les
Lorsque la pression du gaz à traiter est notablement supérieure à la pression atmosphérique, par exemple dans le cas d'un gaz naturel devant être traité sous une pression de l'ordre de 70 bar, le solvant riche en H2S obtenu en fond d'absorbeur peut contenir des quantités notables d'hydrocarbures dissous.
Il est alors courant d'utiliser une étape de libération de ces hydrocarbures dissous vaporisés par la simple détente du solvant riche en HzS. Cette détente s'effectue à une pression intermédiaire entre celle du gaz brut à traiter et celle de l'étape thermique de régénération, typiquement de l'ordre de 5 à 15 bara.
On sépare ainsi du solvant riche en H2S un gaz contenant la majeure partie des hydrocarbures dissous, qui peut être utilisé comme gaz de fuel. Ce gaz est parfois lavé par un flux de solvant régénéré issu de l'étape thermique de manière à réabsorber les composés acides, notamment l'HzS, libéré lors de la détente. Ce lavage du gaz de fuel libéré par la détente s'effectue en général dans une colonne placée directement sur le ballon de séparation entre le gaz et le liquide détendu. Le solvant ainsi chargé en H2S est directement mélangée avec le solvant détendu et envoyé vers l'étape de régénération thermique.
De manière à réduire les consommations de chaleur de ces procédés on met généralement en oeuvre une étape d'échange thermique entre le solvant riche, après détente et le solvant régénéré obtenu chaud en fond de la colonne de régénération.
La régénération de ces solvants produit un effluent gazeux riche en composés acides, contenant essentiellement l'HZS et le CO2 extraits. Cet effluent acide fait généralement l'objet d'un traitement pour convertir l'H2S
en soufre élémentaire, non toxique et facilement transportable. Parmi les
3 procédés de conversion, le plus couramment employé est le procédé Claus, décrit notamment dans les documents FR 2 494 255 et FR 2 327 960, dans lequel le gaz acide extrait fait l'objet d'une combustion partielle à l'air ou de l'air enrichi en oxygène générant un mélange stoechiométrique d'H2S et de SO2 et du soufre élémentaire, récupéré par condensation. Cette première étape thermique est suivie en général de une à trois étapes de conversion catalytique au cours desquelles l'HZS et le S02 réagissent pour former du soufre élémentaire suivant la réaction de Claus 2 H2S + SOZ F~ 3/x Sx + 2 H20 A l'issue des étapes catalytiques du procédé Claus on obtient un gaz contenant encore des quantités notables de produits soufrés (S02, H2S, mais aussi COS, CS2 et soufre élémentaire). De manière à limiter les rejets dans l'environnement de ces composés, ce type de gaz fait en général l'objet d'un traitement complémentaire de finition. Différentes technologies ont été
proposées et mises en ceuvre pour effectuer ce type de traitement de finition.
L'un des procédés les plus couramment employé consiste à convertir l'ensemble des composés soufrés de ce gaz en H2S, par réaction avec des gaz réducteurs (hydrogène, CO) en présence d'un catalyseur approprié. Le gaz résiduaire ainsi obtenu après cette étape de réduction catalytique, est alors lavé par un solvant permettant l'extraction sélective de l'H2S et après régénération de ce solvant, le recyclage de l'HzS ainsi extrait vers l'étape thermique de l'unité Claus.
Il est possible d'utiliser un solvant sélectif, par exemple une solution aqueuse de MDEA pour effectuer le lavage du gaz résiduaire issu de l'étape de réduction catalytique en aval du Claus.
Lorsque le gaz brut à traiter est un gaz naturel contenant du C02 et des quantités notables d'hydrocarbures aromatiques (par exemple quelques
proposées et mises en ceuvre pour effectuer ce type de traitement de finition.
L'un des procédés les plus couramment employé consiste à convertir l'ensemble des composés soufrés de ce gaz en H2S, par réaction avec des gaz réducteurs (hydrogène, CO) en présence d'un catalyseur approprié. Le gaz résiduaire ainsi obtenu après cette étape de réduction catalytique, est alors lavé par un solvant permettant l'extraction sélective de l'H2S et après régénération de ce solvant, le recyclage de l'HzS ainsi extrait vers l'étape thermique de l'unité Claus.
Il est possible d'utiliser un solvant sélectif, par exemple une solution aqueuse de MDEA pour effectuer le lavage du gaz résiduaire issu de l'étape de réduction catalytique en aval du Claus.
Lorsque le gaz brut à traiter est un gaz naturel contenant du C02 et des quantités notables d'hydrocarbures aromatiques (par exemple quelques
4 centaines de ppmv), on va retrouver des quantités notables de ces composés en mélange avec l'H2S dans le gaz acide. En effet, l'étape de détente du solvant riche en H2S obtenu en fond d'absorbeur, si elle permet de libérer l'essentiel des hydrocarbures légers (méthane, éthane,...) dissous dans le solvant en fond d'absorbeur, ne permet pas d'extraire la majeure partie des composés plus lourds et en particulier des composés aromatiques dont la solubilité dans les solvants est généralement très supérieure à celle des hydrocarbures aliphatiques. Il est alors courant d'obtenir un gaz acide en tête du régénérateur pouvant contenir plusieurs centaines de ppmv d'hydrocarbures aromatiques.
Par ailleurs même avec des solvants permettant une absorption sélective de l'H2S vis-à-vis du CO2, on observe toujours une certaine co-absorption du CO2. Lorsque le gaz brut à traiter contient davantage de C02 que d'H2S cette co-absorption peut conduire à l'obtention de gaz acide contenant des proportions importantes voire majoritaires de CO2.
La présence simultanée de quantités importantes de CO2 et de teneurs notables (quelques centaines de ppmv) d'hydrocarbures aromatiques dans un gaz acide, pose certaines difficultés pour la conversion de l'HZS de ce gaz en soufre par le procédé Claus. En effet la dilution de l'H2S par du CO2 réduit la température obtenue dans le four de l'étape thermique du Claus. Cette réduction de température réduit à son tour la destruction des composés aromatiques, qui vont alors se trouver présents en quantités notables dans les étapes catalytiques ultérieures. La présence de ces composés aromatiques lors de ces étapes catalytiques peut alors provoquer divers problèmes opératoires tels que : production de soufre coloré contaminé par des composés carbonés et donc impropre à la vente, bouchage et perte d'activité des catalyseurs par formation et dépôt de composés carbonés sur les catalyseurs (les carsuls).
De plus lorsque la dilution de l'HzS dans l'effluent gazeux produit lors de la régénération devient trop importante, il n'est plus possible de mettre en ceuvre un étage thermique dans le procédé Claus. Il est alors envisageable de
Par ailleurs même avec des solvants permettant une absorption sélective de l'H2S vis-à-vis du CO2, on observe toujours une certaine co-absorption du CO2. Lorsque le gaz brut à traiter contient davantage de C02 que d'H2S cette co-absorption peut conduire à l'obtention de gaz acide contenant des proportions importantes voire majoritaires de CO2.
La présence simultanée de quantités importantes de CO2 et de teneurs notables (quelques centaines de ppmv) d'hydrocarbures aromatiques dans un gaz acide, pose certaines difficultés pour la conversion de l'HZS de ce gaz en soufre par le procédé Claus. En effet la dilution de l'H2S par du CO2 réduit la température obtenue dans le four de l'étape thermique du Claus. Cette réduction de température réduit à son tour la destruction des composés aromatiques, qui vont alors se trouver présents en quantités notables dans les étapes catalytiques ultérieures. La présence de ces composés aromatiques lors de ces étapes catalytiques peut alors provoquer divers problèmes opératoires tels que : production de soufre coloré contaminé par des composés carbonés et donc impropre à la vente, bouchage et perte d'activité des catalyseurs par formation et dépôt de composés carbonés sur les catalyseurs (les carsuls).
De plus lorsque la dilution de l'HzS dans l'effluent gazeux produit lors de la régénération devient trop importante, il n'est plus possible de mettre en ceuvre un étage thermique dans le procédé Claus. Il est alors envisageable de
5 traiter des gaz très dilués (ne contenant par exemple que quelques % vol d'H2S) par des procédés d'oxydation directe où le gaz acide et l'air sont directement mis en contact en présence d'un catalyseur approprié permettant de contrôler la réaction entre l'H2S et l'oxygène de l'air de manière à ne produire essentiellement que du soufre, mais là encore la présence de teneurs importantes en hydrocarbures aromatiques rend difficile la mise en oeuvre de ces catalyseurs.
Différentes solutions ont été proposées pour remédier à ces inconvénients parmi lesquelles on peut citer :
- le préchauffage des gaz (gaz acide et air) alimentant le brûleur de l'étape thermique du procédé Claus. Un tel préchauffage permet d'augmenter la température dans le four du Claus. En fonction de le teneur en CO2 du gaz cette solution ne permet toutefois pas toujours d'atteindre les niveaux de température requis pour obtenir une destruction quasi-totale des hydrocarbures aromatiques (de l'ordre de 1150 C ou davantage), sauf à mettre en oruvre des méthodes coûteuses de préchauffage.
- l'absorption des composés aromatiques présents dans le gaz acide sur un matériau approprié (par exemple charbon actif). Cette méthode nécessite l'installation d'une unité additionnelle de traitement, qui peut s'avérer coûteuse en investissement (cas d'un adsorbant régénérable) ou en dépenses d'opération (cas des adsorbants non régénérables).
- l'enrichissement du gaz acide, par réabsorption sélective de l'H2S qu'il contient dans un solvant approprié. Cette méthode est très efficace du point de vue de la production de soufre, puisqu'elle permet d'obtenir d'une part un gaz
Différentes solutions ont été proposées pour remédier à ces inconvénients parmi lesquelles on peut citer :
- le préchauffage des gaz (gaz acide et air) alimentant le brûleur de l'étape thermique du procédé Claus. Un tel préchauffage permet d'augmenter la température dans le four du Claus. En fonction de le teneur en CO2 du gaz cette solution ne permet toutefois pas toujours d'atteindre les niveaux de température requis pour obtenir une destruction quasi-totale des hydrocarbures aromatiques (de l'ordre de 1150 C ou davantage), sauf à mettre en oruvre des méthodes coûteuses de préchauffage.
- l'absorption des composés aromatiques présents dans le gaz acide sur un matériau approprié (par exemple charbon actif). Cette méthode nécessite l'installation d'une unité additionnelle de traitement, qui peut s'avérer coûteuse en investissement (cas d'un adsorbant régénérable) ou en dépenses d'opération (cas des adsorbants non régénérables).
- l'enrichissement du gaz acide, par réabsorption sélective de l'H2S qu'il contient dans un solvant approprié. Cette méthode est très efficace du point de vue de la production de soufre, puisqu'elle permet d'obtenir d'une part un gaz
6 appauvri en H2S, contenant l'essentiel du CO2 et des hydrocarbures aromatiques présent dans le gaz acide et d'autre part un gaz concentré en H2S
et appauvri en hydrocarbures aromatiques. Elle représente cependant un investissement non négligeable, puisque tout l'H2S extrait du gaz brut à
traiter doit être réabsorbé.
La présente invention propose une méthode simple et peu coûteuse car ne nécessitant qu'un petit nombre d'équipements additionnels, pour séparer la majeure partie des hydrocarbures aromatiques co-absorbés par le solvant de la majeure partie de l'hydrogène sulfuré absorbé par le solvant.
La présente invention concerne de manière générale un procédé
d'extraction de l'hydrogène sulfuré contenu dans un gaz comportant des hydrocarbures aromatiques, dans lequel on effectue les étapes suivantes:
a) on met en contact ledit gaz avec une solution absorbante de manière à
obtenir un gaz appauvri en hydrogène sulfuré et une solution absorbante chargée en hydrogène sulfuré, b) on chauffe et on détend la solution absorbante chargée en hydrogène sulfuré à une pression et une température déterminées de manière à
libérer une fraction gazeuse comportant des hydrocarbures aromatiques et à obtenir une solution absorbante appauvrie en hydrocarbures aromatiques, ladite pression et ladite température étant choisies de sorte que ladite fraction gazeuse comporte au moins 50% des hydrocarbures aromatiques contenu dans ladite solution absorbante chargée en hydrogène sulfuré et au plus 35 % d'hydrogène sulfuré
contenu dans ladite solution absorbante chargée en hydrogène sulfuré, c) on régénère thermiquement la solution absorbante appauvrie en composés hydrocarbures aromatiques de manière à libérer un effluent gazeux riche en hydrogène sulfuré et à obtenir un solution absorbante
et appauvri en hydrocarbures aromatiques. Elle représente cependant un investissement non négligeable, puisque tout l'H2S extrait du gaz brut à
traiter doit être réabsorbé.
La présente invention propose une méthode simple et peu coûteuse car ne nécessitant qu'un petit nombre d'équipements additionnels, pour séparer la majeure partie des hydrocarbures aromatiques co-absorbés par le solvant de la majeure partie de l'hydrogène sulfuré absorbé par le solvant.
La présente invention concerne de manière générale un procédé
d'extraction de l'hydrogène sulfuré contenu dans un gaz comportant des hydrocarbures aromatiques, dans lequel on effectue les étapes suivantes:
a) on met en contact ledit gaz avec une solution absorbante de manière à
obtenir un gaz appauvri en hydrogène sulfuré et une solution absorbante chargée en hydrogène sulfuré, b) on chauffe et on détend la solution absorbante chargée en hydrogène sulfuré à une pression et une température déterminées de manière à
libérer une fraction gazeuse comportant des hydrocarbures aromatiques et à obtenir une solution absorbante appauvrie en hydrocarbures aromatiques, ladite pression et ladite température étant choisies de sorte que ladite fraction gazeuse comporte au moins 50% des hydrocarbures aromatiques contenu dans ladite solution absorbante chargée en hydrogène sulfuré et au plus 35 % d'hydrogène sulfuré
contenu dans ladite solution absorbante chargée en hydrogène sulfuré, c) on régénère thermiquement la solution absorbante appauvrie en composés hydrocarbures aromatiques de manière à libérer un effluent gazeux riche en hydrogène sulfuré et à obtenir un solution absorbante
7 régénérée. La régénération thermique peut être une distillation ou bien un entraînement des composés acides par de la vapeur, opération couramment nommé "strippage".
Selon l'invention, au moins une partie de la solution absorbante régénérée obtenue à l'étape c) peut être recyclée à l'étape a) en tant que solution absorbante.
De plus, au moins une partie de l'effluent gazeux riche en hydrogène sulfuré obtenu à l'étape c) peut être traitée par un procédé Claus.
La fraction gazeuse comportant des hydrocarbures aromatiques obtenue à l'étape b) peut être envoyée vers un brûleur dudit procédé Claus.
La fraction gazeuse comportant des hydrocarbures aromatiques obtenue à l'étape b), ainsi que des gaz de queue dudit procédé Claus peuvent être mis en contact avec une deuxième solution absorbante de manière à
produire un flux pauvre en hydrogène sulfuré et une deuxième solution absorbante enrichie en hydrogène sulfuré. Au moins une partie de la deuxième solution absorbante enrichie en hydrogène sulfuré peut être recyclée à l'étape a) en tant que solution absorbante.
L'étape c) peut être réalisée dans une colonne de régénération, et dans lequel au moins une partie de la deuxième solution absorbante enrichie en hydrogène sulfuré peut être introduite dans ladite colonne de manière être régénérée.
On peut mettre en contact la fraction gazeuse comportant des hydrocarbures aromatiques obtenue à l'étape b) avec une portion de la solution absorbante régénérée obtenue à l'étape c), de manière à obtenir une fraction gazeuse appauvrie en hydrogène sulfuré et une troisième solution absorbante enrichie en hydrogène sulfuré.
La fraction gazeuse comportant des hydrocarbures aromatiques obtenue à l'étape b) peut être préalablement refroidie et condensée avant d'être
Selon l'invention, au moins une partie de la solution absorbante régénérée obtenue à l'étape c) peut être recyclée à l'étape a) en tant que solution absorbante.
De plus, au moins une partie de l'effluent gazeux riche en hydrogène sulfuré obtenu à l'étape c) peut être traitée par un procédé Claus.
La fraction gazeuse comportant des hydrocarbures aromatiques obtenue à l'étape b) peut être envoyée vers un brûleur dudit procédé Claus.
La fraction gazeuse comportant des hydrocarbures aromatiques obtenue à l'étape b), ainsi que des gaz de queue dudit procédé Claus peuvent être mis en contact avec une deuxième solution absorbante de manière à
produire un flux pauvre en hydrogène sulfuré et une deuxième solution absorbante enrichie en hydrogène sulfuré. Au moins une partie de la deuxième solution absorbante enrichie en hydrogène sulfuré peut être recyclée à l'étape a) en tant que solution absorbante.
L'étape c) peut être réalisée dans une colonne de régénération, et dans lequel au moins une partie de la deuxième solution absorbante enrichie en hydrogène sulfuré peut être introduite dans ladite colonne de manière être régénérée.
On peut mettre en contact la fraction gazeuse comportant des hydrocarbures aromatiques obtenue à l'étape b) avec une portion de la solution absorbante régénérée obtenue à l'étape c), de manière à obtenir une fraction gazeuse appauvrie en hydrogène sulfuré et une troisième solution absorbante enrichie en hydrogène sulfuré.
La fraction gazeuse comportant des hydrocarbures aromatiques obtenue à l'étape b) peut être préalablement refroidie et condensée avant d'être
8 mise en contact avec la portion de la solution absorbante régénérée obtenue à
l'étape c).
L'effluent gazeux riche en hydrogène sulfuré obtenu à l'étape c) peut être traité par un procédé d'oxydation de l'hydrogène sulfuré.
Avant l'étape c), la solution absorbante appauvrie en hydrocarbures aromatiques peut être mise en contact avec une fraction de l'effluent gazeux riche en hydrogène sulfuré obtenu à l'étape c) de manière à ce que ladite fraction entraîne une partie des hydrocarbures aromatiques contenus dans ladite solution.
Alternativement, l'effluent gazeux riche en hydrogène sulfuré obtenu à
l'étape c) peut être partiellement condensé par refroidissement de manière à
produire une phase gazeuse et un condensat, et , avant l'étape c), la solution absorbante appauvrie en hydrocarbures aromatiques peut être mise en contact avec une fraction de ladite phase gazeuse de manière à ce que ladite fraction entraîne une partie des hydrocarbures aromatiques et du dioxyde de carbone contenus dans ladite solution.
Alternativement ou en complément des recycles de fraction gazeuse mentionnés ci-dessus, une partie de la solution absorbante régénérée obtenue à l'étape c) peut-être recyclée chaude, directement depuis la sortie du régénérateur, vers l'étape b) en tant que solution absorbante : la fraction gazeuse libérée à l'étape b) est mise en contact avec une partie de la solution absorbante régénérée obtenue à l'étape c). La fraction gazeuse libérée à
l'étape b), comportant des hydrocarbures aromatiques et de l'hydrogène sulfuré, est ainsi appauvrie en hydrogène sulfuré, sans équipement supplémentaire et la solution absorbante issue de l'étape b) est d'autant plus enrichie en hydrogène sulfuré. Ce recyclage d'une fraction de la solution absorbante régénérée chaude conduit de plus à une meilleure intégration thermique du procédé.
La solution absorbante peut comporter une amine en solution dans de l'eau. L'amine peut être choisie parmi le groupe comportant la
l'étape c).
L'effluent gazeux riche en hydrogène sulfuré obtenu à l'étape c) peut être traité par un procédé d'oxydation de l'hydrogène sulfuré.
Avant l'étape c), la solution absorbante appauvrie en hydrocarbures aromatiques peut être mise en contact avec une fraction de l'effluent gazeux riche en hydrogène sulfuré obtenu à l'étape c) de manière à ce que ladite fraction entraîne une partie des hydrocarbures aromatiques contenus dans ladite solution.
Alternativement, l'effluent gazeux riche en hydrogène sulfuré obtenu à
l'étape c) peut être partiellement condensé par refroidissement de manière à
produire une phase gazeuse et un condensat, et , avant l'étape c), la solution absorbante appauvrie en hydrocarbures aromatiques peut être mise en contact avec une fraction de ladite phase gazeuse de manière à ce que ladite fraction entraîne une partie des hydrocarbures aromatiques et du dioxyde de carbone contenus dans ladite solution.
Alternativement ou en complément des recycles de fraction gazeuse mentionnés ci-dessus, une partie de la solution absorbante régénérée obtenue à l'étape c) peut-être recyclée chaude, directement depuis la sortie du régénérateur, vers l'étape b) en tant que solution absorbante : la fraction gazeuse libérée à l'étape b) est mise en contact avec une partie de la solution absorbante régénérée obtenue à l'étape c). La fraction gazeuse libérée à
l'étape b), comportant des hydrocarbures aromatiques et de l'hydrogène sulfuré, est ainsi appauvrie en hydrogène sulfuré, sans équipement supplémentaire et la solution absorbante issue de l'étape b) est d'autant plus enrichie en hydrogène sulfuré. Ce recyclage d'une fraction de la solution absorbante régénérée chaude conduit de plus à une meilleure intégration thermique du procédé.
La solution absorbante peut comporter une amine en solution dans de l'eau. L'amine peut être choisie parmi le groupe comportant la
9 méthyldiéthanolamine, la diisopropanolamine et les amines stériquement encombrées et dans lequel à l'étape b), ladite température peut être comprise entre 80 et 140 C, et ladite pression peut être comprise entre 1,5 et 6 bara.
L'amine peut également être choisie parmi le groupe comportant la monoéthanolamine et la diéthanolamine, et dans lequel à l'étape b), ladite température peut être comprise entre 80 et 140 C, et ladite pression peut être comprise entre 1,5 et 6 bara.
Alternativement, la solution absorbante peut être choisie parmi le groupe constitué du sulfolane, le méthanol, la N-formyl morpholine, l'acétyl morpholine, le carbonate de propylène, le diméthyl éther polyethylène glycol ou la N-méthyl pyrrolidone.
Selon l'invention, le gaz peut être un gaz naturel. Le gaz peut comporter au moins 50ppmv d'hydrocarbures aromatiques.
Dans le procédé selon l'invention, le fait de limiter l'envoi d'hydrocarbures aromatiques dans le procédé de traitement Claus, favorise le fonctionnement de ce procédé.
Lorsqu'un solvant d'absorption sélective de l'H2S, vis-à-vis du COz, est mis en aeuvre, le procédé selon l'invention permet en outre d'obtenir une augmentation sensible de la concentration en H2S du gaz acide, là encore à
moindre coût, notamment sans avoir à réabsorber la totalité ou même une fraction importante de l'H2S extrait du gaz brut. Cet effet contribue également à améliorer le fonctionnement du procédé Claus.
D'autres caractéristiques et avantages de l'invention seront mieux compris et apparaîtront clairement à la lecture de la description faite ci-après en se référant aux dessins parmi lesquels :
- la figure 1 schématise un mode de réalisation du procédé selon l'invention, - les figures lb, 2, 2b, 3 et 3b schématisent des variantes de réalisation du procédé selon l'invention.
En référence aux figures 1 et lb, le gaz à traiter est admis par la ligne 5 1 dans le bas d'un absorbeur 2. En tête de l'absorbeur 2, on récupère le gaz dont est extrait l'H2S absorbé par le solvant, injecté en tête d'absorbeur par la ligne 30, ainsi que les fractions des composés co-absorbés, notamment les hydrocarbures et le CO2. Cette absorbeur opère en général à des températures proches ou légèrement supérieures à la température ambiante, typiquement
L'amine peut également être choisie parmi le groupe comportant la monoéthanolamine et la diéthanolamine, et dans lequel à l'étape b), ladite température peut être comprise entre 80 et 140 C, et ladite pression peut être comprise entre 1,5 et 6 bara.
Alternativement, la solution absorbante peut être choisie parmi le groupe constitué du sulfolane, le méthanol, la N-formyl morpholine, l'acétyl morpholine, le carbonate de propylène, le diméthyl éther polyethylène glycol ou la N-méthyl pyrrolidone.
Selon l'invention, le gaz peut être un gaz naturel. Le gaz peut comporter au moins 50ppmv d'hydrocarbures aromatiques.
Dans le procédé selon l'invention, le fait de limiter l'envoi d'hydrocarbures aromatiques dans le procédé de traitement Claus, favorise le fonctionnement de ce procédé.
Lorsqu'un solvant d'absorption sélective de l'H2S, vis-à-vis du COz, est mis en aeuvre, le procédé selon l'invention permet en outre d'obtenir une augmentation sensible de la concentration en H2S du gaz acide, là encore à
moindre coût, notamment sans avoir à réabsorber la totalité ou même une fraction importante de l'H2S extrait du gaz brut. Cet effet contribue également à améliorer le fonctionnement du procédé Claus.
D'autres caractéristiques et avantages de l'invention seront mieux compris et apparaîtront clairement à la lecture de la description faite ci-après en se référant aux dessins parmi lesquels :
- la figure 1 schématise un mode de réalisation du procédé selon l'invention, - les figures lb, 2, 2b, 3 et 3b schématisent des variantes de réalisation du procédé selon l'invention.
En référence aux figures 1 et lb, le gaz à traiter est admis par la ligne 5 1 dans le bas d'un absorbeur 2. En tête de l'absorbeur 2, on récupère le gaz dont est extrait l'H2S absorbé par le solvant, injecté en tête d'absorbeur par la ligne 30, ainsi que les fractions des composés co-absorbés, notamment les hydrocarbures et le CO2. Cette absorbeur opère en général à des températures proches ou légèrement supérieures à la température ambiante, typiquement
10 comprises entre 20 et 100 C, préférentiellement comprises entre 30 et 90 C, et à des pression typiquement comprise entre 10 et 200 bars, préférentiellement entre 20 et 100 bars.
Le solvant mis en oeuvre par le procédé selon l'invention est choisi pour sa capacité d'absorption de l'H2S. Le procédé peut notamment être mis en oeuvre lorsque le solvant utilisé est une solution aqueuse d'une amine ou d'un mélange d'amines telles que la mono éthanol amine, la di éthanol amine, la méthyl di éthanol amine, la di iso propanol amine, les amines stériquement encombrées, un solvant physique tel que le sulfolane, le méthanol, la N formyl morpholine, l'acétyl morpholine, le diméthyl éther polyethylène glycol, la N-méthyl pyrrolidone, le carbonate de propylène ou un mélange d'amines de solvant physique et d'eau dans des proportions variables. La mise en oeuvre du procédé de l'invention peut être effectuée avec un solvant sélectif ou non sélectif pour l'H2S vis-à-vis du CO2.
Le gaz arrivant par le conduit 1 peut être un gaz naturel disponible à
une pression comprise entre 10 et 200 bars, et à une température comprise entre 20 et 100 C. Ce gaz comporte de l'HZS et éventuellement d'autres composés acides tels que du CO2, du COS, des mercaptans. De plus, le gaz naturel comporte des hydrocarbures aromatiques, qui sont des composés
Le solvant mis en oeuvre par le procédé selon l'invention est choisi pour sa capacité d'absorption de l'H2S. Le procédé peut notamment être mis en oeuvre lorsque le solvant utilisé est une solution aqueuse d'une amine ou d'un mélange d'amines telles que la mono éthanol amine, la di éthanol amine, la méthyl di éthanol amine, la di iso propanol amine, les amines stériquement encombrées, un solvant physique tel que le sulfolane, le méthanol, la N formyl morpholine, l'acétyl morpholine, le diméthyl éther polyethylène glycol, la N-méthyl pyrrolidone, le carbonate de propylène ou un mélange d'amines de solvant physique et d'eau dans des proportions variables. La mise en oeuvre du procédé de l'invention peut être effectuée avec un solvant sélectif ou non sélectif pour l'H2S vis-à-vis du CO2.
Le gaz arrivant par le conduit 1 peut être un gaz naturel disponible à
une pression comprise entre 10 et 200 bars, et à une température comprise entre 20 et 100 C. Ce gaz comporte de l'HZS et éventuellement d'autres composés acides tels que du CO2, du COS, des mercaptans. De plus, le gaz naturel comporte des hydrocarbures aromatiques, qui sont des composés
11 cycliques insaturés, comportant un noyau aromatique comme le benzène, le toluène ou les xylènes.
Sur les figures 1 et lb, le solvant riche en H2S obtenu en fond d'absorbeur par la ligne 4 est détendu par un moyen de détente 5, et admis dans un premier ballon de détente 6. Cette première étape de détente est facultative pour la mise en uvre du procédé selon l'invention, mais elle permet d'obtenir par la ligne 7 un gaz contenant la majeure partie des hydrocarbures aliphatiques co-absorbés par le solvant. Ce gaz peut éventuellement être lavé par une fraction du solvant régénéré et le gaz ainsi obtenu peut être utilisé comme gaz de fuel. Un tel lavage, facultatif, n'est cependant pas représenté ici. Le ballon de détente 6 opère à une pression inférieure à celle de l'absorbeur 2 et supérieure à celle du ballon de détente
Sur les figures 1 et lb, le solvant riche en H2S obtenu en fond d'absorbeur par la ligne 4 est détendu par un moyen de détente 5, et admis dans un premier ballon de détente 6. Cette première étape de détente est facultative pour la mise en uvre du procédé selon l'invention, mais elle permet d'obtenir par la ligne 7 un gaz contenant la majeure partie des hydrocarbures aliphatiques co-absorbés par le solvant. Ce gaz peut éventuellement être lavé par une fraction du solvant régénéré et le gaz ainsi obtenu peut être utilisé comme gaz de fuel. Un tel lavage, facultatif, n'est cependant pas représenté ici. Le ballon de détente 6 opère à une pression inférieure à celle de l'absorbeur 2 et supérieure à celle du ballon de détente
12.
Cette pression est généralement fixée par les conditions d'utilisation du gaz de fuel, typiquement de l'ordre de 5 à 15 bara. Ce ballon opère à une température sensiblement identique à celle du solvant obtenu en fond de l'absorbeur 2.
Le solvant riche en H2S obtenu après détente est envoyé par ligne 8 vers un moyen de préchauffage. On a représenté sur les figures 1 et lb un échangeur de chaleur 9 avec le solvant régénéré obtenu en fond de la colonne de régénération 18, mais tout autre moyen adéquat de préchauffage peut être utilisé du moment qu'il permet de porter la température du solvant riche en H2S au niveau requis pour réaliser une vaporisation partielle des composés absorbés par le solvant riche en HZS.
Le solvant riche en HZS préchauffé est admis par la ligne 10, après détente éventuelle par un moyen de détente 11, dans le ballon 12 où s'effectue la séparation des gaz vaporisés et du solvant riche en H2S. Ce ballon 12 est opéré dans des conditions de température et de pression telles qu'on obtienne une vaporisation d'une fraction minoritaire de l'H2S absorbé par le solvant, généralement inférieure à 35 %, préférentiellement inférieure à 30 %, et d'une fraction majoritaire des hydrocarbures aromatiques absorbés par le solvant, supérieure à 50 %, préférentiellement supérieure à 70 %. La pression du ballon 12 est inférieure à celle du ballon 6 et supérieure à celle de la pression atmosphérique, préférentiellement comprise entre 2 et 6 bara. La température du ballon 12 est comprise entre celle du solvant chargé en H2S obtenu en fond de l'absorbeur 2 et celle du solvant régénéré obtenu en fond du régénérateur 18.
Il est aussi possible de recycler une fraction minoritaire du gaz acide obtenu en tête du ballon de reflux 21 ou d'utiliser tout autre flux gazeux qui serait disponible comme agent de "strippage", injecté dans le fond du ballon 12, de manière à augmenter la quantité d'hydrocarbures aromatiques vaporisés lors de cette étape. Par ailleurs, alternativement ou en complément du recycle du gaz acide, il est également possible de recycler une fraction de solution absorbante régénérée chaude, obtenue en fond du régénérateur 18, en tête du ballon 12, de manière à laver les gaz vaporisés et ainsi concentrer l'hydrogène sulfuré dans la solution absorbante envoyée vers la colonne de régénération 18.
La figure lb complète le procédé décrit en référence à la figure 1 en schématisant deux modes de réalisation du recycle de gaz acide obtenu dans le régénérateur 18 vers le ballon 12 et un mode de réalisation du recycle de solution absorbante régénérée chaude obtenue dans le fond du régénérateur 18 vers le ballon 12.
Sur la figure lb, une fraction du gaz acide obtenu directement en sortie du régénérateur 18 par la ligne 42 ou bien obtenu en tête du ballon de reflux 21 par la ligne 43 est injectée dans le fond du ballon 12. Ce recyclage d'une fraction du gaz acide, comprise entre 0 et 50 % vol du flux total et préférentiellement entre 10 et 35 % vol du flux total, permet d'augmenter la quantité d'hydrocarbures aromatiques vaporisés lors de cette étape et permet d'enrichir en H2S ledit gaz acide sortant du régénérateur 18 et donc d'améliorer le fonctionnement de l'unité de conversion de l'HZS en soufre, par le
Cette pression est généralement fixée par les conditions d'utilisation du gaz de fuel, typiquement de l'ordre de 5 à 15 bara. Ce ballon opère à une température sensiblement identique à celle du solvant obtenu en fond de l'absorbeur 2.
Le solvant riche en H2S obtenu après détente est envoyé par ligne 8 vers un moyen de préchauffage. On a représenté sur les figures 1 et lb un échangeur de chaleur 9 avec le solvant régénéré obtenu en fond de la colonne de régénération 18, mais tout autre moyen adéquat de préchauffage peut être utilisé du moment qu'il permet de porter la température du solvant riche en H2S au niveau requis pour réaliser une vaporisation partielle des composés absorbés par le solvant riche en HZS.
Le solvant riche en HZS préchauffé est admis par la ligne 10, après détente éventuelle par un moyen de détente 11, dans le ballon 12 où s'effectue la séparation des gaz vaporisés et du solvant riche en H2S. Ce ballon 12 est opéré dans des conditions de température et de pression telles qu'on obtienne une vaporisation d'une fraction minoritaire de l'H2S absorbé par le solvant, généralement inférieure à 35 %, préférentiellement inférieure à 30 %, et d'une fraction majoritaire des hydrocarbures aromatiques absorbés par le solvant, supérieure à 50 %, préférentiellement supérieure à 70 %. La pression du ballon 12 est inférieure à celle du ballon 6 et supérieure à celle de la pression atmosphérique, préférentiellement comprise entre 2 et 6 bara. La température du ballon 12 est comprise entre celle du solvant chargé en H2S obtenu en fond de l'absorbeur 2 et celle du solvant régénéré obtenu en fond du régénérateur 18.
Il est aussi possible de recycler une fraction minoritaire du gaz acide obtenu en tête du ballon de reflux 21 ou d'utiliser tout autre flux gazeux qui serait disponible comme agent de "strippage", injecté dans le fond du ballon 12, de manière à augmenter la quantité d'hydrocarbures aromatiques vaporisés lors de cette étape. Par ailleurs, alternativement ou en complément du recycle du gaz acide, il est également possible de recycler une fraction de solution absorbante régénérée chaude, obtenue en fond du régénérateur 18, en tête du ballon 12, de manière à laver les gaz vaporisés et ainsi concentrer l'hydrogène sulfuré dans la solution absorbante envoyée vers la colonne de régénération 18.
La figure lb complète le procédé décrit en référence à la figure 1 en schématisant deux modes de réalisation du recycle de gaz acide obtenu dans le régénérateur 18 vers le ballon 12 et un mode de réalisation du recycle de solution absorbante régénérée chaude obtenue dans le fond du régénérateur 18 vers le ballon 12.
Sur la figure lb, une fraction du gaz acide obtenu directement en sortie du régénérateur 18 par la ligne 42 ou bien obtenu en tête du ballon de reflux 21 par la ligne 43 est injectée dans le fond du ballon 12. Ce recyclage d'une fraction du gaz acide, comprise entre 0 et 50 % vol du flux total et préférentiellement entre 10 et 35 % vol du flux total, permet d'augmenter la quantité d'hydrocarbures aromatiques vaporisés lors de cette étape et permet d'enrichir en H2S ledit gaz acide sortant du régénérateur 18 et donc d'améliorer le fonctionnement de l'unité de conversion de l'HZS en soufre, par le
13 procédé Claus. Cet enrichissement en H2S du gaz acide en sortie du régénérateur 18 s'explique par la quantité de C02, éliminé par la ligne 13, qui est notablement améliorée, ce qui entraîne une concentration de l'H2S résiduel dans le solvant obtenu en fond du ballon 12 et envoyé par la ligne 15 et la pompe 16 en tête du régénérateur 18 et donc une concentration de l'H2S dans le gaz acide libéré en tête du régénérateur 18 vers l'unité Claus, par les conduits 25 et 41.
Sur la figure lb, une fraction de solution absorbante régénérée chaude obtenue en fond de régénérateur 18 par la ligne 27 est injectée via le conduit 44 en tête du ballon 12. Dans le ballon 12, la solution absorbante régénérée chaude est mise en contact avec le gaz libéré par la détente de la solution absorbante chargée en composés acides arrivant par le conduit 11 et éventuellement avec les gaz de "strippage" introduits dans 12 par le conduit et/ou 43. Ce recyclage, d'une fraction de solution absorbante régénérée chaude, comprise entre 0 et 50 % vol du flux total et préférentiellement entre 5 et 35 %
vol du flux total, permet de laver, sans ajouter d'équipement supplémentaire, la fraction gazeuse issue du ballon 12 et donc d'appauvrir cette fraction gazeuse en hydrogène sulfuré et d'enrichir d'autant la solution absorbante en hydrogène sulfuré. La solution absorbante ainsi enrichie en hydrogène sulfurée, permet de produire un gaz acide d'autant plus riche en HZS en sortie du régénérateur 18.
Sur les figures 1 et lb, le solvant obtenu en fond du ballon 12 est envoyé par la ligne 15 et la pompe 16 en tête du régénérateur 18. Dans ce régénérateur les composés acides absorbés par le solvant, notamment de l'H2S, sont vaporisés par effet couramment nommé "strippage" avec de la vapeur générée par le rebouilleur 26 en fond du régénérateur. Ces gaz sont récupérés par la ligne 19 en tête du régénérateur, refroidis dans l'échangeur 20 et l'eau ainsi que le solvant contenu dans le gaz de tête du régénérateur sont majoritairement condensés, séparés dans le ballon de reflux 21 et recyclés
Sur la figure lb, une fraction de solution absorbante régénérée chaude obtenue en fond de régénérateur 18 par la ligne 27 est injectée via le conduit 44 en tête du ballon 12. Dans le ballon 12, la solution absorbante régénérée chaude est mise en contact avec le gaz libéré par la détente de la solution absorbante chargée en composés acides arrivant par le conduit 11 et éventuellement avec les gaz de "strippage" introduits dans 12 par le conduit et/ou 43. Ce recyclage, d'une fraction de solution absorbante régénérée chaude, comprise entre 0 et 50 % vol du flux total et préférentiellement entre 5 et 35 %
vol du flux total, permet de laver, sans ajouter d'équipement supplémentaire, la fraction gazeuse issue du ballon 12 et donc d'appauvrir cette fraction gazeuse en hydrogène sulfuré et d'enrichir d'autant la solution absorbante en hydrogène sulfuré. La solution absorbante ainsi enrichie en hydrogène sulfurée, permet de produire un gaz acide d'autant plus riche en HZS en sortie du régénérateur 18.
Sur les figures 1 et lb, le solvant obtenu en fond du ballon 12 est envoyé par la ligne 15 et la pompe 16 en tête du régénérateur 18. Dans ce régénérateur les composés acides absorbés par le solvant, notamment de l'H2S, sont vaporisés par effet couramment nommé "strippage" avec de la vapeur générée par le rebouilleur 26 en fond du régénérateur. Ces gaz sont récupérés par la ligne 19 en tête du régénérateur, refroidis dans l'échangeur 20 et l'eau ainsi que le solvant contenu dans le gaz de tête du régénérateur sont majoritairement condensés, séparés dans le ballon de reflux 21 et recyclés
14 comme reflux en tête de régénérateur par la ligne 22. Les conditions de température et de pression opératoires du régénérateur sont fonction du type de solvant mis en oeuvre. Le régénérateur 18 opère sous une pression généralement comprise entre la pression atmosphérique et 10 bara, préférentiellement comprise entre 1,5 et 3 bara. La température en fond du régénérateur est généralement comprise entre 100 et 200 C, préférentiellement comprise entre 110 et 150 C.
En fond du régénérateur 18 on obtient par la ligne 27 un flux de solvant régénéré chaud, qui après échange de chaleur avec le solvant riche en H2S dans l'échangeur 9, est recyclé via la ligne 28, la pompe 29 et la ligne en tête de l'absorbeur 2.
Les gaz libérés par vaporisation partielle dans le ballon 12 sont admis par la ligne 13, après une éventuelle condensation de l'eau dans le condenseur 40 et après détente éventuelle par un moyen de détente 14, dans une première section 32 de l'étape thermique d'une unité mettant en oeuvre le procédé
Claus. Les gaz obtenu après détente dans le moyen 14 peuvent être mélangés à une fraction du gaz acide obtenu en tête du ballon de reflux 21 par la ligne 25. Cette fraction de gaz acide provenant du ballon de reflux 21 est éventuellement introduite de telle manière à ajuster la composition globale du gaz dans la section thermique 32. Dans cette section ces gaz riches en hydrocarbures aromatiques, éventuellement mélangés avec une fraction de gaz acide, font l'objet d'une combustion par de l'air ou de l'air enrichi en oxygène, admis par la ligne 31. Cette combustion s'effectue au moyen d'instruments (brûleur, four,..) adéquats, non représentés ici et le débit d'air est déterminé de manière à obtenir une température permettant la destruction quasi-totale des hydrocarbures aromatiques. Cette température doit être supérieure à 1150 C, préférentiellement supérieure à 1200 C.
Le mélange gazeux chaud ainsi obtenu est alors admis dans une seconde section de combustion 33, où il est mélangé avec le gaz acide obtenu en tête du ballon de reflux 21 par la ligne 41, avec une quantité d'air ou d'air enrichi en oxygène, arrivant par la ligne 34, déterminée de manière à obtenir en sortie de l'étape thermique, par la ligne 36 un mélange gazeux contenant un rapport stoechiométrique entre H2S et SO2 (H2S/S02 = 2). L'air ou l'air 5 enrichi en oxygène et le gaz acide sont admis dans cette seconde section de combustion par des moyens appropriés non représentés ici (brûleur, cannes d'injection,...). La détermination du débit d'air ou d'air enrichi en oxygène injecté dans cette seconde section de manière à contrôler la stoechiométrie de la réaction se fait par les moyens habituellement mis en oruvre dans ce type 10 d'unité et non représentés ici (analyseur en ligne du gaz acide en sortie Claus agissant sur une vanne de contrôle de l'appoint d'air ou d'air enrichi en oxygène). La réaction dans la section n'est pas perturbée par la présence d'hydrocarbures aromatiques car ils ont été séparés dans le ballon 12 et détruit dans la section 32.
En fond du régénérateur 18 on obtient par la ligne 27 un flux de solvant régénéré chaud, qui après échange de chaleur avec le solvant riche en H2S dans l'échangeur 9, est recyclé via la ligne 28, la pompe 29 et la ligne en tête de l'absorbeur 2.
Les gaz libérés par vaporisation partielle dans le ballon 12 sont admis par la ligne 13, après une éventuelle condensation de l'eau dans le condenseur 40 et après détente éventuelle par un moyen de détente 14, dans une première section 32 de l'étape thermique d'une unité mettant en oeuvre le procédé
Claus. Les gaz obtenu après détente dans le moyen 14 peuvent être mélangés à une fraction du gaz acide obtenu en tête du ballon de reflux 21 par la ligne 25. Cette fraction de gaz acide provenant du ballon de reflux 21 est éventuellement introduite de telle manière à ajuster la composition globale du gaz dans la section thermique 32. Dans cette section ces gaz riches en hydrocarbures aromatiques, éventuellement mélangés avec une fraction de gaz acide, font l'objet d'une combustion par de l'air ou de l'air enrichi en oxygène, admis par la ligne 31. Cette combustion s'effectue au moyen d'instruments (brûleur, four,..) adéquats, non représentés ici et le débit d'air est déterminé de manière à obtenir une température permettant la destruction quasi-totale des hydrocarbures aromatiques. Cette température doit être supérieure à 1150 C, préférentiellement supérieure à 1200 C.
Le mélange gazeux chaud ainsi obtenu est alors admis dans une seconde section de combustion 33, où il est mélangé avec le gaz acide obtenu en tête du ballon de reflux 21 par la ligne 41, avec une quantité d'air ou d'air enrichi en oxygène, arrivant par la ligne 34, déterminée de manière à obtenir en sortie de l'étape thermique, par la ligne 36 un mélange gazeux contenant un rapport stoechiométrique entre H2S et SO2 (H2S/S02 = 2). L'air ou l'air 5 enrichi en oxygène et le gaz acide sont admis dans cette seconde section de combustion par des moyens appropriés non représentés ici (brûleur, cannes d'injection,...). La détermination du débit d'air ou d'air enrichi en oxygène injecté dans cette seconde section de manière à contrôler la stoechiométrie de la réaction se fait par les moyens habituellement mis en oruvre dans ce type 10 d'unité et non représentés ici (analyseur en ligne du gaz acide en sortie Claus agissant sur une vanne de contrôle de l'appoint d'air ou d'air enrichi en oxygène). La réaction dans la section n'est pas perturbée par la présence d'hydrocarbures aromatiques car ils ont été séparés dans le ballon 12 et détruit dans la section 32.
15 A l'issue de ces étapes de combustion le gaz est refroidi pour produire du soufre élémentaire liquide par la ligne 35 et un gaz qui sera admis par la ligne 36 dans la section catalytique 37 de l'unité Claus, cette section produisant du soufre liquide par la ligne 38 et un gaz résiduaire par la ligne 39, qui peut faire l'objet d'éventuels traitements complémentaires.
Dans le second mode de réalisation de l'invention décrit en relation avec les figures 2 et 2b, le gaz à traiter est admis par la ligne 1 dans le bas d'un absorbeur 2. En tête de l'absorbeur 2 on récupère le gaz dont est extrait l'H2S absorbé par le solvant, injecté en tête d'absorbeur par la ligne 30, ainsi que les fractions des composés co-absorbés, notamment les hydrocarbures et le C02. Cet absorbeur opère en général à des températures proches ou légèrement supérieures à la température ambiante, typiquement comprises entre 20 et 100 C, préférentiellement comprises entre 30 et 90 C, et à des
Dans le second mode de réalisation de l'invention décrit en relation avec les figures 2 et 2b, le gaz à traiter est admis par la ligne 1 dans le bas d'un absorbeur 2. En tête de l'absorbeur 2 on récupère le gaz dont est extrait l'H2S absorbé par le solvant, injecté en tête d'absorbeur par la ligne 30, ainsi que les fractions des composés co-absorbés, notamment les hydrocarbures et le C02. Cet absorbeur opère en général à des températures proches ou légèrement supérieures à la température ambiante, typiquement comprises entre 20 et 100 C, préférentiellement comprises entre 30 et 90 C, et à des
16 pression typiquement comprise entre 10 et 200 bars, préférentiellement entre 20 et 100 bars.
Le solvant riche en H2S obtenu en fond d'absorbeur par la ligne 4 est détendu par un moyen de détente 5, puis admis dans un premier ballon de détente 6. Cette première étape de détente est facultative pour la mise en uvre du procédé selon l'invention, mais elle permet d'obtenir par la ligne 7 un gaz contenant la majeure partie des hydrocarbures aliphatiques co-absorbés par le solvant. Ce gaz peut éventuellement être lavé par une fraction du solvant régénéré et le gaz ainsi obtenu peut être utilisé comme gaz de fuel.
Un tel lavage, facultatif, n'est cependant pas représenté ici. Le ballon de détente 6 opère à une pression inférieure à celle de l'absorbeur 2 supérieure à celle du ballon de détente 12. Cette pression est généralement fixée par les conditions d'utilisation du gaz de fuel, typiquement de l'ordre de 5 à 15 bara. Ce ballon opère à une température sensiblement identique à celle du solvant obtenu en fond de l'absorbeur 2.
Le solvant riche en H2S obtenu après détente est envoyé par ligne 8 vers un moyen de préchauffage. On a représenté sur les figures 2 et 2b un échangeur de chaleur 9 avec le solvant régénéré obtenu en fond de la colonne de régénération 21, mais tout autre moyen adéquat de préchauffage peut être utilisé du moment qu'il permet de porter la température du solvant riche en H2S au niveau requis pour réaliser une vaporisation partielle des composés absorbés du solvant riche en HZS.
Le solvant riche en H2S préchauffé est admis par la ligne 11, après détente éventuelle par un moyen de détente 10, dans le ballon 12 où s'effectue la séparation des gaz vaporisés et du solvant riche en H2S. Ce ballon 12 est opéré dans des conditions de température et de pression telles qu'on obtienne une vaporisation d'une fraction minoritaire de l'H2S absorbé par le solvant, généralement inférieure à 35 %, préférentiellement inférieure à 30 %, et d'une fraction majoritaire des hydrocarbures aromatiques absorbés par le solvant,
Le solvant riche en H2S obtenu en fond d'absorbeur par la ligne 4 est détendu par un moyen de détente 5, puis admis dans un premier ballon de détente 6. Cette première étape de détente est facultative pour la mise en uvre du procédé selon l'invention, mais elle permet d'obtenir par la ligne 7 un gaz contenant la majeure partie des hydrocarbures aliphatiques co-absorbés par le solvant. Ce gaz peut éventuellement être lavé par une fraction du solvant régénéré et le gaz ainsi obtenu peut être utilisé comme gaz de fuel.
Un tel lavage, facultatif, n'est cependant pas représenté ici. Le ballon de détente 6 opère à une pression inférieure à celle de l'absorbeur 2 supérieure à celle du ballon de détente 12. Cette pression est généralement fixée par les conditions d'utilisation du gaz de fuel, typiquement de l'ordre de 5 à 15 bara. Ce ballon opère à une température sensiblement identique à celle du solvant obtenu en fond de l'absorbeur 2.
Le solvant riche en H2S obtenu après détente est envoyé par ligne 8 vers un moyen de préchauffage. On a représenté sur les figures 2 et 2b un échangeur de chaleur 9 avec le solvant régénéré obtenu en fond de la colonne de régénération 21, mais tout autre moyen adéquat de préchauffage peut être utilisé du moment qu'il permet de porter la température du solvant riche en H2S au niveau requis pour réaliser une vaporisation partielle des composés absorbés du solvant riche en HZS.
Le solvant riche en H2S préchauffé est admis par la ligne 11, après détente éventuelle par un moyen de détente 10, dans le ballon 12 où s'effectue la séparation des gaz vaporisés et du solvant riche en H2S. Ce ballon 12 est opéré dans des conditions de température et de pression telles qu'on obtienne une vaporisation d'une fraction minoritaire de l'H2S absorbé par le solvant, généralement inférieure à 35 %, préférentiellement inférieure à 30 %, et d'une fraction majoritaire des hydrocarbures aromatiques absorbés par le solvant,
17 supérieure à 50 %, préférentiellement supérieure à 70 %. Ces hydrocarbures aromatiques peuvent être du benzène, du toluènes ou des xylènes. La pression du ballon 12 est inférieure à celle du ballon 6 et supérieure à la pression atmosphérique, préférentiellement comprise entre 2 et 6 bara. La température du ballon 12 est comprise entre celle du solvant chargé en H2S obtenu en fond de l'absorbeur 2 et celle du solvant régénéré obtenu en fond du régénérateur 21.
Il est aussi possible de recycler une fraction minoritaire du gaz acide obtenu en tête du ballon de reflux 24 ou d'utiliser tout autre flux gazeux qui serait disponible comme agent de "strippage", injecté dans le fond du ballon 12, de manière à augmenter la quantité d'hydrocarbures aromatiques vaporisés lors de cette étape.
Par ailleurs, alternativement ou en complément du recycle du gaz acide, il est également possible de recycler une fraction de solution absorbante régénérée chaude, obtenue en fond du régénérateur 21, en tête du ballon 12, de manière à laver les gaz vaporisés et ainsi concentrer l'hydrogène sulfuré dans la solution absorbante envoyée vers la colonne de régénération 21.
La figure 2b complète le procédé décrit en référence à la figure 2 en schématisant deux modes de réalisation du recycle de gaz acide obtenu dans le régénérateur 21 vers le ballon 12 et un mode de réalisation du recycle de solution absorbante régénérée chaude obtenue dans le fond du régénérateur 21 vers le ballon 12.
Sur la figure 2b une fraction du gaz acide obtenu directement en sortie du régénérateur 21 par la ligne 32 ou bien obtenu en tête du ballon de reflux 24 par la ligne 33 est injectée dans le fond du ballon 12. Ce recyclage d'une fraction du gaz acide, comprise entre 0 et 50 % vol du flux total et préférentiellement entre 10 et 35 % vol du flux total, permet d'augmenter la quantité d'hydrocarbures aromatiques vaporisés lors de cette étape et permet d'enrichir en H2S ledit gaz acide sortant du régénérateur 21. Cet
Il est aussi possible de recycler une fraction minoritaire du gaz acide obtenu en tête du ballon de reflux 24 ou d'utiliser tout autre flux gazeux qui serait disponible comme agent de "strippage", injecté dans le fond du ballon 12, de manière à augmenter la quantité d'hydrocarbures aromatiques vaporisés lors de cette étape.
Par ailleurs, alternativement ou en complément du recycle du gaz acide, il est également possible de recycler une fraction de solution absorbante régénérée chaude, obtenue en fond du régénérateur 21, en tête du ballon 12, de manière à laver les gaz vaporisés et ainsi concentrer l'hydrogène sulfuré dans la solution absorbante envoyée vers la colonne de régénération 21.
La figure 2b complète le procédé décrit en référence à la figure 2 en schématisant deux modes de réalisation du recycle de gaz acide obtenu dans le régénérateur 21 vers le ballon 12 et un mode de réalisation du recycle de solution absorbante régénérée chaude obtenue dans le fond du régénérateur 21 vers le ballon 12.
Sur la figure 2b une fraction du gaz acide obtenu directement en sortie du régénérateur 21 par la ligne 32 ou bien obtenu en tête du ballon de reflux 24 par la ligne 33 est injectée dans le fond du ballon 12. Ce recyclage d'une fraction du gaz acide, comprise entre 0 et 50 % vol du flux total et préférentiellement entre 10 et 35 % vol du flux total, permet d'augmenter la quantité d'hydrocarbures aromatiques vaporisés lors de cette étape et permet d'enrichir en H2S ledit gaz acide sortant du régénérateur 21. Cet
18 enrichissement en H2S du gaz acide en sortie du régénérateur 21 s'explique par la quantité de C02, éliminé en tête du ballon 12, qui est notablement améliorée, ce qui entraîne une concentration de l'H2S résiduel dans le solvant obtenu en fond du ballon 12 et envoyé par la ligne 18 et la pompe 19 en tête du régénérateur 21 et donc une concentration de l'H2S dans le gaz acide libéré en tête du régénérateur 21 évacué par le conduit 25.
Sur la figure 2b, une fraction de solution absorbante régénérée chaude obtenue en fond de régénérateur 21 par la ligne 28 est injectée via le conduit 34 en tête du ballon 12. Dans le ballon 12, la solution absorbante régénérée chaude est mise en contact avec le gaz libéré par la détente de la solution absorbante chargée en composés acides arrivant par le conduit 11 et éventuellement avec les gaz de "strippage" introduits dans 12 par le conduit 32 et/ou 33. Ce recyclage, d'une fraction de solution absorbante régénérée chaude, comprise entre 0 et 50 % vol du flux total et préférentiellement entre et 35 % vol du flux total, permet de laver, sans ajouter d'équipement supplémentaire, la fraction gazeuse issue du ballon 12 et donc d'appauvrir cette fraction gazeuse en hydrogène sulfuré et d'enrichir d'autant la solution absorbante en hydrogène sulfuré. La solution absorbante ainsi enrichie en hydrogène sulfurée, permet de produire un gaz acide d'autant plus riche en 2o H2S en sortie du régénérateur 21.
En référence aux figures 2 et 2b, le solvant obtenu en fond du ballon 12 est envoyé par la ligne 18 et la pompe 19 en tête du régénérateur 21. Dans ce régénérateur le reste des composés acides absorbés par le solvant, notamment de l'H2S, est vaporisé par effet couramment nommé "strippage" avec de la vapeur générée par le rebouilleur 27 en fond du régénérateur. Ces gaz sont récupérés par la ligne 22 en tête du régénérateur, refroidis dans l'échangeur et l'eau ainsi que le solvant contenu dans le gaz de tête du régénérateur sont majoritairement condensés, séparés dans le ballon de reflux 24 et recyclés comme reflux en tête de régénérateur par la ligne 26. Les conditions de
Sur la figure 2b, une fraction de solution absorbante régénérée chaude obtenue en fond de régénérateur 21 par la ligne 28 est injectée via le conduit 34 en tête du ballon 12. Dans le ballon 12, la solution absorbante régénérée chaude est mise en contact avec le gaz libéré par la détente de la solution absorbante chargée en composés acides arrivant par le conduit 11 et éventuellement avec les gaz de "strippage" introduits dans 12 par le conduit 32 et/ou 33. Ce recyclage, d'une fraction de solution absorbante régénérée chaude, comprise entre 0 et 50 % vol du flux total et préférentiellement entre et 35 % vol du flux total, permet de laver, sans ajouter d'équipement supplémentaire, la fraction gazeuse issue du ballon 12 et donc d'appauvrir cette fraction gazeuse en hydrogène sulfuré et d'enrichir d'autant la solution absorbante en hydrogène sulfuré. La solution absorbante ainsi enrichie en hydrogène sulfurée, permet de produire un gaz acide d'autant plus riche en 2o H2S en sortie du régénérateur 21.
En référence aux figures 2 et 2b, le solvant obtenu en fond du ballon 12 est envoyé par la ligne 18 et la pompe 19 en tête du régénérateur 21. Dans ce régénérateur le reste des composés acides absorbés par le solvant, notamment de l'H2S, est vaporisé par effet couramment nommé "strippage" avec de la vapeur générée par le rebouilleur 27 en fond du régénérateur. Ces gaz sont récupérés par la ligne 22 en tête du régénérateur, refroidis dans l'échangeur et l'eau ainsi que le solvant contenu dans le gaz de tête du régénérateur sont majoritairement condensés, séparés dans le ballon de reflux 24 et recyclés comme reflux en tête de régénérateur par la ligne 26. Les conditions de
19 température et de pression opératoires du régénérateur sont fonction du type de solvant mis en uvre. Le régénérateur 21 opère sous une pression généralement comprise entre la pression atmosphérique et 10 bara, préférentiellement comprise entre 1,5 et 3 bara. La température en fond du régénérateur est généralement comprise entre 100 et 200 C, préférentiellement comprise entre 110 et 150 C.
En fond du régénérateur 21 on obtient par la ligne 28 un flux de solvant régénéré chaud, qui après échange de chaleur avec le solvant riche en H2S dans l'échangeur 9, est recyclé au moins en partie via la pompe 29 et la ligne 30 en tête de l'absorbeur 2. Une autre partie du solvant régénéré est envoyé par la ligne 31 en tête de l'absorbeur 15. La répartition du solvant régénéré entre l'absorbeur 2 et l'absorbeur 15 peut être déterminé par la teneur maximale en HzS souhaitée dans le gaz traité issu par la ligne 3.
Les gaz libérés par vaporisation partielle dans le ballon 12 sont préférentiellement refroidis dans l'échangeur 13, avant d'être admis par la ligne 14 dans un absorbeur 15 pour être mis en contact avec une fraction du solvant régénéré que l'on injecte par la ligne 31 en tête de l'absorbeur 15.
La fraction liquide obtenue après refroidissement dans 13 peut être introduite dans le ballon de reflux 24. Dans l'absorbeur 15, l'essentiel de l'H2S contenu dans le gaz issu du ballon 12 est réabsorbé par le solvant. On obtient, d'une part, en tête de cet absorbeur 15 par la ligne 16 un gaz qui peut être incinéré, et d'autre part, en fond de l'absorbeur 15, par la ligne 17 un solvant riche en HzS que l'on peut mélanger avec le solvant obtenu en fond du ballon 12. Selon la composition de ce solvant il peut aussi être avantageux de le recycler après pompage vers l'absorbeur 2.
Dans le troisième mode de réalisation de l'invention décrit en relation avec les figures 3 et 3b, le gaz à traiter est admis par la ligne 1 dans le bas d'un absorbeur 2. En tête de l'absorbeur 2, on récupère le gaz dont est extrait l'H2S absorbé par le solvant, injecté en tête d'absorbeur par les lignes 29 et/ou 33, ainsi que les fractions des composés co-absorbés, notamment les hydrocarbures et le C02. Cette absorbeur opère en général à des températures proches ou légèrement supérieures à la température ambiante, typiquement 5 comprises entre 20 et 100 C, préférentiellement comprises entre 30 et 90 C, et à des pression typiquement comprise entre 10 et 200 bars, préférentiellement entre 20 et 100 bars.
Le solvant riche en H2S obtenu en fond d'absorbeur par la ligne 4 est détendu par un moyen de détente 5, et admis dans un premier ballon de 10 détente 6. Cette première étape de détente est facultative pour la mise en oeuvre du procédé selon l'invention, mais elle permet d'obtenir par la ligne 7 un gaz contenant la majeure partie des hydrocarbures aliphatiques co-absorbés par le solvant. Ce gaz peut éventuellement être lavé par une fraction du solvant régénéré et le gaz ainsi obtenu peut être utilisé comme gaz de fuel.
Un 15 tel lavage, facultatif, n'est cependant pas représenté ici. Le ballon de détente 6 opère à une pression inférieure à celle de l'absorbeur 2 supérieure à celle du ballon de détente 12. Cette pression est généralement fixée par les conditions d'utilisation du gaz de fuel, typiquement de l'ordre de 5 à 15 bara. Ce ballon opère à une température sensiblement identique à celle du solvant obtenu en
En fond du régénérateur 21 on obtient par la ligne 28 un flux de solvant régénéré chaud, qui après échange de chaleur avec le solvant riche en H2S dans l'échangeur 9, est recyclé au moins en partie via la pompe 29 et la ligne 30 en tête de l'absorbeur 2. Une autre partie du solvant régénéré est envoyé par la ligne 31 en tête de l'absorbeur 15. La répartition du solvant régénéré entre l'absorbeur 2 et l'absorbeur 15 peut être déterminé par la teneur maximale en HzS souhaitée dans le gaz traité issu par la ligne 3.
Les gaz libérés par vaporisation partielle dans le ballon 12 sont préférentiellement refroidis dans l'échangeur 13, avant d'être admis par la ligne 14 dans un absorbeur 15 pour être mis en contact avec une fraction du solvant régénéré que l'on injecte par la ligne 31 en tête de l'absorbeur 15.
La fraction liquide obtenue après refroidissement dans 13 peut être introduite dans le ballon de reflux 24. Dans l'absorbeur 15, l'essentiel de l'H2S contenu dans le gaz issu du ballon 12 est réabsorbé par le solvant. On obtient, d'une part, en tête de cet absorbeur 15 par la ligne 16 un gaz qui peut être incinéré, et d'autre part, en fond de l'absorbeur 15, par la ligne 17 un solvant riche en HzS que l'on peut mélanger avec le solvant obtenu en fond du ballon 12. Selon la composition de ce solvant il peut aussi être avantageux de le recycler après pompage vers l'absorbeur 2.
Dans le troisième mode de réalisation de l'invention décrit en relation avec les figures 3 et 3b, le gaz à traiter est admis par la ligne 1 dans le bas d'un absorbeur 2. En tête de l'absorbeur 2, on récupère le gaz dont est extrait l'H2S absorbé par le solvant, injecté en tête d'absorbeur par les lignes 29 et/ou 33, ainsi que les fractions des composés co-absorbés, notamment les hydrocarbures et le C02. Cette absorbeur opère en général à des températures proches ou légèrement supérieures à la température ambiante, typiquement 5 comprises entre 20 et 100 C, préférentiellement comprises entre 30 et 90 C, et à des pression typiquement comprise entre 10 et 200 bars, préférentiellement entre 20 et 100 bars.
Le solvant riche en H2S obtenu en fond d'absorbeur par la ligne 4 est détendu par un moyen de détente 5, et admis dans un premier ballon de 10 détente 6. Cette première étape de détente est facultative pour la mise en oeuvre du procédé selon l'invention, mais elle permet d'obtenir par la ligne 7 un gaz contenant la majeure partie des hydrocarbures aliphatiques co-absorbés par le solvant. Ce gaz peut éventuellement être lavé par une fraction du solvant régénéré et le gaz ainsi obtenu peut être utilisé comme gaz de fuel.
Un 15 tel lavage, facultatif, n'est cependant pas représenté ici. Le ballon de détente 6 opère à une pression inférieure à celle de l'absorbeur 2 supérieure à celle du ballon de détente 12. Cette pression est généralement fixée par les conditions d'utilisation du gaz de fuel, typiquement de l'ordre de 5 à 15 bara. Ce ballon opère à une température sensiblement identique à celle du solvant obtenu en
20 fond de l'absorbeur 2.
Le solvant riche en HZS obtenu après détente est envoyé par ligne 8 vers un moyen de préchauffage. On a représenté sur les figures 3 et 3b un échangeur de chaleur 9 avec le solvant régénéré obtenu en fond de la colonne de régénération 15, mais tout autre moyen adéquat de préchauffage peut être utilisé du moment qu'il permet de porter la température du solvant riche en H2S au niveau requis pour réaliser la vaporisation partielle des composés absorbés du solvant riche en H2S.
Le solvant riche en H2S préchauffé est admis par la ligne 11, après détente éventuelle par un moyen de détente 10, dans le ballon 12 où s'effectue
Le solvant riche en HZS obtenu après détente est envoyé par ligne 8 vers un moyen de préchauffage. On a représenté sur les figures 3 et 3b un échangeur de chaleur 9 avec le solvant régénéré obtenu en fond de la colonne de régénération 15, mais tout autre moyen adéquat de préchauffage peut être utilisé du moment qu'il permet de porter la température du solvant riche en H2S au niveau requis pour réaliser la vaporisation partielle des composés absorbés du solvant riche en H2S.
Le solvant riche en H2S préchauffé est admis par la ligne 11, après détente éventuelle par un moyen de détente 10, dans le ballon 12 où s'effectue
21 la séparation des gaz vaporisés et du solvant riche en H2S. Ce ballon 12 est opéré dans des conditions de température et de pression telles qu'on obtienne une vaporisation d'une fraction minoritaire de l'H2S absorbé par le solvant, généralement inférieure à 35 %, préférentiellement inférieure à 30 %, et d'une fraction majoritaire des hydrocarbures aromatiques absorbés par le solvant, supérieure à 50 %, préférentiellement supérieure à 70 %. La pression du ballon 12 est inférieure à celle du ballon 6 et supérieure à celle de l'absorbeur 25, préférentiellement comprise entre 1,5 et 6 bara. La température du ballon 12 est comprise entre celle du solvant chargé en H2S obtenu en fond de l'absorbeur 2 et celle du solvant régénéré obtenu en fond du régénérateur 15.
Il est possible de recycler une fraction minoritaire du gaz acide obtenu en tête du ballon de reflux 18 ou d'utiliser tout autre flux gazeux qui serait disponible comme agent de "strippage", injecté dans le fond du ballon 12, de manière à augmenter la quantité d'hydrocarbures aromatiques vaporisés lors de cette étape. Par ailleurs, alternativement ou en complément du recycle du gaz acide, il est également possible de recycler une fraction de solution absorbante régénérée chaude, obtenue en fond du régénérateur 15, en tête du ballon 12, de manière à laver les gaz vaporisés et ainsi concentrer l'hydrogène sulfuré dans la solution absorbante envoyée vers la colonne de régénération 15.
La figure 3b complète le procédé représenté par la figure 3 en schématisant deux modes de réalisation du recycle de gaz acide obtenu dans le régénérateur 15 vers le ballon 12 et un mode de réalisation du recycle de solution absorbante régénérée chaude obtenue dans le fond du régénérateur 15 vers le ballon 12.
Sur la figure 3b, une fraction du gaz acide obtenu en sortie du régénérateur 15 par la ligne 42 ou bien obtenu en tête du ballon de reflux 18 par la ligne 43 est injectée dans le fond du ballon 12. Ce recyclage d'une fraction du gaz acide, comprise entre 0 et 50 % vol du flux total et
Il est possible de recycler une fraction minoritaire du gaz acide obtenu en tête du ballon de reflux 18 ou d'utiliser tout autre flux gazeux qui serait disponible comme agent de "strippage", injecté dans le fond du ballon 12, de manière à augmenter la quantité d'hydrocarbures aromatiques vaporisés lors de cette étape. Par ailleurs, alternativement ou en complément du recycle du gaz acide, il est également possible de recycler une fraction de solution absorbante régénérée chaude, obtenue en fond du régénérateur 15, en tête du ballon 12, de manière à laver les gaz vaporisés et ainsi concentrer l'hydrogène sulfuré dans la solution absorbante envoyée vers la colonne de régénération 15.
La figure 3b complète le procédé représenté par la figure 3 en schématisant deux modes de réalisation du recycle de gaz acide obtenu dans le régénérateur 15 vers le ballon 12 et un mode de réalisation du recycle de solution absorbante régénérée chaude obtenue dans le fond du régénérateur 15 vers le ballon 12.
Sur la figure 3b, une fraction du gaz acide obtenu en sortie du régénérateur 15 par la ligne 42 ou bien obtenu en tête du ballon de reflux 18 par la ligne 43 est injectée dans le fond du ballon 12. Ce recyclage d'une fraction du gaz acide, comprise entre 0 et 50 % vol du flux total et
22 préférentiellement entre 10 et 35 % vol du flux total, permet d'augmenter la quantité d'hydrocarbures aromatiques vaporisés lors de cette étape et permet d'enrichir en H2S ledit gaz acide sortant du régénérateur 15 et donc d'améliorer le fonctionnement de l'unité 21 de conversion de l'H2S en soufre, par le procédé Claus. Cet enrichissement en H2S du gaz acide en sortie du régénérateur 15 s'explique par la quantité de C02, éliminé par la ligne 40, qui est notablement améliorée, ce qui entraîne une concentration de l'H2S résiduel dans le solvant obtenu en fond du ballon 12 et envoyé par la ligne 13 et la pompe 14 en tête du régénérateur 15 et donc une concentration de l'H2S dans le gaz acide libéré en tête du régénérateur 15 par le conduit 20.
Sur la figure 3b, une fraction de solution absorbante régénérée chaude obtenue en fond de régénérateur 15 par la ligne 31 est injectée via le conduit 44 en tête du ballon 12. Dans le ballon 12, la solution absorbante régénérée chaude est mise en contact avec le gaz libéré par la détente de la solution absorbante chargée en composés acides arrivant par le conduit 11 et éventuellement avec les gaz de "strippage" introduits dans 12 par le conduit et/ou 43. Ce recyclage, d'une fraction de solution absorbante régénérée chaude, comprise entre 0 et 50 % vol du flux total et préférentiellement entre 5 et 35 %
vol du flux total, permet de laver, sans ajouter d'équipement supplémentaire, la fraction gazeuse issue du ballon 12 et donc d'appauvrir cette fraction gazeuse en hydrogène sulfuré et d'enrichir d'autant la solution absorbante en hydrogène sulfuré. La solution absorbante ainsi enrichie en hydrogène sulfurée, permet de produire un gaz acide d'autant plus riche en sortie du régénérateur 15.
En référence aux figures 3 et 3b, le solvant obtenu en fond du ballon 12 est envoyé par la ligne 13 et la pompe 14 en tête du régénérateur 15. Dans ce régénérateur les composés acides absorbés par le solvant, notamment l'HZS, est vaporisé par effet nommé couramment "strippage" avec de la vapeur générée par le rebouilleur 32 en fond du régénérateur. Ces gaz sont récupérés par la
Sur la figure 3b, une fraction de solution absorbante régénérée chaude obtenue en fond de régénérateur 15 par la ligne 31 est injectée via le conduit 44 en tête du ballon 12. Dans le ballon 12, la solution absorbante régénérée chaude est mise en contact avec le gaz libéré par la détente de la solution absorbante chargée en composés acides arrivant par le conduit 11 et éventuellement avec les gaz de "strippage" introduits dans 12 par le conduit et/ou 43. Ce recyclage, d'une fraction de solution absorbante régénérée chaude, comprise entre 0 et 50 % vol du flux total et préférentiellement entre 5 et 35 %
vol du flux total, permet de laver, sans ajouter d'équipement supplémentaire, la fraction gazeuse issue du ballon 12 et donc d'appauvrir cette fraction gazeuse en hydrogène sulfuré et d'enrichir d'autant la solution absorbante en hydrogène sulfuré. La solution absorbante ainsi enrichie en hydrogène sulfurée, permet de produire un gaz acide d'autant plus riche en sortie du régénérateur 15.
En référence aux figures 3 et 3b, le solvant obtenu en fond du ballon 12 est envoyé par la ligne 13 et la pompe 14 en tête du régénérateur 15. Dans ce régénérateur les composés acides absorbés par le solvant, notamment l'HZS, est vaporisé par effet nommé couramment "strippage" avec de la vapeur générée par le rebouilleur 32 en fond du régénérateur. Ces gaz sont récupérés par la
23 ligne 16 en tête du régénérateur, refroidis dans l'échangeur 17 et l'eau ainsi que le solvant contenu dans le gaz de tête du régénérateur sont majoritairement condensés, séparés dans le ballon de reflux 18 et recyclés comme reflux en tête de régénérateur par la ligne 19. Les conditions de température et de pression opératoires du régénérateur sont fonction du type de solvant mis en uvre. Le régénérateur 15 opère sous une pression généralement comprise entre la pression atmosphérique et 10 bara, préférentiellement comprise entre 1,5 et 3 bara. La température en fond du régénérateur est généralement comprise entre 100 et 200 C, 1 o préférentiellement comprise entre 110 et 150 C.
En fond du régénérateur 15, on obtient par la ligne 31 un flux de solvant régénéré chaud, qui après échange de chaleur avec le solvant riche en H2S dans l'échangeur 9, est recyclé au moins en partie via la ligne 33 et la pompe 36 en tête de l'absorbeur 2. Une autre partie du solvant régénéré peut être envoyée par la ligne 34 et la pompe 35 en tête de l'absorbeur 25. La répartition du solvant régénéré entre l'absorbeur 2 et l'absorbeur 25 peut être déterminée en fonction de la teneur en H2S maximale souhaitée dans le gaz issu de l'absorbeur 2 par la ligne 3.
Le gaz acide obtenu en tête du ballon de reflux 18 par le conduit 20 est traité dans l'unité 21 de conversion de l'H2S en soufre, par le procédé Claus.
Cette unité produit du soufre élémentaire liquide par la ligne 22. Cette unité
comporte une étape de traitement des gaz résiduaires obtenus en sortie de l'étape catalytique Claus, par réduction catalytique en H2S des composés soufrés et refroidissement. Le gaz résiduaire, couramment nommé gaz de queue du procédé Claus, ainsi obtenu par la ligne 23 est envoyé en fond de l'absorbeur 25, où l'H2S présent dans ce gaz va être absorbé par une fraction du solvant régénéré refroidi, injecté via la ligne 34 et la pompe 35 en tête de l'absorbeur 25. Le fonctionnement de l'unité Claus 21 est améliorée car la teneur en composés aromatiques dans le gaz acide issu de la régénération a été
En fond du régénérateur 15, on obtient par la ligne 31 un flux de solvant régénéré chaud, qui après échange de chaleur avec le solvant riche en H2S dans l'échangeur 9, est recyclé au moins en partie via la ligne 33 et la pompe 36 en tête de l'absorbeur 2. Une autre partie du solvant régénéré peut être envoyée par la ligne 34 et la pompe 35 en tête de l'absorbeur 25. La répartition du solvant régénéré entre l'absorbeur 2 et l'absorbeur 25 peut être déterminée en fonction de la teneur en H2S maximale souhaitée dans le gaz issu de l'absorbeur 2 par la ligne 3.
Le gaz acide obtenu en tête du ballon de reflux 18 par le conduit 20 est traité dans l'unité 21 de conversion de l'H2S en soufre, par le procédé Claus.
Cette unité produit du soufre élémentaire liquide par la ligne 22. Cette unité
comporte une étape de traitement des gaz résiduaires obtenus en sortie de l'étape catalytique Claus, par réduction catalytique en H2S des composés soufrés et refroidissement. Le gaz résiduaire, couramment nommé gaz de queue du procédé Claus, ainsi obtenu par la ligne 23 est envoyé en fond de l'absorbeur 25, où l'H2S présent dans ce gaz va être absorbé par une fraction du solvant régénéré refroidi, injecté via la ligne 34 et la pompe 35 en tête de l'absorbeur 25. Le fonctionnement de l'unité Claus 21 est améliorée car la teneur en composés aromatiques dans le gaz acide issu de la régénération a été
24 diminuée au moyen de la séparation effectuée dans le ballon 12. De plus, dans le cas où la détente dans le ballon 12 permet de vaporiser une quantité
substantielle de C02 contenu dans le solvant, le gaz acide issu de la régénération par la ligne 20 est concentré en H2S. Cette augmentation de la concentration en H2S contribue à l'amélioration du fonctionnement de l'unité
Claus 21.
Les gaz libérés par vaporisation partielle dans le ballon 12 sont récupérés par la ligne 40 et après détente éventuelle par des moyens 41, ils sont également admis en fond de l'absorbeur 25, où l'H2S qu'ils contiennent va être réabsorbé. Ces gaz peuvent éventuellement, mais pas nécessairement être refroidis et condensés avant d'être envoyés vers l'absorbeur 25. Une telle option n'a pas été représentée ici.
Le gaz résiduaire issu de l'unité 21 de récupération du soufre contenant éventuellement une teneur en H2S inférieure à celle du gaz venant du ballon 12, peut aussi être admis optionnellement dans l'absorbeur 25 à un niveau supérieur au niveau d'injection du gaz venant du ballon 12, via la ligne 24.
En fond de l'absorbeur 25 de gaz résiduaire, on obtient un solvant partiellement chargé en H2S qui peut soit être renvoyé directement vers le régénérateur 15, après échange de chaleur avec une fraction du solvant régénéré obtenu en fond du régénérateur 15, soit, comme représenté par la figure 3, renvoyé vers l'absorbeur 2, via la pompe 28 de manière à profiter de la capacité résiduelle d'absorption de l'H2S de ce solvant partiellement chargé.
Ce solvant peut soit être renvoyé totalement ou partiellement en tête de l'absorbeur 2, en mélange avec le solvant régénéré, via la ligne 29, soit totalement ou partiellement à un niveau inférieur de l'absorbeur 2 via la ligne 30.
Les exemples numériques exposés ci-après illustrent le fonctionnement et les avantages du procédé selon l'invention. Le premier exemple est donné à
titre comparatif et illustre un procédé selon l'art antérieur. Les exemples 2 et 3 illustrent le fonctionnement du procédé selon les modes de réalisation 3 et 1 de 5 l'invention. Les exemples 4 et 5 permettent de comparer le fonctionnement des procédés décrits en référence aux figures 3 et 3b.
Exemple 1 (comparatif, selon l'art antérieur) On traite dans une colonne d'absorption un gaz naturel dont la 10 composition est donnée au tableau 1 Constituants Concentration hydrogène sulfuré 3,5 %mol dioxyde de carbone 4,5 %mol azote 1 %mol méthane 84,5 %mol éthane 3 %mol C3+ (propane+autres hydrocarbures 3,35 %mol plus lourds) hydrocarbures aromatiques (benzène, 1500 ppmv toluène et xylènes) Tableau 1 Le gaz a une température de 40 C et pénètre dans une colonne 15 d'absorption à une pression de 60 bar, à un débit de 472 kNm3/h.
Le solvant utilisé est la méthyldiéthanolamine diluée à 50% poids dans de l'eau. Le solvant arrive dans la colonne d'absorption à une température de 50 C et à un débit de 600m3/h.
Le gaz naturel, après traitement, sort à un débit de 441 kNm3/h de la 20 colonne d'absorption avec la composition donnée au tableau 2.
Constituants Concentration hydrogène sulfuré 4 ppmv dioxyde de carbone 1,65 %mol azote 1,1 %mol méthane 90 %mol éthane 3,2 %mol C3+ (propane+autres hydrocarbures 3,6 %mol plus lourds) hydrocarbures aromatiques (benzène, 1460 ppmv toluène et xylènes) Tableau 2 La solution d'amine, enrichie en composés acides (hydrogène sulfuré et dioxyde de carbone), sort de la colonne d'absorption, subit une détente, qui permet d'éliminer une partie des composés acides et hydrocarbures absorbés, dans un ballon. La solution d'amine sort du ballon de flash, pour aller directement vers la colonne de régénération.
Le gaz acide issu de la colonne de régénération a la composition donnée par le tableau 3.
Constituants Concentration hydrogène sulfuré 51,4 %mol dioxyde de carbone 43,2 %mol eau 5 %mol méthane 0,2 %mol éthane + autres hydrocarbures plus 0,02 %mol lourds hydrocarbures aromatiques (benzène, 1743 ppmv toluène et xylènes) Tableau 3 Ce gaz acide, qui va constituer la charge d'entrée du Claus, à un débit de 30,4 kNm3/h, comporte une teneur en aromatiques de 1743 ppmv et une teneur en H2S basse de 51,4 %mol, et qui, même préchauffée à 220 C, tout comme l'air injecté, ne permet pas d'atteindre une température susceptible de réduire la teneur en aromatiques à la sortie du four à moins de 300 ppmv. La teneur élevée résiduelle en hydrocarbures aromatiques va entraîner une désactivation des catalyseurs du premier étage catalytique du Claus.
Exemple 2 (selon l'invention) L'exemple 2 illustre le fonctionnement du procédé décrit en référence à
la figure 3.
Le même gaz naturel, de même composition que dans l'exemple 1 (voir tableau 1), est traité dans la colonne d'absorption 2 dans les mêmes conditions opératoires que dans l'exemple 1.
Après une première détente dans le ballon de flash 6, la solution d'amine sort du ballon de flash 6 par la ligne 8, traverse l'échangeur 9, pour subir une deuxième détente dans le ballon 12 à 2,7 bar et 104,3 C. La détente, qui permet d'éliminer une part du CO2 et la majorité des hydrocarbures aromatiques, libère un gaz de flash, qui sort du ballon par la ligne 40. Ce gaz de flash a la composition décrite dans le tableau 4.
Constituants Concentration hydrogène sulfuré 23,1 %mol dioxyde de carbone 38,2 %mol eau 38,1 %mol méthane 0,3 %mol éthane + autres hydrocarbures plus 0,03 %mol lourds hydrocarbures aromatiques (benzène, 2612 ppmv toluène et xylènes) Tableau 4 Ce gaz de flash est ensuite envoyé à un débit de 19,0 kNm3/h vers la deuxième colonne d'absorption 25 par la ligne 40 et est traité avec les gaz issus de la section 21 (Claus) selon le fonctionnement du procédé décrit en référence àlafigure3.
La solution d'amine sort du ballon 12 par la ligne 13 pour aller vers la colonne de régénération 15.
Après régénération, la solution d'amine, sort de la colonne de régénération 15 par la ligne 31 pour aller, après avoir traversé l'échangeur 9, vers les colonnes d'absorption 2 et 25 par les lignes 33 et 34.
Le gaz acide issu de la colonne de régénération 15 a la composition donnée tableau 5.
Constituants Concentration hydrogène sulfuré 62,4 %mol dioxyde de carbone 32,6 %mol eau 5 %mol hydrocarbures aromatiques (benzène, 188 ppmv toluène et xylènes) Tableau 5 Ce gaz acide est envoyé par la ligne 20 vers la section 21 (Claus) à un débit de 18,0 kNm3/h. Ce gaz acide, qui ne comporte plus que 188 ppmv d'hydrocarbures aromatiques, contre 1743 ppmv dans le gaz acide de l'exemple 1 selon l'art antérieur, et qui comporte 62,4 %mol d'hydrogène sulfuré, contre seulement 51,4 %mol dans le gaz acide de l'exemple 1 selon l'art antérieur, va être préchauffée à 220 C tout comme l'air injectée. La température atteinte dans le four est supérieure à celle de l'exemple 1 et donc suffisante pour réduire la teneur résiduelle en hydrocarbures aromatiques à la sortie du four à
moins de 25 ppmv. Le catalyseur Claus du premier étage catalytique va donc avoir une activité et une durée de vie supérieure.
Exemple 3 (selon l'invention) L'exemple 3 illustre le fonctionnement du procédé décrit en référence à
la figure 1.
Le même gaz naturel, de même composition que dans l'exemple 1, (voir tableau 1), est traité dans la colonne d'absorption 2 selon les mêmes conditions opératoires que dans l'exemple 1.
Après une première détente dans le ballon de flash 6, la solution d'amine sort du ballon de flash 6 par la ligne 8, traverse l'échangeur 9, pour subir une deuxième détente dans le ballon 12. La détente, qui permet d'éliminer une part du dioxyde de carbone et la majorité des hydrocarbures aromatiques, libère un gaz de flash, qui sort du ballon par la ligne 13. Ce flash est réalisé dans les mêmes conditions que dans l'exemple 2 et le gaz de flash a la même composition que dans l'exemple 2, donnée dans le tableau 4.
La solution d'amine sort du ballon 12 par la ligne 15 pour aller vers la colonne de régénération 18.
Après régénération, la solution d'amine, sort de la colonne de régénération 18 par la ligne 27 pour aller, après avoir traversé l'échangeur 9, vers la colonne d'absorption 2 par la ligne 30.
Le gaz acide issu de la colonne de régénération 18 a la même composition que dans l'exemple 2, donnée par le tableau 5.
Le gaz de flash issu du ballon 12 est envoyé vers un condenseur 40 par la ligne 13 afin d'abaisser la teneur en eau. La composition du gaz de flash obtenue après condensation est donnée dans le tableau 6.
Constituants Concentration hydrogène sulfuré 35,6 %mol dioxyde de carbone 58,9 %mol eau 4,6 %mol méthane 0,5 %mol éthane + autres hydrocarbures plus 0,04 %mol lourds aromatiques (benzène, toluène et 4028 ppmv xylènes) Tableau 6 Ce gaz de flash, pauvre en HZS et riche en aromatiques, est envoyé à
un débit de 12,3 kNm3/h par la ligne 13, après condensation, vers la section 32, 5 c'est-à-dire en première zone du four du Claus. Une fraction du gaz acide riche en H2S, issu de la colonne de régénération 18, est envoyée par la ligne 25 vers la section 32, c'est-à-dire la première zone du four du Claus, la majorité de ce gaz acide est envoyée par la ligne 41 vers la section 33, c'est-à-dire la deuxième zone du four du Claus.
10 Le gaz de flash, mélangé à une fraction du gaz acide riche en HzS, est préchauffé à 220 C ainsi que l'air également préchauffé à cette même température : ils sont envoyés dans la première zone du four à travers le brûleur, ce qui permet d'atteindre une température supérieure d'environ 250 C, comparativement à la température atteinte dans l'exemple 1 selon l'art 15 antérieur, et donc suffisante pour réduire la teneur en aromatiques à la sortie du four à moins de 30 ppmv. Le catalyseur Claus du premier étage catalytique va donc avoir une activité et une durée de vie supérieure.
Le fait que le gaz acide obtenu dans les exemples 2 et 3 (voir tableau 5) 20 est, d'une part, plus concentré en H2S et, d'autre part, plus pauvre en CO2 et en hydrocarbures aromatiques, que le gaz acide obtenu dans l'exemple 1 (voir tableau 3) montre bien l'intérêt d'effectuer une détente dans les conditions selon l'invention du solvant dans le ballon 12 avant la régénération.
Exemple 4 (selon l'invention) L'exemple 4 illustre le fonctionnement du procédé décrit en référence à
la figure 3.
Le même gaz naturel, de même composition que dans l'exemple 1 (voir tableau 1), est traité dans la colonne d'absorption 2 dans les mêmes conditions opératoires que dans l'exemple 1.
Après une première détente dans le ballon de flash 6, la solution d'amine sort du ballon de flash 6 par la ligne 8, traverse l'échangeur 9, pour subir une deuxième détente dans le ballon 12 à 2,0 bar et 100,1 C. La détente, qui permet d'éliminer une part du CO2 et la majorité des hydrocarbures aromatiques, libère un gaz de flash, qui sort du ballon par la ligne 40. Ce gaz de flash a la composition décrite dans le tableau 7.
Constituants Concentration hydrogène sulfuré 22,2 %mol dioxyde de carbone 33,0 %mol eau 44,3 %mol méthane 0,2 %mol éthane + autres hydrocarbures plus 0,02 %mol lourds hydorcarbures aromatiques (benzène, 2103 ppmv toluène et xylènes) Tableau 7 Ce gaz de flash est ensuite envoyé à un débit de 24,2 kNm3/h vers la deuxième colonne d'absorption 25 par la ligne 40 et est traité avec les gaz issus de la section 21 (Claus) selon le fonctionnement du procédé décrit en référence à la figure 3.
La solution d'amine sort du ballon 12 par la ligne 13 pour aller vers la colonne de régénération 15.
Après régénération, la solution d'amine, sort de la colonne de régénération 15 par la ligne 31 pour aller, après avoir traversé l'échangeur 9, vers les colonnes d'absorption 2 et 25 par les lignes 33 et 34.
Le gaz acide issu de la colonne de régénération 15 par le conduit 20 a la composition donnée tableau 8.
Constituants Concentration hydrogène sulfuré 63,3 %mol dioxyde de carbone 31,7 %mol eau 5 %mol hydrocarbures aromatiques (benzène, 132 ppmv toluène et xylènes) Tableau 8 Ce gaz acide est envoyé par la ligne 20 vers la section 21 (Claus) à un débit de 16,2 kNm3/h. Ce gaz acide, qui ne comporte plus que 132 ppmv d'hydrocarbures aromatiques, contre 1743 ppmv dans le gaz acide de l'exemple 1 selon l'art antérieur, et qui comporte 63,3 %mol d'hydrogène sulfuré, contre seulement 51,4 %mol dans le gaz acide de l'exemple 1 selon l'art antérieur, va être préchauffée à 220 C tout comme l'air injectée. La température atteinte dans le four est supérieure à celle de l'exemple 1 et donc suffisante pour réduire la teneur résiduelle en hydrocarbures aromatiques à la sortie du four à
moins de 25 ppmv. Le catalyseur Claus du premier étage catalytique va donc avoir une activité et une durée de vie supérieure.
Exemple 5 (selon l'invention) L'exemple 5 illustre le fonctionnement du procédé décrit en référence à
la figure 3b, avec recyclage d'une fraction du gaz acide depuis la sortie du régénérateur 15 par la ligne 42 vers le ballon 12.
Le même gaz naturel, de même composition que dans l'exemple 1 (voir tableau 1), est traité dans la colonne d'absorption 2 dans les mêmes conditions opératoires que dans l'exemple 1.
Après une première détente dans le ballon de flash 6, la solution d'amine sort du ballon de flash 6 par la ligne 8, traverse l'échangeur 9, pour subir une deuxième détente dans le ballon 12 à 2,0 bar et 100,1 C. La détente, qui permet d'éliminer une part du CO2 et la majorité des hydrocarbures aromatiques, libère un gaz de flash, qui sort du ballon par la ligne 40. Ce flash est favorisé par le recyclage de 20 % du flux de gaz acide sortant du régénérateur 15 par la ligne 42 à 2,35 bar et 114,1 C et à un débit de 9,9 kNm3/h. Le gaz recyclé par la ligne 42 a la composition décrite dans le tableau 9. Le gaz de flash sortant du ballon 12 par la ligne 40 a la composition décrite dans le tableau 10.
Constituants Concentration hydrogène sulfuré 22,1 %mol dioxyde de carbone 8,1 %mol eau 69,8 %mol méthane 0,0 %mol éthane + autres hydrocarbures plus 0,0 %mol lourds hydrocarbures aromatiques (benzène, 5 ppmv toluène et xylènes) Tableau 9 Constituants Concentration hydrogène sulfuré 22,5 %mol dioxyde de carbone 32,6 %mol eau 44,5 %mol méthane 0,2 %mol éthane + autres hydrocarbures plus 0,02 %mol lourds hydorcarbures aromatiques (benzène, 1738 ppmv toluène et xylènes) Tableau 10 Ce gaz de flash est ensuite envoyé à un débit de 30,4 kNm3/h vers la deuxième colonne d'absorption 25 par la ligne 40 et est traité avec les gaz issus de la section 21 (Claus) selon le fonctionnement du procédé décrit en référence à la figure 3b.
La solution d'amine sort du ballon 12 par la ligne 13 pour aller vers la colonne de régénération 15.
Après régénération, la solution d'amine, sort de la colonne de régénération 15 par la ligne 31 pour aller, après avoir traversé l'échangeur 9, vers les colonnes d'absorption 2 et 25 par les lignes 33 et 34.
Le gaz acide issu de la colonne de régénération 15 par le conduit 20 a la composition donnée tableau 11.
Constituants Concentration hydrogène sulfuré 69,5 %mol dioxyde de carbone 25,5 %mol eau 5 %mol hydrocarbures aromatiques (benzène, 15 ppmv toluène et xylènes) Tableau 11 Ce gaz acide est envoyé par la ligne 20 vers la section 21 (Claus) à un débit de 12,6 kNm3/h. Ce gaz acide, qui ne comporte plus que 15 ppmv d'hydrocarbures aromatiques, contre 132 ppmv dans le gaz acide de l'exemple 5 4 selon l'invention, et qui comporte 69,5 %mol d'hydrogène sulfuré, contre 63,3 %mol dans le gaz acide de l'exemple 4 selon l'invention, va être préchauffée à 220 C tout comme l'air injectée. Du fait de l'enrichissement en H2S, la température atteinte dans le four est supérieure à celle de l'exemple et donc permet d'améliorer la réduction de la teneur résiduelle en 10 hydrocarbures aromatiques à la sortie du four . Le catalyseur Claus du premier étage catalytique va donc avoir une activité et une durée de vie supérieure. De plus, le débit de gaz à traiter, est réduit de 16,2 à 12,6 kNm3/h et donc entraîne une réduction de 22 % de la taille de l'unité Claus et de la quantité de catalyseur à mettre en oeuvre dans cette unité.
substantielle de C02 contenu dans le solvant, le gaz acide issu de la régénération par la ligne 20 est concentré en H2S. Cette augmentation de la concentration en H2S contribue à l'amélioration du fonctionnement de l'unité
Claus 21.
Les gaz libérés par vaporisation partielle dans le ballon 12 sont récupérés par la ligne 40 et après détente éventuelle par des moyens 41, ils sont également admis en fond de l'absorbeur 25, où l'H2S qu'ils contiennent va être réabsorbé. Ces gaz peuvent éventuellement, mais pas nécessairement être refroidis et condensés avant d'être envoyés vers l'absorbeur 25. Une telle option n'a pas été représentée ici.
Le gaz résiduaire issu de l'unité 21 de récupération du soufre contenant éventuellement une teneur en H2S inférieure à celle du gaz venant du ballon 12, peut aussi être admis optionnellement dans l'absorbeur 25 à un niveau supérieur au niveau d'injection du gaz venant du ballon 12, via la ligne 24.
En fond de l'absorbeur 25 de gaz résiduaire, on obtient un solvant partiellement chargé en H2S qui peut soit être renvoyé directement vers le régénérateur 15, après échange de chaleur avec une fraction du solvant régénéré obtenu en fond du régénérateur 15, soit, comme représenté par la figure 3, renvoyé vers l'absorbeur 2, via la pompe 28 de manière à profiter de la capacité résiduelle d'absorption de l'H2S de ce solvant partiellement chargé.
Ce solvant peut soit être renvoyé totalement ou partiellement en tête de l'absorbeur 2, en mélange avec le solvant régénéré, via la ligne 29, soit totalement ou partiellement à un niveau inférieur de l'absorbeur 2 via la ligne 30.
Les exemples numériques exposés ci-après illustrent le fonctionnement et les avantages du procédé selon l'invention. Le premier exemple est donné à
titre comparatif et illustre un procédé selon l'art antérieur. Les exemples 2 et 3 illustrent le fonctionnement du procédé selon les modes de réalisation 3 et 1 de 5 l'invention. Les exemples 4 et 5 permettent de comparer le fonctionnement des procédés décrits en référence aux figures 3 et 3b.
Exemple 1 (comparatif, selon l'art antérieur) On traite dans une colonne d'absorption un gaz naturel dont la 10 composition est donnée au tableau 1 Constituants Concentration hydrogène sulfuré 3,5 %mol dioxyde de carbone 4,5 %mol azote 1 %mol méthane 84,5 %mol éthane 3 %mol C3+ (propane+autres hydrocarbures 3,35 %mol plus lourds) hydrocarbures aromatiques (benzène, 1500 ppmv toluène et xylènes) Tableau 1 Le gaz a une température de 40 C et pénètre dans une colonne 15 d'absorption à une pression de 60 bar, à un débit de 472 kNm3/h.
Le solvant utilisé est la méthyldiéthanolamine diluée à 50% poids dans de l'eau. Le solvant arrive dans la colonne d'absorption à une température de 50 C et à un débit de 600m3/h.
Le gaz naturel, après traitement, sort à un débit de 441 kNm3/h de la 20 colonne d'absorption avec la composition donnée au tableau 2.
Constituants Concentration hydrogène sulfuré 4 ppmv dioxyde de carbone 1,65 %mol azote 1,1 %mol méthane 90 %mol éthane 3,2 %mol C3+ (propane+autres hydrocarbures 3,6 %mol plus lourds) hydrocarbures aromatiques (benzène, 1460 ppmv toluène et xylènes) Tableau 2 La solution d'amine, enrichie en composés acides (hydrogène sulfuré et dioxyde de carbone), sort de la colonne d'absorption, subit une détente, qui permet d'éliminer une partie des composés acides et hydrocarbures absorbés, dans un ballon. La solution d'amine sort du ballon de flash, pour aller directement vers la colonne de régénération.
Le gaz acide issu de la colonne de régénération a la composition donnée par le tableau 3.
Constituants Concentration hydrogène sulfuré 51,4 %mol dioxyde de carbone 43,2 %mol eau 5 %mol méthane 0,2 %mol éthane + autres hydrocarbures plus 0,02 %mol lourds hydrocarbures aromatiques (benzène, 1743 ppmv toluène et xylènes) Tableau 3 Ce gaz acide, qui va constituer la charge d'entrée du Claus, à un débit de 30,4 kNm3/h, comporte une teneur en aromatiques de 1743 ppmv et une teneur en H2S basse de 51,4 %mol, et qui, même préchauffée à 220 C, tout comme l'air injecté, ne permet pas d'atteindre une température susceptible de réduire la teneur en aromatiques à la sortie du four à moins de 300 ppmv. La teneur élevée résiduelle en hydrocarbures aromatiques va entraîner une désactivation des catalyseurs du premier étage catalytique du Claus.
Exemple 2 (selon l'invention) L'exemple 2 illustre le fonctionnement du procédé décrit en référence à
la figure 3.
Le même gaz naturel, de même composition que dans l'exemple 1 (voir tableau 1), est traité dans la colonne d'absorption 2 dans les mêmes conditions opératoires que dans l'exemple 1.
Après une première détente dans le ballon de flash 6, la solution d'amine sort du ballon de flash 6 par la ligne 8, traverse l'échangeur 9, pour subir une deuxième détente dans le ballon 12 à 2,7 bar et 104,3 C. La détente, qui permet d'éliminer une part du CO2 et la majorité des hydrocarbures aromatiques, libère un gaz de flash, qui sort du ballon par la ligne 40. Ce gaz de flash a la composition décrite dans le tableau 4.
Constituants Concentration hydrogène sulfuré 23,1 %mol dioxyde de carbone 38,2 %mol eau 38,1 %mol méthane 0,3 %mol éthane + autres hydrocarbures plus 0,03 %mol lourds hydrocarbures aromatiques (benzène, 2612 ppmv toluène et xylènes) Tableau 4 Ce gaz de flash est ensuite envoyé à un débit de 19,0 kNm3/h vers la deuxième colonne d'absorption 25 par la ligne 40 et est traité avec les gaz issus de la section 21 (Claus) selon le fonctionnement du procédé décrit en référence àlafigure3.
La solution d'amine sort du ballon 12 par la ligne 13 pour aller vers la colonne de régénération 15.
Après régénération, la solution d'amine, sort de la colonne de régénération 15 par la ligne 31 pour aller, après avoir traversé l'échangeur 9, vers les colonnes d'absorption 2 et 25 par les lignes 33 et 34.
Le gaz acide issu de la colonne de régénération 15 a la composition donnée tableau 5.
Constituants Concentration hydrogène sulfuré 62,4 %mol dioxyde de carbone 32,6 %mol eau 5 %mol hydrocarbures aromatiques (benzène, 188 ppmv toluène et xylènes) Tableau 5 Ce gaz acide est envoyé par la ligne 20 vers la section 21 (Claus) à un débit de 18,0 kNm3/h. Ce gaz acide, qui ne comporte plus que 188 ppmv d'hydrocarbures aromatiques, contre 1743 ppmv dans le gaz acide de l'exemple 1 selon l'art antérieur, et qui comporte 62,4 %mol d'hydrogène sulfuré, contre seulement 51,4 %mol dans le gaz acide de l'exemple 1 selon l'art antérieur, va être préchauffée à 220 C tout comme l'air injectée. La température atteinte dans le four est supérieure à celle de l'exemple 1 et donc suffisante pour réduire la teneur résiduelle en hydrocarbures aromatiques à la sortie du four à
moins de 25 ppmv. Le catalyseur Claus du premier étage catalytique va donc avoir une activité et une durée de vie supérieure.
Exemple 3 (selon l'invention) L'exemple 3 illustre le fonctionnement du procédé décrit en référence à
la figure 1.
Le même gaz naturel, de même composition que dans l'exemple 1, (voir tableau 1), est traité dans la colonne d'absorption 2 selon les mêmes conditions opératoires que dans l'exemple 1.
Après une première détente dans le ballon de flash 6, la solution d'amine sort du ballon de flash 6 par la ligne 8, traverse l'échangeur 9, pour subir une deuxième détente dans le ballon 12. La détente, qui permet d'éliminer une part du dioxyde de carbone et la majorité des hydrocarbures aromatiques, libère un gaz de flash, qui sort du ballon par la ligne 13. Ce flash est réalisé dans les mêmes conditions que dans l'exemple 2 et le gaz de flash a la même composition que dans l'exemple 2, donnée dans le tableau 4.
La solution d'amine sort du ballon 12 par la ligne 15 pour aller vers la colonne de régénération 18.
Après régénération, la solution d'amine, sort de la colonne de régénération 18 par la ligne 27 pour aller, après avoir traversé l'échangeur 9, vers la colonne d'absorption 2 par la ligne 30.
Le gaz acide issu de la colonne de régénération 18 a la même composition que dans l'exemple 2, donnée par le tableau 5.
Le gaz de flash issu du ballon 12 est envoyé vers un condenseur 40 par la ligne 13 afin d'abaisser la teneur en eau. La composition du gaz de flash obtenue après condensation est donnée dans le tableau 6.
Constituants Concentration hydrogène sulfuré 35,6 %mol dioxyde de carbone 58,9 %mol eau 4,6 %mol méthane 0,5 %mol éthane + autres hydrocarbures plus 0,04 %mol lourds aromatiques (benzène, toluène et 4028 ppmv xylènes) Tableau 6 Ce gaz de flash, pauvre en HZS et riche en aromatiques, est envoyé à
un débit de 12,3 kNm3/h par la ligne 13, après condensation, vers la section 32, 5 c'est-à-dire en première zone du four du Claus. Une fraction du gaz acide riche en H2S, issu de la colonne de régénération 18, est envoyée par la ligne 25 vers la section 32, c'est-à-dire la première zone du four du Claus, la majorité de ce gaz acide est envoyée par la ligne 41 vers la section 33, c'est-à-dire la deuxième zone du four du Claus.
10 Le gaz de flash, mélangé à une fraction du gaz acide riche en HzS, est préchauffé à 220 C ainsi que l'air également préchauffé à cette même température : ils sont envoyés dans la première zone du four à travers le brûleur, ce qui permet d'atteindre une température supérieure d'environ 250 C, comparativement à la température atteinte dans l'exemple 1 selon l'art 15 antérieur, et donc suffisante pour réduire la teneur en aromatiques à la sortie du four à moins de 30 ppmv. Le catalyseur Claus du premier étage catalytique va donc avoir une activité et une durée de vie supérieure.
Le fait que le gaz acide obtenu dans les exemples 2 et 3 (voir tableau 5) 20 est, d'une part, plus concentré en H2S et, d'autre part, plus pauvre en CO2 et en hydrocarbures aromatiques, que le gaz acide obtenu dans l'exemple 1 (voir tableau 3) montre bien l'intérêt d'effectuer une détente dans les conditions selon l'invention du solvant dans le ballon 12 avant la régénération.
Exemple 4 (selon l'invention) L'exemple 4 illustre le fonctionnement du procédé décrit en référence à
la figure 3.
Le même gaz naturel, de même composition que dans l'exemple 1 (voir tableau 1), est traité dans la colonne d'absorption 2 dans les mêmes conditions opératoires que dans l'exemple 1.
Après une première détente dans le ballon de flash 6, la solution d'amine sort du ballon de flash 6 par la ligne 8, traverse l'échangeur 9, pour subir une deuxième détente dans le ballon 12 à 2,0 bar et 100,1 C. La détente, qui permet d'éliminer une part du CO2 et la majorité des hydrocarbures aromatiques, libère un gaz de flash, qui sort du ballon par la ligne 40. Ce gaz de flash a la composition décrite dans le tableau 7.
Constituants Concentration hydrogène sulfuré 22,2 %mol dioxyde de carbone 33,0 %mol eau 44,3 %mol méthane 0,2 %mol éthane + autres hydrocarbures plus 0,02 %mol lourds hydorcarbures aromatiques (benzène, 2103 ppmv toluène et xylènes) Tableau 7 Ce gaz de flash est ensuite envoyé à un débit de 24,2 kNm3/h vers la deuxième colonne d'absorption 25 par la ligne 40 et est traité avec les gaz issus de la section 21 (Claus) selon le fonctionnement du procédé décrit en référence à la figure 3.
La solution d'amine sort du ballon 12 par la ligne 13 pour aller vers la colonne de régénération 15.
Après régénération, la solution d'amine, sort de la colonne de régénération 15 par la ligne 31 pour aller, après avoir traversé l'échangeur 9, vers les colonnes d'absorption 2 et 25 par les lignes 33 et 34.
Le gaz acide issu de la colonne de régénération 15 par le conduit 20 a la composition donnée tableau 8.
Constituants Concentration hydrogène sulfuré 63,3 %mol dioxyde de carbone 31,7 %mol eau 5 %mol hydrocarbures aromatiques (benzène, 132 ppmv toluène et xylènes) Tableau 8 Ce gaz acide est envoyé par la ligne 20 vers la section 21 (Claus) à un débit de 16,2 kNm3/h. Ce gaz acide, qui ne comporte plus que 132 ppmv d'hydrocarbures aromatiques, contre 1743 ppmv dans le gaz acide de l'exemple 1 selon l'art antérieur, et qui comporte 63,3 %mol d'hydrogène sulfuré, contre seulement 51,4 %mol dans le gaz acide de l'exemple 1 selon l'art antérieur, va être préchauffée à 220 C tout comme l'air injectée. La température atteinte dans le four est supérieure à celle de l'exemple 1 et donc suffisante pour réduire la teneur résiduelle en hydrocarbures aromatiques à la sortie du four à
moins de 25 ppmv. Le catalyseur Claus du premier étage catalytique va donc avoir une activité et une durée de vie supérieure.
Exemple 5 (selon l'invention) L'exemple 5 illustre le fonctionnement du procédé décrit en référence à
la figure 3b, avec recyclage d'une fraction du gaz acide depuis la sortie du régénérateur 15 par la ligne 42 vers le ballon 12.
Le même gaz naturel, de même composition que dans l'exemple 1 (voir tableau 1), est traité dans la colonne d'absorption 2 dans les mêmes conditions opératoires que dans l'exemple 1.
Après une première détente dans le ballon de flash 6, la solution d'amine sort du ballon de flash 6 par la ligne 8, traverse l'échangeur 9, pour subir une deuxième détente dans le ballon 12 à 2,0 bar et 100,1 C. La détente, qui permet d'éliminer une part du CO2 et la majorité des hydrocarbures aromatiques, libère un gaz de flash, qui sort du ballon par la ligne 40. Ce flash est favorisé par le recyclage de 20 % du flux de gaz acide sortant du régénérateur 15 par la ligne 42 à 2,35 bar et 114,1 C et à un débit de 9,9 kNm3/h. Le gaz recyclé par la ligne 42 a la composition décrite dans le tableau 9. Le gaz de flash sortant du ballon 12 par la ligne 40 a la composition décrite dans le tableau 10.
Constituants Concentration hydrogène sulfuré 22,1 %mol dioxyde de carbone 8,1 %mol eau 69,8 %mol méthane 0,0 %mol éthane + autres hydrocarbures plus 0,0 %mol lourds hydrocarbures aromatiques (benzène, 5 ppmv toluène et xylènes) Tableau 9 Constituants Concentration hydrogène sulfuré 22,5 %mol dioxyde de carbone 32,6 %mol eau 44,5 %mol méthane 0,2 %mol éthane + autres hydrocarbures plus 0,02 %mol lourds hydorcarbures aromatiques (benzène, 1738 ppmv toluène et xylènes) Tableau 10 Ce gaz de flash est ensuite envoyé à un débit de 30,4 kNm3/h vers la deuxième colonne d'absorption 25 par la ligne 40 et est traité avec les gaz issus de la section 21 (Claus) selon le fonctionnement du procédé décrit en référence à la figure 3b.
La solution d'amine sort du ballon 12 par la ligne 13 pour aller vers la colonne de régénération 15.
Après régénération, la solution d'amine, sort de la colonne de régénération 15 par la ligne 31 pour aller, après avoir traversé l'échangeur 9, vers les colonnes d'absorption 2 et 25 par les lignes 33 et 34.
Le gaz acide issu de la colonne de régénération 15 par le conduit 20 a la composition donnée tableau 11.
Constituants Concentration hydrogène sulfuré 69,5 %mol dioxyde de carbone 25,5 %mol eau 5 %mol hydrocarbures aromatiques (benzène, 15 ppmv toluène et xylènes) Tableau 11 Ce gaz acide est envoyé par la ligne 20 vers la section 21 (Claus) à un débit de 12,6 kNm3/h. Ce gaz acide, qui ne comporte plus que 15 ppmv d'hydrocarbures aromatiques, contre 132 ppmv dans le gaz acide de l'exemple 5 4 selon l'invention, et qui comporte 69,5 %mol d'hydrogène sulfuré, contre 63,3 %mol dans le gaz acide de l'exemple 4 selon l'invention, va être préchauffée à 220 C tout comme l'air injectée. Du fait de l'enrichissement en H2S, la température atteinte dans le four est supérieure à celle de l'exemple et donc permet d'améliorer la réduction de la teneur résiduelle en 10 hydrocarbures aromatiques à la sortie du four . Le catalyseur Claus du premier étage catalytique va donc avoir une activité et une durée de vie supérieure. De plus, le débit de gaz à traiter, est réduit de 16,2 à 12,6 kNm3/h et donc entraîne une réduction de 22 % de la taille de l'unité Claus et de la quantité de catalyseur à mettre en oeuvre dans cette unité.
Claims (19)
1) Procédé d'extraction de l'hydrogène sulfuré contenu dans un gaz comportant des hydrocarbures aromatiques, dans lequel on effectue les étapes suivantes:
a) on met en contact ledit gaz avec une solution absorbante de manière à
obtenir un gaz appauvri en hydrogène sulfuré et une solution absorbante chargée en hydrogène sulfuré, b) on chauffe et on détend la solution absorbante chargée en hydrogène sulfuré à une pression et une température déterminées de manière à
libérer une fraction gazeuse comportant des hydrocarbures aromatiques et à obtenir une solution absorbante appauvrie en hydrocarbures aromatiques, ladite pression et ladite température étant choisies de sorte que ladite fraction gazeuse comporte au moins 50% des hydrocarbures aromatiques contenu dans ladite solution absorbante chargée en hydrogène sulfuré et au plus 35 % d'hydrogène sulfuré
contenu dans ladite solution absorbante chargée en hydrogène sulfuré, c) on régénère thermiquement la solution absorbante appauvrie en composés hydrocarbures aromatiques de manière à libérer un effluent gazeux riche en hydrogène sulfuré et à obtenir un solution absorbante régénérée.
a) on met en contact ledit gaz avec une solution absorbante de manière à
obtenir un gaz appauvri en hydrogène sulfuré et une solution absorbante chargée en hydrogène sulfuré, b) on chauffe et on détend la solution absorbante chargée en hydrogène sulfuré à une pression et une température déterminées de manière à
libérer une fraction gazeuse comportant des hydrocarbures aromatiques et à obtenir une solution absorbante appauvrie en hydrocarbures aromatiques, ladite pression et ladite température étant choisies de sorte que ladite fraction gazeuse comporte au moins 50% des hydrocarbures aromatiques contenu dans ladite solution absorbante chargée en hydrogène sulfuré et au plus 35 % d'hydrogène sulfuré
contenu dans ladite solution absorbante chargée en hydrogène sulfuré, c) on régénère thermiquement la solution absorbante appauvrie en composés hydrocarbures aromatiques de manière à libérer un effluent gazeux riche en hydrogène sulfuré et à obtenir un solution absorbante régénérée.
2) Procédé selon la revendication 1, dans lequel au moins une partie de la solution absorbante régénérée obtenue à l'étape c) est recyclée à l'étape a) en tant que solution absorbante.
3) Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel au moins une partie de l'effluent gazeux riche en hydrogène sulfuré obtenu à
l'étape c) est traitée par un procédé Claus.
l'étape c) est traitée par un procédé Claus.
4) Procédé selon la revendication 3, dans lequel la fraction gazeuse comportant des hydrocarbures aromatiques obtenue à l'étape b) est envoyée vers un brûleur dudit procédé Claus.
5) Procédé selon la revendication 3, dans lequel la fraction gazeuse comportant des hydrocarbures aromatiques obtenue à l'étape b), ainsi que des gaz de queue dudit procédé Claus sont mis en contact avec une deuxième solution absorbante de manière à produire un flux pauvre en hydrogène sulfuré et une deuxième solution absorbante enrichie en hydrogène sulfuré.
6) Procédé selon la revendication 5, dans lequel au moins une partie de la deuxième solution absorbante enrichie en hydrogène sulfuré est recyclée à
l'étape a) en tant que solution absorbante.
l'étape a) en tant que solution absorbante.
7) Procédé selon l'une des revendication 5 et 6, dans lequel l'étape c) est réalisée dans une colonne de régénération, et dans lequel au moins une partie de la deuxième solution absorbante enrichie en hydrogène sulfuré est introduite dans ladite colonne de manière être régénérée.
8) Procédé selon l'une des revendications 1 et 2, dans lequel on met en contact la fraction gazeuse comportant des hydrocarbures aromatiques obtenue à l'étape b) avec une portion de la solution absorbante régénérée obtenue à l'étape c), de manière à obtenir une fraction gazeuse appauvrie en hydrogène sulfuré et une troisième solution absorbante enrichie en hydrogène sulfuré.
9) Procédé selon la revendication 8, dans lequel la fraction gazeuse comportant des hydrocarbures aromatiques obtenue à l'étape b) est préalablement refroidie et condensée avant d'être mise en contact avec la portion de la solution absorbante régénérée obtenue à l'étape c).
10) Procédé selon l'une des revendications 8 et 9, dans lequel l'effluent gazeux riche en hydrogène sulfuré obtenu à l'étape c) est traité par un procédé
d'oxydation de l'hydrogène sulfuré.
d'oxydation de l'hydrogène sulfuré.
11) Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel avant l'étape c), la solution absorbante appauvrie en hydrocarbures aromatiques est mise en contact avec une fraction de l'effluent gazeux riche en hydrogène sulfuré obtenu à l'étape c) de manière à ce que ladite fraction entraîne une partie des hydrocarbures aromatiques contenus dans ladite solution.
12) Procédé selon l'une des revendications 1 à 10, dans lequel l'effluent gazeux riche en hydrogène sulfuré obtenu à l'étape c) est partiellement condensé par refroidissement de manière à produire une phase gazeuse et un condensat, et dans lequel, avant l'étape c), la solution absorbante appauvrie en hydrocarbures aromatiques est mise en contact avec une fraction de ladite phase gazeuse de manière à ce que ladite fraction entraîne une partie des hydrocarbures aromatiques et du dioxyde de carbone contenus dans ladite solution.
13) Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel la fraction gazeuse libérée à l'étape b) est directement mise en contact avec une partie de la solution absorbante régénérée obtenue à l'étape c).
14) Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel la solution absorbante comporte une amine en solution dans de l'eau.
15) Procédé selon la revendication 14, dans lequel l'amine est choisie parmi le groupe comportant la méthyldiéthanolamine, la diisopropanolamine et les amines stériquement encombrées et dans lequel à l'étape b), ladite température est comprise entre 80 et 140°C, et ladite pression est comprise entre 1,5 et 6 bara.
16) Procédé selon la revendication 14, dans lequel l'amine est choisie parmi le groupe comportant la monoéthanolamine et la diéthanolamine, et dans lequel à l'étape b), ladite température est comprise entre 80 et 140°C, et ladite pression est comprise entre 1,5 et 6 bara.
17) Procédé selon l'une des revendication 1 à 13, dans lequel la solution absorbante est choisie parmi le groupe constitué du sulfolane, le méthanol, la N-formyl morpholine, l'acétyl morpholine, le carbonate de propylène, le diméthyl éther polyethylène glycol ou la N-méthyl pyrrolidone.
18) Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel le gaz est un gaz naturel.
19) Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel le gaz comporte au moins 50ppmv d'hydrocarbures aromatiques.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| FR0601038A FR2897066B1 (fr) | 2006-02-06 | 2006-02-06 | Procede d'extraction de l'hydrogene sulfure contenu dans un gaz hydrocarbone. |
| FR06/01.038 | 2006-02-06 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CA2576905A1 true CA2576905A1 (fr) | 2007-08-06 |
| CA2576905C CA2576905C (fr) | 2014-08-19 |
Family
ID=37102614
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CA2576905A Active CA2576905C (fr) | 2006-02-06 | 2007-02-01 | Procede d'extraction de l'hydrogene sulfure contenu dans un gaz hydrocarbone |
Country Status (4)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US7803271B2 (fr) |
| CA (1) | CA2576905C (fr) |
| FR (1) | FR2897066B1 (fr) |
| IT (1) | ITMI20070179A1 (fr) |
Families Citing this family (16)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| DE102009018444A1 (de) * | 2009-04-22 | 2010-10-28 | Uhde Gmbh | Verfahren zur Entfernung von sauren Gaskomponenten aus einem Gasgemisch |
| FR2947185B1 (fr) | 2009-06-26 | 2011-07-01 | Total Sa | Procede de traitement de gaz acides |
| US7811361B2 (en) * | 2009-06-30 | 2010-10-12 | Uop Llc | Process for a gas removal zone |
| US20100132552A1 (en) * | 2009-07-08 | 2010-06-03 | Lechnick William J | Zone or process for improving an efficiency thereof |
| CN102906226A (zh) | 2010-02-13 | 2013-01-30 | 麦卡利斯特技术有限责任公司 | 工程化的燃料贮存、再造和运输 |
| EP2534226A4 (fr) * | 2010-02-13 | 2014-03-26 | Mcalister Technologies Llc | Combustible renouvelable à usages multiples destiné à isoler des contaminants et à stocker de l'énergie |
| EP2613867B1 (fr) | 2010-09-09 | 2018-05-02 | ExxonMobil Research and Engineering Company | Procédé de lavage de co2 avec un absorbant comprenant une amine nucléophile et une base non-nucléophile dans un solvant non-aqueux |
| WO2012128805A2 (fr) | 2010-12-08 | 2012-09-27 | Mcalister Technologies, Llc | Système et procédé de préparation de combustibles liquides |
| WO2013025658A2 (fr) | 2011-08-12 | 2013-02-21 | Mcalister Technologies, Llc | Transport d'énergie et/ou de matériau comprenant un changement de phase |
| US9133011B2 (en) | 2013-03-15 | 2015-09-15 | Mcalister Technologies, Llc | System and method for providing customized renewable fuels |
| FR3013724B1 (fr) | 2013-11-28 | 2017-12-15 | Ifp Energies Now | Procede d'hydrotraitement d'un gazole dans des reacteurs en parallele avec recyclage d'hydrogene. |
| EP3476459B1 (fr) * | 2017-10-24 | 2020-10-14 | L'air Liquide, Société Anonyme Pour L'Étude Et L'exploitation Des Procédés Georges Claude | Installation et procédé de séparation de composants contenant du soufre à partir du méthanol chargé |
| CN107890748B (zh) * | 2017-10-27 | 2021-08-20 | 中石化宁波工程有限公司 | 一种中温酸性气体预提浓工艺 |
| WO2022129974A1 (fr) | 2020-12-17 | 2022-06-23 | Totalenergies Onetech | Milieu d'élimination sélective de sulfure d'hydrogène à partir d'un courant gazeux |
| WO2022129975A1 (fr) | 2020-12-17 | 2022-06-23 | Totalenergies Onetech | Procédé pour l'élimination sélective du sulfure d'hydrogène à partir d'un courant de gaz |
| WO2022129977A1 (fr) | 2020-12-17 | 2022-06-23 | Totalenergies Onetech | Procédé de récupération de dioxyde de carbone de haute pureté à partir d'un mélange gazeux |
Family Cites Families (14)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3205164A (en) * | 1962-09-24 | 1965-09-07 | Universal Oil Prod Co | Hydrogen sulfide removal |
| US3490865A (en) * | 1964-11-17 | 1970-01-20 | Phillips Petroleum Co | Treatment of fluid streams |
| US3473903A (en) * | 1967-12-04 | 1969-10-21 | Texaco Inc | Recovery of carbon from synthesis gas |
| US3656887A (en) * | 1969-08-21 | 1972-04-18 | Chevron Res | Method of removing hydrogen sulfide from gaseous mixtures |
| US4085192A (en) * | 1973-05-11 | 1978-04-18 | Shell Oil Company | Selective removal of hydrogen sulfide from gaseous mixtures |
| FR2327960A1 (fr) * | 1975-10-17 | 1977-05-13 | Elf Aquitaine | Perfectionnement a la production de soufre |
| CA1151677A (fr) * | 1979-06-11 | 1983-08-09 | Petrus F.A. Van Grinsven | Methode et installation d'extraction de composantes acides |
| FR2494255A1 (fr) * | 1980-11-17 | 1982-05-21 | Elf Aquitaine | Perfectionnement au procede pour la production de soufre avec recuperation amelioree d'energie a partir d'un gaz renfermant h2s, so2, et h2 et/ou co |
| DE3815867A1 (de) * | 1988-05-09 | 1989-11-23 | Linde Ag | Verfahren zur regenerierung eines mit h(pfeil abwaerts)2(pfeil abwaerts)s und/oder cos beladenen waschmittels |
| FR2796858B1 (fr) * | 1999-07-28 | 2002-05-31 | Technip Cie | Procede et installation de purification d'un gaz et produits ainsi obtenus |
| FR2820430B1 (fr) * | 2001-02-02 | 2003-10-31 | Inst Francais Du Petrole | Procede de desacidification d'un gaz avec lavage des hydrocarbures desorbes lors de la regeneration du solvant |
| US6508863B1 (en) * | 2001-10-11 | 2003-01-21 | Engelhard Corporation | Claus feed gas hydrocarbon removal |
| US6610124B1 (en) * | 2002-03-12 | 2003-08-26 | Engelhard Corporation | Heavy hydrocarbon recovery from pressure swing adsorption unit tail gas |
| GB0220791D0 (en) * | 2002-09-06 | 2002-10-16 | Boc Group Plc | Nitrogen rejection method and apparatus |
-
2006
- 2006-02-06 FR FR0601038A patent/FR2897066B1/fr not_active Expired - Fee Related
-
2007
- 2007-02-01 CA CA2576905A patent/CA2576905C/fr active Active
- 2007-02-02 IT IT000179A patent/ITMI20070179A1/it unknown
- 2007-02-06 US US11/671,650 patent/US7803271B2/en active Active
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| ITMI20070179A1 (it) | 2007-08-07 |
| US20080187485A1 (en) | 2008-08-07 |
| FR2897066B1 (fr) | 2012-06-08 |
| FR2897066A1 (fr) | 2007-08-10 |
| US7803271B2 (en) | 2010-09-28 |
| CA2576905C (fr) | 2014-08-19 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA2576905C (fr) | Procede d'extraction de l'hydrogene sulfure contenu dans un gaz hydrocarbone | |
| CA2731061C (fr) | Solution absorbante a base de n,n,n',n'-tetramethylhexane-1,6-diamine et d'une amine particuliere comportant des fonctions amine primaire ou secondaire et procede d'elimination decomposes acides d'un effluent gazeux | |
| CA2369350C (fr) | Procede de desacidification d'un gaz avec lavage des hydrocarbures desorbes lors de la regeneration du solvant | |
| EP2445614B1 (fr) | Procede de traitement de gaz acides | |
| US10040051B2 (en) | Integrated process to recover high quality native CO2 from a sour gas comprising H2S and CO2 | |
| CA2514087C (fr) | Procede de capture des mercaptans contenus dans une charge gazeuse | |
| FR2911516A1 (fr) | Procede de purification d'un melange gazeux contenant des gaz acides | |
| TW201202124A (en) | Method and device for processing a carbon dioxide-rich acid gas in a Claus process | |
| EP1552874A1 (fr) | Procédé de capture du dioxyde de carbone contenu dans des fumées | |
| FR2938454A1 (fr) | Procede de desacidification d'un gaz par une solution absorbante aux amines, avec section de lavage a l'eau | |
| US11083994B2 (en) | Removal of acid gases from a gas stream, with O2 enrichment for acid gas capture and sequestration | |
| KR100941661B1 (ko) | 탄화수소 함유 가스 정제 방법 | |
| FR2875236A1 (fr) | Procede et installation pour le traitement de dso | |
| FR2896509A1 (fr) | Procede de capture des mercaptans contenus dans un gaz naturel par concentration. | |
| CN107580522B (zh) | 从用于硫回收的贫酸气进料中去除芳烃的方法 | |
| FR2937880A1 (fr) | Procede de conversion des composes soufres presents dans un gaz acide en soufre elementaire. | |
| EP2836287A1 (fr) | Procede de traitement d'un flux gazeux par absorption utilisant un compose de formule ch3 - (och2) n-0-ch3 | |
| FR2916652A1 (fr) | Procede de traitement integre d'un gaz naturel permettant de realiser une desacidification complete | |
| WO2011138517A1 (fr) | Solution absorbante a base de ν,ν,ν',ν'- tétraéthyldiéthylènetriamine et procédé d'elimination de composes acides d'un effluent gazeux | |
| EP2525895A1 (fr) | Procédé intégré de décarbonatation et de désulfuration d'une fumée de combustion | |
| FR2928563A1 (fr) | Procede de sechage et de demercaptanisation de melanges gazeux. | |
| FR2921001A1 (fr) | Procede de desacidification d'un gaz naturel par formation d'hydrates. | |
| FR2918386A1 (fr) | Procede d'elimination des mercaptans contenus dans les effluents liquides et gazeux. | |
| FR2907024A1 (fr) | Procede de traitement d'un gaz naturel avec integration thermique du regenerateur. | |
| FR3006604A1 (fr) | Traitement energetiquement ameliore d'un flux gazeux contenant des mercaptans |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| EEER | Examination request |