EA023174B1 - Криогенная система для удаления кислотных газов из потока газообразных углеводородов с удалением сероводорода - Google Patents

Криогенная система для удаления кислотных газов из потока газообразных углеводородов с удалением сероводорода Download PDF

Info

Publication number
EA023174B1
EA023174B1 EA201290277A EA201290277A EA023174B1 EA 023174 B1 EA023174 B1 EA 023174B1 EA 201290277 A EA201290277 A EA 201290277A EA 201290277 A EA201290277 A EA 201290277A EA 023174 B1 EA023174 B1 EA 023174B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
stream
gas
column
solvent
hydrogen sulfide
Prior art date
Application number
EA201290277A
Other languages
English (en)
Other versions
EA201290277A1 (ru
Inventor
Пол Скотт Нортроп
Брюс Т. Келли
Чарльз Дж. Март
Original Assignee
Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани
Priority date (The priority date 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 date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани filed Critical Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани
Publication of EA201290277A1 publication Critical patent/EA201290277A1/ru
Publication of EA023174B1 publication Critical patent/EA023174B1/ru

Links

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/0204—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the feed stream
    • F25J3/0209—Natural gas or substitute 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
    • 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
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/0228—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream
    • F25J3/0233—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream separation of CnHm with 1 carbon atom or more
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/0228—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream
    • F25J3/0266—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream separation of carbon dioxide
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/0295—Start-up or control of the process; Details of the apparatus used, e.g. sieve plates, packings
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
    • F25J2200/74—Refluxing the column with at least a part of the partially condensed overhead gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
    • F25J2200/76—Refluxing the column with condensed overhead gas being cycled in a quasi-closed loop refrigeration cycle
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
    • F25J2200/90—Details relating to column internals, e.g. structured packing, gas or liquid distribution
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2205/00—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means
    • F25J2205/02—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using simple phase separation in a vessel or drum
    • F25J2205/04—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using simple phase separation in a vessel or drum in the feed line, i.e. upstream of the fractionation step
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2205/00—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means
    • F25J2205/40—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using hybrid system, i.e. combining cryogenic and non-cryogenic separation techniques
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2205/00—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means
    • F25J2205/50—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using absorption, i.e. with selective solvents or lean oil, heavier CnHm and including generally a regeneration step for the solvent or lean oil
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2205/00—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means
    • F25J2205/60—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using adsorption on solid adsorbents, e.g. by temperature-swing adsorption [TSA] at the hot or cold end
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2205/00—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means
    • F25J2205/60—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using adsorption on solid adsorbents, e.g. by temperature-swing adsorption [TSA] at the hot or cold end
    • F25J2205/66—Regenerating the adsorption vessel, e.g. kind of reactivation gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2215/00—Processes characterised by the type or other details of the product stream
    • F25J2215/04—Recovery of liquid products
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2220/00—Processes or apparatus involving steps for the removal of impurities
    • F25J2220/60—Separating impurities from natural gas, e.g. mercury, cyclic hydrocarbons
    • F25J2220/66—Separating acid gases, e.g. CO2, SO2, H2S or RSH
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2260/00—Coupling of processes or apparatus to other units; Integrated schemes
    • F25J2260/80—Integration in an installation using carbon dioxide, e.g. for EOR, sequestration, refrigeration etc.
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2270/00—Refrigeration techniques used
    • F25J2270/90—External refrigeration, e.g. conventional closed-loop mechanical refrigeration unit using Freon or NH3, unspecified external refrigeration
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2280/00—Control of the process or apparatus
    • F25J2280/40—Control of freezing of components
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02C—CAPTURE, STORAGE, SEQUESTRATION OR DISPOSAL OF GREENHOUSE GASES [GHG]
    • Y02C20/00—Capture or disposal of greenhouse gases
    • Y02C20/40—Capture or disposal of greenhouse gases of CO2

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Thermal Sciences (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Gas Separation By Absorption (AREA)
  • Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)
  • Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
  • Separation Of Gases By Adsorption (AREA)
  • Vaporization, Distillation, Condensation, Sublimation, And Cold Traps (AREA)
  • Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)

Abstract

Система удаления кислотных газов из потока сырьевого газа включает криогенную дистилляционную колонну и устройство удаления сернистых компонентов (SCRS). Криогенная дистилляционная колонна принимает поток сернистого нефтяного газа и разделяет его на поток верхнего газового погона, включающий главным образом метан, и кубовый поток кислотных газов, включающий главным образом диоксид углерода. Устройство удаления сернистых компонентов размещают ниже по потоку относительно системы удаления кислотных газов. Устройство удаления сернистых компонентов принимает кубовый поток кислотных газов и разделяет на поток текучей среды, включающий сероводород, и поток текучей среды, включающий диоксид углерода. Могут быть использованы разнообразные типы систем удаления сернистых компонентов.

Description

Перекрестная ссылка на родственную заявку
Настоящая заявка устанавливает приоритет предварительной патентной заявки США 61/257277, поданной 2 ноября 2009 года, озаглавленной Криогенная система для удаления кислотных газов из потока газообразных углеводородов с удалением сероводорода, которая включена здесь ссылкой во всей полноте.
Предпосылки изобретения
Этот раздел предполагается быть введением в разнообразные аспекты технологии, которые могут быть связаны с примерными вариантами осуществления настоящего изобретения. Как представляется, это обсуждение будет содействовать созданию основы для облегчения лучшего понимания конкретных аспектов настоящего изобретения. Соответственно этому должно быть понятно, что этот раздел следует читать под таким углом зрения и не обязательно как обсуждение прототипа.
Область техники, к которой относится изобретение
Изобретение относится к области разделения текучих сред. Более конкретно, изобретение относится к отделению как сероводорода, так и других кислотных газов от потока углеводородной текучей среды.
Уровень техники
Добыча углеводородов из пластового резервуара зачастую сопровождается побочным извлечением неуглеводородных газов. Такие газы включают загрязняющие примеси, такие как сероводород (Н23) и диоксид углерода (СО2). Когда Н23 и СО2 извлекают как часть потока газообразных углеводородов (таких как метан или этан), газовый поток иногда называют сернистым нефтяным газом.
Сернистый нефтяной газ обычно подвергают обработке для удаления СО2, Н23 и других загрязняющих примесей перед направлением его ниже по потоку для дополнительной обработки или на продажу. Удаление кислотных газов создает поток обессеренных газообразных углеводородов. Обессеренный поток может быть использован как экологически приемлемое топливо или как сырьевой материал для химических веществ или установки для преобразования природного газа в жидкие моторные топлива. Поток обессеренного газа может быть охлажден с образованием сжиженного природного газа, или ЬИС.
Процесс разделения создает такую проблему, как утилизация отделенных загрязняющих примесей. В некоторых случаях концентрированный кислотный газ (главным образом состоящий из Н23 и СО2) направляют в установку регенерации серы (ЗКИ). ЗКИ преобразует Н23 в доброкачественную элементарную серу. Однако в некоторых областях (таких как регион Каспийского моря) дополнительное производство элементарной серы нежелательно ввиду ограниченного рынка сбыта. Поэтому в некоторых районах мира миллионы тонн серы хранились в крупных надземных хранилищах, больше всего в Канаде и Казахстане.
В то время как серу оставляют на наземное хранение, диоксид углерода, связанный с кислотным газом, чаще всего выпускают в атмосферу. Однако обыкновение выпускать СО2 в воздух иногда является нежелательным. Одно предложение для минимизации выбросов СО2 представляет способ, называемый нагнетание кислотного газа (АСТ). ΑΟΙ означает, что нежелательные сернистые нефтяные газы повторно закачивают в подземный пласт под давлением и захоранивают для более позднего потенциального применения. Альтернативно, диоксид углерода может быть использован для создания искусственного пластового давления в работах по интенсификации добычи нефти вторичным методом.
Чтобы упростить проведение АС1, желательно иметь газоперерабатывающую установку, которая эффективно отделяет компоненты кислотных газов от газообразных углеводородов. Однако для высокосернистых потоков, т.е. потоков из эксплуатационных скважин, содержащих больше чем около 15 или 20% СО2 и/или Н23, могут быть особенно проблематичными проектирование, сооружение и эксплуатация установки, которая может экономично отделять загрязняющие примеси от желательных углеводородов. Во многих месторождениях природного газа углеводороды имеют относительно низкое процентное содержание (например, менее 40%), и высокие уровни процентного содержания кислотных газов, преимущественно диоксида углерода, но также сероводорода, карбонилсульфида, сероуглерода и разнообразных меркаптанов. В этих ситуациях может быть преимущественно использована криогенная обработка газа.
Криогенная обработка газа представляет собой дистилляционный процесс, который иногда применяют для разделения газов. При криогенном разделении газов образуется поток охлажденного верхнего газового погона при умеренных давлениях (например, 350-550 фунтов на квадратный дюйм, манометрических (ρδί§)) (2,41-3,79 МПа, избыточных). В дополнение, в качестве кубового продукта получают сжиженный кислотный газ. Поскольку сжиженный кислотный газ имеет относительно высокую плотность, гидростатический напор можно преимущественно использовать при закачке в скважину согласно АСТ для содействия процессу нагнетания. Это значит, что энергия, которая требуется для нагнетания сжиженного кислотного газа в пласт, является меньшей, чем энергия, нужная для сжатия кислотных газов, имеющих низкое давление, до уровня пластового давления. Необходимо меньшее число ступеней компрессоров и насосов.
Существуют также серьезные проблемы в отношении криогенной дистилляции сернистых нефтяных газов. Когда СО2 присутствует в обрабатываемом газе с концентрациями выше чем около 5 мол.%,
- 1 023174 при общем давлении менее,чем около 700 ρδί§ (4,83 МПа, манометрических), он будет замораживаться в стандартной установке для криогенной дистилляции с образованием твердого вещества. Образование СО2 в виде твердого вещества нарушает процесс криогенной дистилляции. Во избежание этой проблемы авторы настоящего изобретения ранее разработали разнообразные процессы СоШгоПсб Ргсе/с Ζοηβ™ (ΟΡΖ™) (Регулируемой Зоны Замораживания). В технологии СΡΖ™ преимущественно используют склонность диоксида углерода к образованию твердых частиц таким образом, что создают частицам замороженного СО2 возможность формироваться внутри открытой части дистилляционной колонны, и затем улавливают частицы на плавильную тарелку. В результате на верху колонны генерируют поток чистого метана (вместе с любым азотом или гелием, присутствующими в сырьевом газе), тогда как в донной части колонны формируют поток холодного жидкого СО2/Н2§. При давлениях выше чем около 700 ρδΐ§ (4,83 МПа, манометрических), может быть выполнена дистилляция с объемным фракционированием без опасности замораживания СО2; однако генерированный верхний метановый погон будет заключать в себе по меньшей мере несколько процентов СО2.
Определенные аспекты СΡΖ™-технологии и связанное с нею оборудование описаны в патентах США №№ 4533372; 4923493; 5062270; 5120338; и 6053007.
Как в основном описано в вышеуказанных патентах США, дистилляционная башня, или колонна, используемая в криогенной обработке газов, включает нижнюю дистилляционную зону и промежуточную зону регулируемого замораживания. Предпочтительно имеется также верхняя ректификационная зона. Колонна работает для создания частиц твердого СО2, для чего предусмотрена часть колонны, имеющая температуру в диапазоне ниже температуры замерзания диоксида углерода, но выше температуры кипения метана при этом давлении. Более предпочтительно, зона регулируемого замораживания действует при температуре и давлении, которые позволяют метану и другим газообразным легким углеводородам испаряться, в то же время обусловливая образование частиц замерзшего (твердого) СО2.
Когда поток подводимого сырьевого газа движется вверх по колонне, частицы замерзшего СО2 выделяются из подводимого потока и под действием силы тяжести выпадают из зоны регулируемого замораживания на плавильную тарелку. Там частицы переходят в жидкое состояние. Затем поток обогащенной диоксидом углерода жидкости стекает с плавильной тарелки вниз в нижнюю дистилляционную зону у дна колонны. Нижнюю дистилляционную зону поддерживают при температуре и давлении, при которых твердый диоксид углерода практически не образуется, но выкипает растворенный метан. В одном аспекте кубовый поток кислотных газов создают при температуре от 30 до 40°Р (-1,11°С ж +4,44°С).
В одном варианте исполнения некоторые или все частицы замороженного СО2 могут быть собраны на тарелке у дна зоны замораживания. Затем частицы выводят из дистилляционной колонны для дальнейшей обработки.
Зона регулируемого замораживания включает распыление холодной жидкости. Она представляет собой поток обогащенной метаном жидкости, известный как флегма. Когда поток паров легких газообразных углеводородов и увлеченных кислотных газов движется вверх по колонне, поток паров сталкивается с разбрызгиваемой жидкостью. Распыляемая холодная жидкость способствует выделению частиц твердого СО2, в то же время позволяя газообразному метану испаряться и протекать вверх в колонне.
В верхней дистилляционной зоне метан (или верхний газовый погон) улавливают и выводят наружу по трубопроводу на продажу или для использования в качестве топлива. В одном аспекте поток верхнего метанового погона выпускают при температуре около -130°Р (-90°С). Верхний газовый погон может быть частично сжижен дополнительным охлаждением, и жидкость возвращают в колонну в качестве флегмы. Жидкую флегму нагнетают в виде факела холодного распыления в секцию распыления зоны регулируемого замораживания, обычно после протекания через тарелки или насадку ректификационной секции колонны.
Метан, полученный в верхней дистилляционной зоне, удовлетворяет большинству технических условий для транспортировки по трубопроводам. Например, метан может соответствовать техническим условиям транспортировки по трубопроводам при содержании СО2 менее 2 мол.%, а также техническим условиям на содержание Н2§ на уровне 4 млн-1, если генерируют достаточное количество флегмы, и/или если имеется достаточное число стадий разделения на насадке или тарелках в верхней дистилляционной зоне. Однако, если поток исходного сырьевого газа содержит сероводород (или другие серосодержащие соединения), они окажутся в потоке кубовой жидкости из диоксида углерода и сероводорода.
Сероводород представляет собой ядовитый газ, который является более тяжелым, чем воздух. Он вызывает коррозию оборудования в буровой скважине и на поверхности. Когда сероводород контактирует с металлическими трубами и вентилями в присутствии воды, может происходить коррозия с образованием сульфида железа. Поэтому желательно удалять сероводород и другие сернистые компоненты из потока сырьевого газа до того, как он поступит в холодную дистилляционную колонну. Это позволяет провести обессеривание газового потока, подаваемого в колонну. СО2, генерированный с помощью криогенного процесса, тем самым, по существу, не содержит Н2§ и может быть использован, например, для интенсификации добычи нефти вторичным методом.
Существует потребность в системе для снижения содержания Н2§ и меркаптанов в потоке сырьево- 2 023174 го природного газа, прежде чем он будет подвергнут криогенной дистилляции для удаления высокосернистых газов. Альтернативно, существует потребность в системе криогенного разделения газов и сопутствующих способах, которые извлекают сероводород из кубового потока кислотных газов ниже по потоку относительно ΟΡΖ-колонны.
Сущность изобретения
Представлена система для удаления кислотных газов из потока сернистого нефтяного газа. В одном варианте исполнения система включает систему удаления кислотных газов. В системе удаления кислотных газов используют криогенную дистилляционную колонну, которая разделяет поток сернистого нефтяного газа на поток верхнего газового погона, включающий главным образом метан, и кубовый поток сжиженного кислотного газа, включающий главным образом диоксид углерода. Система также включает систему удаления сернистых компонентов. Систему удаления сернистых компонентов размещают выше по потоку относительно системы удаления кислотных газов. Система удаления сернистых компонентов принимает поток сырьевого газа и в основном разделяет поток сырьевого газа на поток текучей среды, содержащий сероводород, и поток сернистого нефтяного газа.
Поток сернистого нефтяного газа включает сернистые компоненты в количестве предпочтительно между около 4 и 100 млн-1. Такими компонентами могут быть сероводород, карбонилсульфид и разнообразные меркаптаны.
Криогенная система удаления кислотных газов предпочтительно включает систему охлаждения для замораживания потока сернистого нефтяного газа перед его поступлением в дистилляционную колонну. Криогенная система удаления кислотных газов предпочтительно представляет собой систему ί','ΡΖ. в которой дистилляционная колонна имеет нижнюю дистилляционную зону и промежуточную зону регулируемого замораживания. В промежуточную зону регулируемого замораживания, или распылительную секцию, направляют распыляемую холодную жидкость, главным образом состоящую из метана. Распыляемая холодная жидкость представляет собой жидкую флегму, образованную из контура верхнего погона ниже по потоку относительно дистилляционной колонны. Ниже по потоку относительно криогенной дистилляционной колонны предусмотрено холодильное оборудование для охлаждения потока верхнего метанового погона и возвращения части потока верхнего метанового погона в криогенную дистилляционную колонну в качестве холодной жидкой флегмы.
Понятно, что кроме криогенных дистилляционных систем могут быть применены другие системы удаления кислотных газов. Например, система удаления кислотных газов может представлять собой систему на основе физического растворителя, которая также предрасположена извлекать Н28 вместе с СО2. В системе удаления кислотных газов может быть использовано объемное фракционирование.
Могут быть применены разнообразные типы систем удаления сернистых компонентов. Сюда входят системы, в которых используют физические растворители для отделения серосодержащих компонентов от потока сернистого нефтяного газа. Они также могут включать окислительно-восстановительные процессы и применение так называемых поглотителей. Они также могут включать так называемый процесс Сгу51а8и11.
В одном аспекте система удаления сернистых компонентов включает по меньшей мере один слой твердого адсорбента. По меньшей мере один слой твердого адсорбента поглощает, по меньшей мере, некоторое количество сероводорода, в то же время пропуская газообразный метан и диоксид углерода в виде потока сернистого нефтяного газа. Слой твердого адсорбента, например, может (ί) быть приготовлен из цеолитного материала, или (ίί) включать по меньшей мере один сорт молекулярных сит. Слой твердого адсорбента попутно может адсорбировать, по меньшей мере, некоторое количество воды.
По меньшей мере один слой твердого адсорбента может представлять собой слой для кинетического адсорбционного разделения. В альтернативном варианте, по меньшей мере один слой твердого адсорбента может включать по меньшей мере три слоя твердого адсорбента, причем (ί) первый из по меньшей мере трех слоев твердого адсорбента эксплуатируют для поглощения сернистых компонентов, (ίί) второй из по меньшей мере трех слоев твердого адсорбента подвергают регенерации, и (ίίί) третий из по меньшей мере трех слоев твердого адсорбента держат в резерве для замены первого из по меньшей мере трех слоев твердого адсорбента. Регенерация может составлять часть адсорбционного процесса с циклическим колебанием температуры, часть адсорбционного процесса с циклическим колебанием давления или их комбинацию.
В еще одном варианте исполнения в системе удаления сернистых компонентов используют химический растворитель, такой как селективный амин. В этом случае в системе удаления сернистых компонентов предпочтительно применяют многочисленные устройства для контактирования в прямотоке.
Вместо систем на основе физического растворителя или химического растворителя или в дополнение к ним могут быть применены системы удаления сернистых компонентов других типов. Такие системы могут включать окислительно-восстановительную систему, применение по меньшей мере одного слоя твердого адсорбента или применение по меньшей мере одного слоя для кинетического адсорбционного разделения.
Здесь также предусмотрена отдельная система для удаления кислотных газов из потока сернистого нефтяного газа. В этой системе сероводород и другие серосодержащие соединения в основном удаляют- 3 023174 ся ниже по потоку относительно системы удаления кислотных газов. Система предназначена для обработки потока кислотных газов. Поток кислотных газов получают из потока сырьевого газа, первоначально включающего сернистые компоненты в количестве между около 4 и 100 млн-1.
В одном варианте исполнения система включает систему удаления кислотных газов. Система удаления кислотных газов принимает поток сырьевого газа и разделяет поток сырьевого газа на поток верхнего газового погона, включающего главным образом метан, и кубовый поток сжиженного кислотного газа, главным образом включающий диоксид углерода. Сероводород также будет присутствовать в кубовом потоке кислотного газа. Система также включает систему удаления сернистых компонентов. Систему удаления сернистых компонентов размещают ниже по потоку относительно системы удаления кислотных газов. Система удаления сернистых компонентов принимает кубовый поток кислотного газа и в основном разделяет кубовый поток кислотного газа на поток диоксида углерода и отдельный поток, содержащий главным образом серосодержащие соединения.
Система удаления кислотных газов предпочтительно представляет собой криогенную систему удаления кислотных газов. Криогенная система удаления кислотных газов включает дистилляционную колонну для поступления потока сырьевого газа и систему охлаждения для замораживания потока сырьевого газа перед тем, как он поступит в дистилляционную колонну. Криогенная система удаления кислотных газов предпочтительно представляет собой систему ΟΡΖ, в которой дистилляционная колонна имеет нижнюю дистилляционную зону и промежуточную зону регулируемого замораживания. В промежуточную зону регулируемого замораживания, или распылительную секцию, направляют распыляемую холодную жидкость, главным образом состоящую из метана. Распыляемая холодная жидкость представляет собой жидкую флегму, образованную из контура верхнего погона ниже по потоку относительно дистилляционной колонны. Ниже по потоку относительно криогенной дистилляционной колонны предусмотрено холодильное оборудование для охлаждения потока верхнего метанового погона и возвращения части потока верхнего метанового погона в криогенную дистилляционную колонну в качестве флегмы, которая представляет собой жидкость.
Могут быть использованы системы удаления сернистых компонентов разнообразных типов. В одном аспекте система удаления сернистых компонентов включает по меньшей мере один слой твердого адсорбента. По меньшей мере один слой твердого адсорбента поглощает, по меньшей мере, некоторое количество серосодержащих компонентов из кубового потока кислотного газа и, по существу, пропускает газообразный диоксид углерода. В слое твердого адсорбента, например, может быть использовано кинетическое адсорбционное разделение (ЛК8). ΛΚδ-слой попутно может поглощать, по меньшей мере, некоторое количество диоксида углерода. В этой ситуации система удаления сернистых компонентов на основе ЛК8 предпочтительно также включает сепаратор, такой как гравитационный сепаратор. Гравитационный сепаратор, например, отделяет жидкие компоненты тяжелых углеводородов и сероводород от газообразного СО2.
Слой твердого адсорбента альтернативно может представлять собой железную губку для непосредственного реагирования с Н2§ и удаления его путем образования сульфида железа.
В еще одном аспекте система удаления сернистых компонентов включает процесс экстракционной дистилляции. В процессе экстракционной дистилляции используют по меньшей мере две колонны для регенерации растворителя. Первая колонна принимает кубовый поток кислотного газа и разделяет кубовый поток кислотного газа на первый поток текучей среды, главным образом составленный диоксидом углерода, и второй поток текучей среды, главным образом состоящий из растворителя и серосодержащих соединений.
Краткое описание чертежей
Для того чтобы настоящие изобретения можно было лучше понять, к ним прилагаются определенные иллюстрации, схемы и/или блок-схемы. Однако следует отметить, что чертежи иллюстрируют только избранные варианты осуществления изобретений, и поэтому не должны рассматриваться как ограничивающие область в том плане, что изобретения могут допускать прочие равным образом эффективные варианты осуществления и применения.
Фиг. 1 представляет вид сбоку иллюстративной дистилляционной ΟΡΖ-колонны в одном варианте исполнения. Поток охлажденного сырьевого газа нагнетают в промежуточную зону регулируемого замораживания колонны;
фиг. 2А - вид сверху плавильной тарелки в одном варианте исполнения. Плавильная тарелка находится внутри колонны ниже зоны регулируемого замораживания;
фиг. 2В - вид в разрезе плавильной тарелки из фиг. 2А, проведенном по линии 2В-2В; фиг. 2С - вид в разрезе плавильной тарелки из фиг. 2А, проведенном по линии 2С-2С; фиг. 3 - увеличенный вид сбоку отпарных тарелок в нижней дистилляционной зоне дистилляционной колонны в одном варианте исполнения;
фиг. 4А - перспективный вид струйной тарелки, какая может быть использована либо в нижней дистилляционной секции, либо в верхней дистилляционной секции дистилляционной колонны, в одном варианте исполнения;
фиг. 4В - вид сбоку одного из отверстий в струйной тарелке из фиг. 4А;
- 4 023174 фиг. 5 - вид сбоку промежуточной зоны регулируемого замораживания дистилляционной колонны из фиг. 1. В этом изображении в промежуточную зону регулируемого замораживания были добавлены две иллюстративных перегородки;
фиг. 6 - схематическую диаграмму, которая показывает газоперерабатывающую установку для удаления кислотных газов из потока газа в соответствии с настоящим изобретением, в одном варианте исполнения. В газоперерабатывающей установке используют сольвентный процесс выше по потоку относительно системы удаления кислотных газов;
фиг. 7А - детализированную схематическую диаграмму сольвентной системы из фиг. 6, в одном варианте исполнения. Здесь сольвентная система представляет собой систему на основе физического растворителя, которая действует для приведения в контакт потока обезвоженного газа, чтобы удалить сероводород;
фиг. 7В - детализированную схематическую диаграмму сольвентной системы из фиг. 6 в альтернативном варианте исполнения. Здесь сольвентная система представляет собой систему на основе химического растворителя, которая действует для приведения в контакт потока обезвоженного газа, чтобы удалить сероводород;
фиг. 8 - схематическую диаграмму, которая показывает газоперерабатывающую установку для удаления кислотных газов из потока газа в соответствии с настоящим изобретением, в одном варианте исполнения. В этой компоновке сероводород удаляют из потока газа выше по потоку относительно системы удаления кислотных газов с помощью редокс-процесса;
фиг. 9 - схематическую диаграмму, которая показывает газоперерабатывающую установку для удаления кислотных газов из потока газа в соответствии с настоящим изобретением, в одном варианте исполнения. В этой компоновке сероводород удаляют из потока газа выше по потоку относительно системы удаления кислотных газов с помощью поглотителя;
фиг. 10 - схематическую диаграмму, которая показывает газоперерабатывающую установку для удаления кислотных газов из потока газа в соответствии с настоящим изобретением, в одном варианте исполнения. В этой компоновке сероводород удаляют из потока газа выше по потоку относительно системы удаления кислотных газов с помощью Сгу81а8и1Г-процесса;
фиг. 11 - схематическую диаграмму, которая показывает газоперерабатывающую установку для удаления кислотных газов из потока газа в соответствии с настоящим изобретением, в одном варианте исполнения. В этой компоновке сероводород удаляют из потока газа выше по потоку относительно системы удаления кислотных газов с помощью адсорбционной системы с циклическим колебанием температуры;
фиг. 12 - схематическую диаграмму, которая показывает газоперерабатывающую установку для удаления кислотных газов из потока газа в соответствии с настоящим изобретением, в одном варианте исполнения. В этой компоновке сероводород удаляют из потока газа выше по потоку относительно системы удаления кислотных газов с помощью адсорбционной системы с циклическим колебанием давления;
фиг. 13 - схематическую диаграмму, которая показывает газоперерабатывающую установку согласно настоящему изобретению, в еще одном варианте исполнения. В этой компоновке сероводород удаляют из потока газа выше по потоку относительно системы удаления кислотных газов с помощью адсорбционного слоя, который действует на основе кинетического адсорбционного разделения;
фиг. 14 - схематическую диаграмму, которая показывает газоперерабатывающую установку согласно настоящему изобретению, в еще одном варианте исполнения. В этой компоновке сероводород удаляют из потока газа ниже по потоку относительно системы удаления кислотных газов с помощью адсорбционного слоя, который действует на основе кинетического адсорбционного разделения;
фиг. 15А - схематическую диаграмму газоперерабатывающей установки согласно настоящему изобретению, в еще одном варианте исполнения. В этой компоновке сероводород удаляют из потока газа ниже по потоку относительно системы удаления кислотных газов с помощью процесса экстракционной дистилляции;
фиг. 15В - детализированную схематическую диаграмму газоперерабатывающей установки для процесса экстракционной дистилляции согласно фиг. 15А.
Подробное описание определенных вариантов исполнения Определения
Как используемый здесь, термин углеводород имеет отношение к органическому соединению, которое главным образом, если не исключительно, включает элементы водород и углерод. Углеводороды в основном подразделяются на два класса: алифатические, или линейно-цепочечные углеводороды, и циклические, или углеводороды с замкнутым кольцом, включающие циклические терпены. Примеры углеводородсодержащих материалов включают любую форму природного газа, нефти, угля и битума, которые могут быть использованы в качестве топлива или модифицированы в топливо.
Как применяемый здесь, термин углеводородные текучие среды имеет отношение к углеводородам или смесям углеводородов, которые являются газами или жидкостями. Например, углеводородные текучие среды могут включать углеводород или смеси углеводородов, которые представляют собой газы
- 5 023174 или жидкости в условиях пласта, при технологических условиях или в условиях окружающей среды (температура 15°С и давление 1 атм (0,1013 МПа)). Углеводородные текучие среды могут включать, например, нефть, природный газ, метан угольных пластов, сланцевое масло, пиролизное топливо, пиролизный газ, продукт пиролиза угля и другие углеводороды, которые находятся в газообразном или жидком состоянии.
Термин массопередающее устройство относится к любому объекту, который принимает приводимые в контакт текучие среды и пересылает эти текучие среды к другим объектам, например посредством гравитационного течения. Одним неограничивающим примером является тарелка для отпаривания определенных компонентов. Еще один пример представляет сетчатая насадка.
Как используемый здесь, термин текучая среда имеет отношение к газам, жидкостям и комбинациям газов и жидкостей, а также к комбинациям газов и твердых веществ и комбинациям жидкостей и твердых веществ.
Как применяемый здесь, термин конденсируемые углеводороды означает такие углеводороды, которые конденсируются при температуре около 15°С и абсолютном давлении на уровне одной атмосферы (0,1013 МПа). Конденсируемые углеводороды могут включать, например, смесь углеводородов, имеющих число атомов углерода свыше 4.
Как используемый здесь, термин тяжелые углеводороды имеет отношение к углеводородам, имеющим более чем один атом углерода. Основные примеры включают этан, пропан и бутан. Другие примеры включают пентан, ароматические соединения или соединения с алмазоподобной структурой.
Как применяемый здесь, термин система охлаждения замкнутого цикла означает любую систему охлаждения, в которой в качестве хладагента используют наружную рабочую текучую среду, такую как пропан или этилен, для охлаждения потока верхнего метанового погона. Это отличается от системы охлаждения открытого цикла, в которой в качестве рабочей текучей среды применяют часть самого потока верхнего метанового погона.
Как используемый здесь, термин устройство для контактирования в прямотоке, или прямоточный контактор, означает резервуар, который принимает (ί) поток газа и (ίί) отдельный поток растворителя таким образом, что поток газа и поток растворителя контактируют друг с другом в процессе протекания главным образом в одинаковых направлениях внутри устройства для контактирования. Неограничивающие примеры включают эжектор и коагулятор, или статический смеситель плюс устройство для отделения жидкостной фазы из смеси.
Неабсорбируемый газ означает газ, который в основном не абсорбируется растворителем во время процесса обессеривания газа.
Как применяемый здесь, термин природный газ имеет отношение к многокомпонентному газу, получаемому из буровой скважины для добычи сырой нефти (попутный газ) или из подземного газоносного пласта (непопутный газ). Состав и давление природного газа могут в значительной мере варьировать. Типичный поток природного газа содержит метан (Οι) в качестве основного компонента. Поток природного газа также может содержать этан (С2) , углеводороды с более высокой молекулярной массой и один или более кислотных газов. Природный газ может также содержать незначительные количества загрязнений, таких как вода, азот, воск и сырая нефть.
Как используемый здесь, термин кислотный газ означает любой газ, который при растворении в воде образует кислый раствор. Неограничивающие примеры кислотных газов включают сероводород (Н2З) и диоксид углерода (СО2). Сернистые соединения включают сероуглерод (СЗ2), карбонилсульфид (СОЗ), меркаптаны или их смеси.
Термин жидкий растворитель означает текучую среду в главным образом жидкостной фазе, которая предпочтительно абсорбирует кислотные газы, тем самым удаляя или вымывая по меньшей мере часть компонентов кислотных газов из газового потока. Поток газа может представлять собой поток газообразных углеводородов или поток других газов, такой как поток газа, содержащий азот.
Поток обессеренного газа имеет отношение к потоку текучей среды главным образом в газовой фазе, из которого была удалена по меньшей мере часть компонентов кислотных газов.
Как применяемые здесь, термины обедненный и обогащенный, в отношении удаления выбранного газового компонента из потока газа с использованием жидкостного абсорбента, являются относительными, только подразумевающими, соответственно, меньшую или большую степень содержания выбранного газового компонента. Соответствующие термины обедненный и обогащенный не обязательно указывают или требуют, соответственно, либо того, что жидкостный абсорбент полностью лишен выбранного газообразного компонента, либо того, что он больше не способен поглощать выбранный газовый компонент. Фактически, как будет очевидно далее, предпочтительно, чтобы так называемый обогащенный жидкостный абсорбент, образованный в первом контакторе в серии из двух или более контакторов, сохранял значительную или большую остаточную абсорбционную способность. Напротив, обедненный жидкостный абсорбент следует понимать как способный к существенному поглощению, но который может удерживать удаляемый газовый компонент в незначительной концентрации.
Термин поток сырьевого газа имеет отношение к потоку углеводородной текучей среды, в котором текучие среды главным образом находятся в газообразной фазе, и который не был подвергнут обра- 6 023174 ботке в стадиях для удаления диоксида углерода, сероводорода или других кислотных компонентов.
Термин поток сернистого нефтяного газа имеет отношение к потоку углеводородной текучей среды, в котором текучие среды главным образом находятся в газообразной фазе, и содержат по меньшей мере 3 мол.% диоксида углерода и/или более 4 млн-1 сероводорода.
Как используемый здесь, термин подповерхностный имеет отношение к геологическому пласту, находящемуся ниже поверхности земли.
Описание конкретных вариантов исполнения
Фиг. 1 представляет схематический вид криогенной дистилляционной колонны 100, которая может быть использована в связи с настоящими изобретениями, в одном варианте исполнения. Криогенная дистилляционная колонна 100 может быть взаимозаменяемо названа здесь как криогенная дистилляционная башня, колонна, СР2-колонна или просто башня.
Криогенная дистилляционная колонна 100 на фиг. 1 принимает поток 10 исходной текучей среды. Поток 10 текучей среды главным образом состоит из газов, добытых из пласта. Как правило, поток текучей среды представляет собой поток высушенного газа из устья скважины или совокупности устьев скважин (не показаны) и содержит от около 65 до около 95% метана. Однако поток 10 текучей среды может содержать метан с более низкой процентной концентрацией, такой как от около 30 до 65%, или даже настолько низкой, как от 20 до 40%.
Метан может присутствовать вместе со следовыми количествами других газообразных углеводородов, таких как этан. В дополнение, могут присутствовать следовые количества гелия и азота. В настоящей заявке поток 10 текучей среды также будет включать определенные загрязняющие примеси. Сюда входят кислотные газы, такие как СО2 и Н2§.
Поток 10 исходной текучей среды может иметь давление, как после добычи, приблизительно 600 фунтов на квадратный дюйм (ркт) (4,14 МПа). В некоторых случаях давление потока 10 исходной текучей среды может составлять вплоть до 750 ркт (5,17 МПа) или даже 1000 ркт (6,89 МПа).
Поток 10 текучей среды перед поступлением в дистилляционную колонну 100 обычно подвергают глубокому охлаждению. Для потока 10 исходной текучей среды предусматривают теплообменник 150, такой как кожухотрубный теплообменник. Холодильная установка (не показана) поставляет хладагент (такой как жидкий пропан) в теплообменник 150 для доведения температуры потока 10 исходной текучей среды до уровня от около -30 до -40°Р (от -34,4 до -40°С) . Затем охлажденный поток текучей среды может проходить через расширительное устройство 152. Расширительное устройство 152 может представлять собой, например, клапан Джоуля-Томсона (1-Т).
Расширительное устройство 152 служит в качестве детандера для достижения дополнительного охлаждения потока 10 текучей среды. При этом также предпочтительно обеспечивают частичное сжижение потока 10 текучей среды. Клапан Джоуля-Томсона (или 1-Т) является предпочтительным для подводимых сырьевых газовых потоков, которые склонны к образованию твердых веществ. Расширительное устройство 152 предпочтительно устанавливают вблизи криогенной дистилляционной колонны 100, чтобы свести к минимуму потери тепла в питающем трубопроводе и минимизировать вероятность закупоривания твердыми веществами в случае, если температуры некоторых компонентов (таких как СО2 или бензол) станут ниже их температур замерзания.
В качестве альтернативы 1-Т-клапану расширительное устройство 152 может представлять собой турбодетандер. Турбодетандер обеспечивает более глубокое охлаждение и создает источник мощности на валу для процессов типа вышеупомянутой холодильной установки. Теплообменник 150 составляет часть холодильной установки. Этим путем оператор может сводить к минимуму общие потребности в энергии для дистилляционного процесса. Однако турбодетандер может быть не в состоянии обрабатывать частицы замерзшего вещества так же хорошо, как 1-Т-клапан.
В любом случае теплообменник 150 и расширительное устройство 152 преобразуют сырьевой газ в потоке 10 исходной текучей среды в поток 12 охлажденной текучей среды. Температура потока 12 охлажденной текучей среды предпочтительно составляет от около -40 до -70°Р (от -40 до -56,7°С). В одном аспекте криогенная дистилляционная колонна 100 работает при давлении около 550 ркт (3,8 МПа), и поток 12 охлажденной текучей среды имеет температуру приблизительно -62°Р (-52,2°С). В этих условиях поток 12 охлажденной текучей среды находится главным образом в жидкостной фазе, хотя потоком 12 охлажденной текучей среды неизбежно может быть увлечена некоторая паровая фаза. Скорее всего, от присутствующего СО2 не будет происходить никакого формирования твердых веществ.
Криогенную дистилляционную СЖ-колонну 100 разделяют на три первичных секции. Они представляют собой нижнюю дистилляционную зону 106, или выпарную секцию, промежуточную зону 108 регулируемого замораживания, или распылительную секцию, и верхнюю дистилляционную зону 110, или ректификационную секцию. В конструкции колонны согласно фиг. 1, поток 12 охлажденной текучей среды вводят в дистилляционную колонну 100 в зоне 108 регулируемого замораживания. Однако поток 12 охлажденной текучей среды альтернативно может быть введен вблизи верха нижней дистилляционной зоны 106.
В конструкции согласно фиг. 1 отмечено, что нижняя дистилляционная зона 106, промежуточная распылительная секция 108, верхняя дистилляционная зона 110 и относящие к ним компоненты заклю- 7 023174 чены внутри единичного резервуара 100. Однако для вариантов применения на морских промыслах, в которых может оказаться необходимым учитывать высоту колонны 100 и возможности ее перемещения, или для отдаленных мест, в которых ограничения на перевозки создают проблемы, дистилляционная колонна 100 необязательно может быть разделена на два отдельных, работающих под давлением резервуара (не показано). Например, нижняя дистилляционная зона 106 и зона 108 регулируемого замораживания могут быть размещены в одном резервуаре, тогда как верхнюю дистилляционную зону 108 располагают в еще одном резервуаре. Тогда для взаимного соединения двух резервуаров могли бы быть использованы наружные трубопроводы.
В любом варианте исполнения температура нижней дистилляционной зоны 106 является более высокой, чем температура подводимого потока 12 охлажденной текучей среды. Температуру нижней дистилляционной зоны 106 проектируют значительно выше температуры кипения метана в потоке 12 охлажденной текучей среды при эксплуатационном давлении колонны 100. Этим путем предпочтительно отпаривают метан от компонентов более тяжелых углеводородов и сжиженных кислотных газов. Конечно, специалистам с обычной квалификацией в этой области технологии будет понятно, что жидкость внутри дистилляционной колонны 100 представляет собой смесь, чем подразумевается, что жидкость будет кипеть при некоторой промежуточной температуре между температурами кипения чистого метана и чистого СО2. Кроме того, в ситуации, что в смеси присутствуют более тяжелые углеводороды (такие как этан или пропан), это будет повышать температуру кипения смеси. Эти факторы становятся параметрами проектирования для рабочих температур внутри криогенной дистилляционной колонны 100.
В нижней дистилляционной зоне 106 СО2 и любые другие жидкофазные текучие среды под действием силы тяжести падают в сторону дна криогенной дистилляционной колонны 100. В то же время метан и другие парофазные текучие среды отделяются и поднимаются вверх в сторону верха колонны 100. Это разделение главным образом обеспечивается разницей в плотностях между газовой и жидкостной фазами. Однако процесс разделения необязательно стимулируют внутренними компонентами внутри дистилляционной колонны 100. Как описано ниже, сюда входят плавильная тарелка 130, многочисленные надлежащим образом скомпонованные массопередающие устройства 126, и, необязательно, нагревательный трубопровод 25. Более того, к нижней дистилляционной зоне 106 может быть подключен вспомогательный кипятильник (см. под номером 173 позиции), чтобы содействовать удалению метана.
С привлечением опять фиг. 1, поток 12 охлажденной текучей среды может быть введен в колонну 100 вблизи верха нижней дистилляционной зоны 106. Альтернативно, может быть желательным введение сырьевого потока 12 в зону 108 регулируемого замораживания, выше плавильной тарелки 130. Место введения потока 12 охлажденной текучей среды является параметром проектирования, который главным образом определяется составом потока 10 исходной текучей среды.
Там, где температура потока 12 охлажденной текучей среды является достаточно высокой (такой, как выше -70°Р (-56,7°С)), чтобы не ожидалось образование твердых веществ, может быть предпочтительным нагнетание потока 12 охлажденной текучей среды непосредственно в нижнюю дистилляционную зону 106 через устройство 124 типа двухфазного испарителя мгновенного вскипания (или парораспределителя) в колонне 100. Применение испарителя 124 мгновенного вскипания служит по меньшей мере для частичного отделения двухфазной парожидкостной смеси в потоке 12 охлажденной текучей среды. Испаритель 124 мгновенного вскипания может быть разрезным, чтобы двухфазная текучая среда сталкивалась с перегородками в испарителе 124 мгновенного вскипания.
Если же предполагается образование твердых веществ вследствие низкой температуры на входе, может оказаться необходимым частичное разделение потока 12 охлажденной текучей среды в резервуаре 173 до подачи в колонну 100, как описано выше. В этом случае поток 12 охлажденной текучей среды может быть разделен в двухфазном сепараторе 173 для сведения к минимуму возможности закупоривания твердыми веществами впускного трубопровода и внутренних деталей колонны 100. Пары газа выходят из фазового разделителя 173 через впускной трубопровод 11 резервуара, где они поступают в колонну 100 через впускной распределитель 121. Затем газ проходит вверх через колонну 100. Жидкостнотвердофазную суспензию 13 выпускают из фазового разделителя 173. Жидкостно-твердофазную суспензию направляют в колонну 100 через парораспределитель 124 и на плавильную тарелку 130. Жидкостнотвердофазная суспензия 13 может быть подведена в колонну 100 гравитационным путем или с помощью насоса 175.
В любом варианте конструкции, т.е. при наличии двухфазного сепаратора 173 или без него, поток 12 (или 11) охлажденной текучей среды поступает в колонну 100. Жидкостный компонент выходит из испарителя 124 мгновенного вскипания и проходит вниз к серии отпарных тарелок 126 внутри нижней дистилляционной зоны 106. Отпарные тарелки 126 включают серию переливных устройств 128 и спускных труб 129. Они более подробно описаны ниже с привлечением фиг. 3. Отпарные тарелки 126 в сочетании с более высокой температурой в нижней дистилляционной зоне 106 обусловливают выделение метана из раствора. Образовавшийся пар уносит метан и любые увлеченные молекулы диоксида углерода, которые выкипели.
Пар далее проходит вверх через стояки или газопропускные патрубки 131 плавильной тарелки 130 (видимой на фиг. 2В) и поступает в зону 108 замораживания. Газопропускные патрубки 131 действуют
- 8 023174 как парораспределитель для равномерного распределения в пределах зоны 108 замораживания. Затем пар будет контактировать с холодной жидкостью из магистралей 120 с соплами для замораживания СО2. Иначе говоря, СО2 будет замерзать и затем осаждаться, или осыпаться снегом, обратно на плавильную тарелку 130. Твердый СО2 затем расплавляется и под действием силы тяжести стекает в жидкой форме вниз с плавильной тарелки 130 и через нижнюю дистилляционную зону 106.
Как более полно будет обсуждено ниже, распылительная секция 108 представляет собой промежуточную зону замораживания в криогенной дистилляционной колонне 100. При альтернативной конструкции, в которой поток 12 охлажденной текучей среды разделяют в резервуаре 173 перед поступлением в колонну 100, часть отделенной жидкостно-твердофазной суспензии 13 вводят в колонну 100 непосредственно над плавильной тарелкой 130. Таким образом, жидкостно-твердофазная смесь кислотного газа и более тяжелых углеводородных компонентов будет вытекать из распределителя 121, причем твердые вещества и жидкости падают вниз на плавильную тарелку 130.
Плавильная тарелка 130 предназначена для гравитационного приема жидких и твердых материалов, главным образом СО2 и Н2§, из промежуточной зоны 108 регулируемого замораживания. Плавильная тарелка 130 служит для нагревания жидких и твердых материалов и направления их вниз через нижнюю дистилляционную зону 106 в жидкой форме для дополнительной очистки. Плавильная тарелка 130 собирает и нагревает твердофазно-жидкостную смесь из зоны 108 регулируемого замораживания, с образованием слоя жидкости. Плавильная тарелка 130 предназначена для высвобождения потока пара обратно в зону 108 регулируемого замораживания, чтобы обеспечивать надлежащий теплоперенос для расплавления твердого СО2, и для облегчения стекания жидкостной суспензии на нижнюю дистилляцию или в нижнюю дистилляционную зону 106 колонны 100 под плавильной тарелкой 130.
Фиг. 2А представляет вид сверху плавильной тарелки 130 в одном варианте исполнения. фиг. 2В представляет вид в разрезе плавильной тарелки 130, проведенном по линии В-В на фиг. 2А. фиг. 2С показывает вид в разрезе плавильной тарелки 130, проведенном по линии С-С. Плавильная тарелка 130 будет описана с привлечением этих трех чертежей в совокупности.
Во-первых, плавильная тарелка 130 включает основание 134. Основание 134 может представлять собой, по существу, плоскую деталь. Однако в предпочтительном варианте исполнения, показанном на фиг. 2А, 2В и 2С, для основания 134 используют главным образом неплоский профиль. Неплоская компоновка создает увеличенную площадь поверхности для контактирования жидкостей и твердых веществ, опускающихся на плавильную тарелку 130 из промежуточной зоны 108 регулируемого замораживания. Это служит для усиления теплопереноса от паров, проходящих вверх из нижней дистилляционной зоны 106 колонны 100, к жидкостям и плавящимся твердым веществам. В одном аспекте основание 134 является гофрированным. В еще одном аспекте основание 134 является главным образом синусоидальным. Этот аспект конструкции тарелки показан на фиг. 2В. Понятно, что для увеличения площади теплопередачи плавильной тарелки 130 альтернативно могут быть использованы другие неплоские геометрические формы.
Основание 134 плавильной тарелки предпочтительно является наклонным. Наклон продемонстрирован в виде сбоку фиг. 2С. Хотя должна расплавляться большая часть твердых веществ, наклон служит для обеспечения того, что любые нерасплавленные твердые вещества в жидкостной смеси будут стекать с плавильной тарелки 130 и отправляться вниз в нижнюю дистилляционную зону 106.
В изображении фиг. 2С сток, или канал, 138 виден размещенным по центру плавильной тарелки
130. Основание 134 плавильной тарелки наклонено внутрь в сторону канала 138 для подачи твердофазножидкостной смеси. Основание 134 может быть наклонено любым способом для облегчения гравитационного стока жидкости.
Как описано в патенте США № 4533372, плавильная тарелка была названа как полуглухая тарелка. Это название обусловлено наличием одиночного патрубка для прохода газа. Газопропускной патрубок оснащен отверстием, через которое пары могут проходить вверх через полуглухую тарелку. Однако присутствие одиночного газопропускного патрубка означает, что все газы, проходящие вверх через полуглухую тарелку, должны были выходить через единственное отверстие. С другой стороны, в плавильной тарелке 130 согласно фиг. 2А, 2В и 2С предусмотрены многочисленные газопропускные патрубки
131. Применение многочисленных газопропускных патрубков 131 обеспечивает улучшенное распределение паров. Это содействует лучшему тепло/массопереносу в промежуточной зоне 108 регулируемого замораживания.
Газопропускные патрубки 131 могут иметь любой профиль. Например, газопропускные патрубки 131 могут быть круглыми, прямоугольными или любой иной формы, которая позволяет пару проходить через плавильную тарелку 130. Газопропускные патрубки 131 также могут быть узкими и протяженными вверх в промежуточную зону 108 регулируемого замораживания. Это позволяет обеспечить благоприятный перепад давления для равномерного распределения пара по мере его подъема в ΟΡΖ-зону 108 регулируемого замораживания. Газопропускные патрубки 131 предпочтительно размещают на вершинах гофрированного основания 134 для создания дополнительной площади теплопереноса.
Верхние отверстия газопропускных патрубков 131 предпочтительно накрывают шляпками или крышками 132. Этим сводят к минимуму вероятность того, что твердые вещества, падающие из зоны 108
- 9 023174 регулируемого замораживания, смогут избежать падения на плавильную тарелку 130. На фиг. 2А, 2В и 2С крышки 132 видны над каждым из газопропускных патрубков 131.
Плавильная тарелка 130 также может быть оснащена барботажными колпачками. Барботажные колпачки определяют выпуклые зубцы в основании 134, возвышающиеся из-под плавильной тарелки 130. Барботажные колпачки дополнительно увеличивают площадь поверхности в плавильной тарелке 130 для обеспечения дополнительного теплопереноса к обогащенной диоксидом углерода (СО2) жидкости. С такой конструкцией, как с увеличенным углом наклона, должно быть достигнуто надлежащее выведение жидкости, чтобы гарантировать то, что жидкость направляется вниз на отпарные тарелки 126.
Опять с привлечением фиг. 1, плавильная тарелка 130 также может быть оснащена системой внешнего переноса жидкости. Система переноса служит для обеспечения того, чтобы вся жидкость, по существу, не содержала твердых веществ и чтобы была достигнута достаточная теплопередача. Система переноса прежде всего включает вытяжное сопло 136. В одном варианте исполнения вытяжное сопло 136 размещают внутри вытяжного стока, или канала, 138 (показанного на фиг. 2С). Текучие среды, собранные в канале 138, направляют в транспортный трубопровод 135. Течение по транспортному трубопроводу 135 можно регулировать с помощью регулирующего клапана 137 и регулятора ЬС уровня (видимого на фиг. 1). Текучие среды возвращают в нижнюю дистилляционную зону 106 через транспортный трубопровод 135. Если уровень жидкости является слишком высоким, регулирующий клапан 137 открывается; если же уровень слишком низок, регулирующий клапан 137 закрывается. Если оператор выбирает режим без использования системы переноса в нижней дистилляционной зоне 106, то регулирующий клапан 137 закрывают, и текучие среды направляют непосредственно на массопередающие устройства, или отпарные тарелки 126, ниже плавильной тарелки 130 для выпаривания через переливную спускную трубу 139.
Используют ли или нет систему внешнего переноса, твердый СО2 нагревают на плавильной тарелке 130 и преобразуют в СО2-обогащенную жидкость. Плавильную тарелку 130 нагревают снизу парами из нижней дистилляционной зоны 106. Необязательно может быть подведено дополнительное тепло к плавильной тарелке 130 или непосредственно над основанием 134 плавильной тарелки разнообразными путями, такими как нагревательный трубопровод 25. В нагревательном трубопроводе 25 используют тепловую энергию, уже доступную из донного кипятильника 160, для облегчения расплавления твердых веществ.
СО2-обогащенную жидкость выводят с плавильной тарелки 130 при регулировании уровня жидкости и под действием силы тяжести вводят в нижнюю дистилляционную зону 106. Как отмечено, в нижней дистилляционной зоне 106 ниже плавильной тарелки 130 находятся многочисленные отпарные тарелки 126. Отпарные тарелки 126 предпочтительно располагаются, по существу, параллельно друг другу, одна над другой. Каждая из отпарных тарелок 126 необязательно может быть позиционирована с очень слабым наклоном, с таким переливным устройством, чтобы на тарелке поддерживался уровень жидкости. Текучие среды под действием силы тяжести стекают вдоль каждой тарелки через переливное устройство, и затем стекают вниз на следующую тарелку через спускную трубу.
Отпарные тарелки 126 могут иметь разнообразные конструкции. Отпарные тарелки 126 могут быть размещены главным образом в горизонтальном положении с образованием возвратно-поступательного каскадного потока жидкости. Однако предпочтительно, чтобы отпарные тарелки 126 были размещены для создания каскадного потока жидкости, который подразделяется отдельными отпарными тарелками главным образом вдоль одной и той же горизонтальной плоскости. Это показано в варианте компоновки фиг. 3, где поток жидкости разделяют по меньшей мере один раз так, что жидкость падает в две противолежащих спускных трубы 129.
Фиг. 3 представляет вид сбоку сборного узла отпарных тарелок 126 в одном варианте исполнения. Каждая из отпарных тарелок 126 получает сверху и накапливает текучие среды. Каждая отпарная тарелка 126 предпочтительно имеет переливное устройство 128, которое служит в качестве порога, чтобы обеспечить накопление небольшого слоя текучей среды на каждой из отпарных тарелок 126. Выступ порога может составлять от 1/2 до 1 дюйма (12,7-25,4 мм), хотя может быть использована любая высота. Переливными устройствами 128 создают эффект водопада, когда текучая среда падает с одной тарелки 126 на следующую нижнюю тарелку 126. В одном аспекте отпарным тарелкам 126 не придают никакого наклона, но эффект водопада создают с помощью конфигурации более высокого переливного устройства 128. Текучая среда контактирует с поступающим паром, обогащенным легкими углеводородами, которые выпаривают метан из жидкости, стекающей в режиме противотока, в этой контактной области тарелок 126. Переливные устройства 128 служат для динамического закупоривания спускных труб 129, чтобы содействовать предотвращению обходного течения пара через спускные трубы 129 и чтобы дополнительно облегчить выделение газообразных углеводородов.
Процентное содержание метана в жидкости становится все меньшим по мере перемещения жидкости вниз через нижнюю дистилляционную зону 106. Эффективность дистилляции зависит от числа тарелок 126 в нижней дистилляционной зоне 106. В верхней части нижней дистилляционной зоны 106 содержание метана в жидкости может доходить до 25 мол.%, тогда как на нижней отпарной тарелке содержание метана может быть снижено до уровня 0,04 мол.%. Содержание метана быстро падает вдоль ряда отпарных тарелок 126 (или прочих массопередающих устройств). Число массопередающих устройств,
- 10 023174 используемых в нижней дистилляционной зоне 106, представляет собой проектный параметр, который выбирают на основе состава потока 10 сырьевого газа. Однако для удаления метана до желательного содержания в сжиженном кислотном газе, например в 1% или менее, обычно нужно применять лишь немного уровней отпарных тарелок 126.
Могут быть использованы разнообразные индивидуальные компоновки отпарных тарелок 126, которые облегчают выделение метана. Отпарная тарелка 126 может представлять собой просто панель с ситчатыми отверстиями или барботажными колпачками. Однако для обеспечения дополнительного теплопереноса на текучую среду и для предотвращения нежелательного закупоривания твердыми веществами ниже плавильной тарелки могут быть применены так называемые струйные тарелки. Вместо тарелок также может быть использована беспорядочная или структурированная насадка.
Фиг. 4А представляет вид сверху иллюстративной струйной тарелки 426 в одном варианте исполнения. Фиг. 4В представляет вид в разрезе струйного лепестка 422, выступающего из струйной тарелки 426. Как показано, каждая струйная тарелка 426 имеет корпус 424 с многочисленными струйными лепестками 422, сформированными внутри корпуса 424. Каждый струйный лепесток 422 включает наклонный элемент 428 лепестка, накрывающий отверстие 425. Таким образом, струйная тарелка 426 имеет многочисленные мелкие отверстия 425.
При работе одна или более струйных тарелок 426 могут быть размещены в нижней дистилляционной зоне 106 и/или верхней дистилляционной зоне 110 колонны 100. Тарелки 426 могут быть скомпонованы с многочисленными протоками, такими как картина отпарных тарелок 126 на фиг. 3. Однако может быть использована любая компоновка из тарелок или насадок, которая облегчает отделение газообразного метана. Текучая среда каскадом стекает вниз на каждую струйную тарелку 426. Затем текучие среды протекают вдоль корпуса 424. Ориентацию лепестков 422 оптимизируют так, чтобы быстро и эффективно направлять движение текучей среды по тарелке 426. Необязательно может быть предусмотрена примыкающая спускная труба (не показана), чтобы перемещать жидкость на последующую тарелку 426. Отверстия 425 также позволяют газообразным парам, высвобождающимся во время процесса перемещения текучей среды в нижнюю дистилляционную зону 106, более эффективно проходить вверх к плавильной тарелке 130 и через газопропускные патрубки 131.
В одном аспекте тарелки (такие как тарелки 126 или 426) могут быть изготовлены из устойчивых к загрязнению материалов, т.е. материалов, которые препятствуют накоплению твердых веществ. Устойчивые к загрязнению материалы применяют в некотором технологическом оборудовании, чтобы предотвратить накопление частиц продуктов коррозии металлов, полимеров, солей, гидратов, тонкодисперсных катализаторов или прочих твердых химических соединений. В случае криогенной дистилляционной колонны 100 устойчивые к загрязнению материалы могут быть использованы в тарелках 126 или 426, чтобы ограничить налипание твердого СО2. Например, на поверхность тарелок 126 или 426 может быть нанесено покрытие из материала Тейоп™.
Альтернативно, для обеспечения того, что СО2 не станет накапливаться в твердой форме вдоль внутреннего диаметра дистилляционной колонны 100, может быть предусмотрена физическая компоновка. В этом отношении струйные лепестки 422 могут быть ориентированы так, чтобы выталкивать жидкость вдоль стенки колонны 100, тем самым препятствуя накоплению твердых веществ вдоль стенки колонны 100 и обеспечивая хороший контакт паров и жидкости.
В любой из конструкций тарелок, когда стекающая вниз жидкость наталкивается на отпарные тарелки 126, происходит разделение материалов. Газообразный метан выделяется из раствора и движется вверх в форме пара. Однако СО2 является достаточно холодным и имеет достаточно высокую концентрацию, чтобы оставаться в своей жидкой форме и перемещаться вниз ко дну нижней дистилляционной зоны 106, хотя некоторое количество СО2 обязательно будет испаряться в процессе. Затем жидкость выходит из криогенной дистилляционной колонны 100 в выходной трубопровод в виде кубового потока 22 текучей среды.
По выходе из дистилляционной колонны 100 кубовый поток 22 текучей среды поступает в кипятильник 160. На фиг. 1 кипятильник 160 представляет собой резервуар типа котла, который поставляет выкипевший пар к донной части отпарных тарелок. Трубопровод для пара из кипятильника показан кодовым номером 27 позиции. В дополнение, выкипевший пар может быть доставлен по нагревательному трубопроводу 25 для подведения дополнительного тепла к плавильной тарелке 130. Количество дополнительного тепла регулируют с помощью клапана 165 и регулятора ТС температуры. Альтернативно, чтобы сэкономить энергию, для потока 10 исходной текучей среды может быть использован теплообменник, такой как термосифонный теплообменник (не показан). В этом отношении жидкости, поступающие в кипятильник 160, остаются при относительно низкой температуре, например, от около 30 до 40°Р (1,11-4,44°С). Распределением теплоты от потока 10 исходной текучей среды оператор может нагревать и частично доводить до кипения холодный кубовый поток 22 текучей среды из дистилляционной колонны 100, в то же время проводя предварительное охлаждение добытого из эксплуатационной скважины потока 10 текучей среды. Для этого случая текучая среда, подводящая дополнительное тепло по трубопроводу 25, представляет собой смешанную фазу, возвращаемую из кипятильника 160.
Предусматривается, что в некоторых условиях плавильная тарелка 130 может работать без нагрева- 11 023174 тельного трубопровода 25. В этих случаях плавильная тарелка 130 может быть скомпонована с внутренним нагревательным устройством, таким как электрический нагреватель. Однако предпочтительно, чтобы была привлечена нагревательная система, в которой используют тепловую энергию, отбираемую из кубового потока 22 текучей среды. В одном аспекте теплые текучие среды в нагревательном трубопроводе 25 присутствуют с температурой от 30 до 40°Р (1,11-4,44°С) , так что они содержат относительно много тепловой энергии. Таким образом, на фиг. 1 поток теплого пара в нагревательном трубопроводе 25 показан направляемым к плавильной тарелке 130 через нагревательный змеевик (не показан) на плавильной тарелке 130. Альтернативно, поток теплого пара может быть связан с транспортным трубопроводом 135.
При работе большую часть потока пара из кипятильника вводят в донную часть колонны по трубопроводу 27, выше уровня жидкости на дне и на уровне или ниже последней отпарной тарелки 126. Когда пар из кипятильника проходит вверх через каждую тарелку 126, остаточный метан выпаривается из жидкости. Этот пар охлаждается по мере перемещения его вверх по колонне. К моменту времени, когда поток пара из трубопровода 27 достигает гофрированной плавильной тарелки 130, температура может снизиться до уровня от около -20 до 0°Р (от -28,9 до -17,8°С). Однако он остается довольно теплым по сравнению с плавлением твердого вещества на плавильной тарелке 130, которое может происходить при температуре от около -50 до -70°Р (от -45,6 до -56,7°С). Пар все еще имеет достаточно высокое теплосодержание для расплавления твердого СО2 по мере его вступления в контакт с плавильной тарелкой 130.
Со ссылкой опять на кипятильник 160, текучие среды в кубовом потоке 24, которые выходят из кипятильника 160 в жидкой форме, необязательно могут быть пропущены через расширительный клапан 162. Расширительный клапан 162 снижает давление кубового жидкого продукта, эффективно обеспечивая охлаждающее действие. Таким образом, получают охлажденный кубовый поток 26. СО2обогащенная жидкость, выходящая из кипятильника 160, может быть закачана в забой скважины через одну или более ΑΟΙ-скважин (для нагнетания кислотного газа) (схематически показанных на фиг. 1 кодовым номером 250 позиции). В некоторых ситуациях жидкий СО2 может быть закачан в частично разработанный нефтеносный пласт как часть процесса интенсификации добычи нефти вторичным методом. Таким образом, СО2 мог бы представлять собой смешивающуюся нагнетаемую текучую среду. В качестве альтернативы, СО2 может быть использован в качестве смешивающегося агента для нагнетания в пласт при интенсификации добычи нефти вторичным методом.
Со ссылкой опять на нижнюю дистилляционную зону 106 колонны 100, газ движется вверх через нижнюю дистилляционную зону 106, через газопропускные патрубки 131 в плавильной тарелке 130 и поступает в зону 108 регулируемого замораживания. Зона 108 регулируемого замораживания формирует открытую камеру, имеющую многочисленные распылительные сопла 122. Когда пар движется вверх через зону 108 регулируемого замораживания, температура пара становится гораздо более низкой. Пар контактирует с жидким метаном (флегмой), поступающим из распылительных сопел 122. Этот жидкий метан является гораздо более холодным, чем движущийся вверх пар, который был подвергнут глубокому охлаждению с использованием наружной холодильной установки, которая включает теплообменник 17 0. В одном варианте компоновки жидкий метан выходит из распылительных сопел 122 при температуре приблизительно от -120 до -130°Р (от -84,4 до -90°С). Однако при испарении жидкого метана он поглощает теплоту из своего окружения, тем самым снижая температуру движущегося вверх пара. Испаренный метан также протекает вверх благодаря его уменьшенной плотности (относительно жидкого метана) и градиента давления внутри дистилляционной колонны 100.
Когда пары метана движутся далее вверх по криогенной дистилляционной колонне 100, они покидают промежуточную зону 108 регулируемого замораживания и поступают в верхнюю дистилляционную зону 110. Пары продолжают двигаться вверх вместе с другими легкими газами, выделившимися из потока 12 охлажденной исходной текучей среды. Объединенные углеводородные пары выходят из верха криогенной дистилляционной колонны 100, образуя поток 14 верхнего метанового погона.
Газообразные углеводороды в потоке 14 верхнего метанового погона направляют в наружную холодильную установку 170. В одном аспекте в холодильной установке 170 используют этиленовый хладагент или другое охлаждающее средство, способное глубоко охлаждать поток 14 верхнего метанового погона до температуры от около -135 до -145°Р (от -92,8 до -98,3°С). Это служит, по меньшей мере частично, для сжижения потока 14 верхнего метанового погона. Затем поток 14 охлажденного метана движется к дефлегматору или разделительной камере 172.
Разделительную камеру 172 применяют для отделения газа 16 от жидкости, иногда называемой жидкой флегмой 18. Газ 16 представляет собой более легкие газообразные углеводороды, главным образом метан, из потока 10 исходного сырьевого газа. Также могут присутствовать азот и гелий. Газообразный метан 16, конечно, представляет собой продукт, который в конечном итоге стараются уловить и реализовать на рынке, вместе с любыми следовыми количествами этана. Эта несжиженная часть верхнего метанового погона 14 также пригодна для применения в качестве топлива на месте получения.
Часть потока 14 верхнего метанового погона, выходящего из холодильной установки 170, остается сконденсированной. Эта часть составляет жидкую флегму 18, которую отделяют в разделительной камере 172 и возвращают в колонну 100. Для перемещения жидкой флегмы 18 обратно в колонну 100 может
- 12 023174 быть применен насос 19. Альтернативно, разделительную камеру 172 сооружают выше колонны 100 для обеспечения гравитационной подачи жидкой флегмы 18. Жидкая флегма 18 будет включать любой диоксид углерода, который улетучивается из верхней дистилляционной зоны 110. Однако большую часть жидкой флегмы 18 составляет метан, обычно 95% или более, с азотом (если он присутствует в потоке 10 исходной текучей среды) и следами сероводорода (если он также присутствует в потоке 10 исходной текучей среды).
В одном варианте компоновки охлаждения поток 14 верхнего метанового погона отбирают с помощью системы охлаждения открытого цикла, такой как система охлаждения, показанная на фиг. 6 и описанная с ее привлечением. В этой компоновке поток 14 верхнего метанового погона проводят через теплообменник с перекрестным током для охлаждения возвращаемой части потока верхнего метанового погона, используемого в качестве жидкой флегмы 18. После этого поток 14 верхнего метанового погона сжимают до давления от около 1000 до 1400 ры (6,9-9,6 МПа), и затем охлаждают с использованием окружающего воздуха и, возможно, внешнего пропанового хладагента. Затем поток сжатого и охлажденного газа направляют через детандер для дополнительного охлаждения. Может быть применен турбодетандер для извлечения еще большего количества жидкости, а также некоторой мощности на валу. Патент США № 6053007, озаглавленный Способ разделения многокомпонентного газового потока, содержащего по меньшей мере один замораживаемый компонент, описывает охлаждение потока верхнего метанового погона, и включен здесь ссылкой во всей своей полноте.
Здесь понятно, что настоящие изобретения не ограничиваются способом охлаждения для потока 14 верхнего метанового погона. Также понятно, что степень охлаждения между холодильной установкой 17 0 и начальной холодильной установкой 150 может варьировать. В некоторых случаях может быть желательным, чтобы холодильная установка 150 работала при более высокой температуре, но затем было более резкое охлаждение потока 14 верхнего метанового погона в холодильной установке 170. Опять же, настоящие изобретения не ограничиваются этими типами вариантов конструкции.
Возвращаясь опять к фиг. 1, жидкую флегму 18 возвращают в верхнюю дистилляционную зону 110. Затем жидкую флегму 18 гравитационным путем переносят через одно или более массопередающих устройств 116 в верхнюю дистилляционную зону 110. В одном варианте исполнения массопередающие устройства 116 представляют собой ректификационные тарелки, которые создают каскадные серии переливных устройств 118 и спускных труб 119, подобно описанным выше тарелкам 126.
Когда текучие среды из потока 18 жидкой флегмы движутся вниз по ректификационным тарелкам 116, из верхней дистилляционной зоны 110 испаряется дополнительный метан. Газообразный метан вновь объединяется с потоком 14 верхнего метанового погона, чтобы образовать часть потока 16 газообразного продукта. Однако остальная жидкостная фаза жидкой флегмы 18 падает на коллекторную тарелку 140. Когда это происходит, поток 18 жидкой флегмы неизбежно будет захватывать небольшую процентную долю углеводорода и остаточные кислотные газы, движущиеся вверх из зоны 108 регулируемого замораживания. Жидкая смесь метана и диоксида углерода собирается на коллекторной тарелке 140.
Коллекторная тарелка 140 предпочтительно представляет собой главным образом плоскую деталь для сбора жидкостей. Однако, как и для плавильной тарелки 130, коллекторная тарелка 140 также имеет один, и предпочтительно многочисленные, газопропускные патрубки для проведения газов, поступающих снизу вверх из зоны 108 регулируемого замораживания. Может быть использована компоновка газопропускной патрубок-и-колпачок, такая же как представленная деталями 131 и 132 на фиг. 2В и 2С. Газопропускные патрубки 141 и колпачки 142 для коллекторной тарелки 140 показаны в увеличенном виде на фиг. 5, дополнительно обсуждаемой ниже.
Здесь следует отметить, что в верхней дистилляционной зоне 110 любой присутствующий Н2§ более предпочтительно растворяется в жидкости, нежели остается в газе при рабочей температуре. В этом отношении Н2§ имеет сравнительно низкую относительную летучесть. Посредством контакта остаточного пара с большим количеством жидкости криогенная дистилляционная колонна 100 обусловливает снижение концентрации Н2§ до уровня желательного предела в частях на миллион (ррт, млн-1) , такого как соответственно техническим условиям для 10 или даже 4 млн-1. Когда текучая среда движется через массопередающие устройства 116 в верхней дистилляционной зоне 110, Н2§ контактирует с жидким метаном и вытягивается из паровой фазы и становится частью жидкостного потока 20. Отсюда Н2§ движется в жидкой форме вниз через нижнюю дистилляционную зону 106 и в конечном итоге выходит из криогенной дистилляционной колонны 100 как часть кубового потока 22 сжиженных кислотных газов. Для тех случаев, где в подводимом сырьевом потоке присутствует малое количество Н2§ или он вообще отсутствует, или если Н2§ селективно удален в процессе выше по потоку, Н2§ практически будет отсутствовать в верхнем газовом погоне.
В криогенной дистилляционной колонне 100 жидкость, собравшаяся на коллекторной тарелке 140, выводится из верхней дистилляционной зоны 110 в виде жидкостного потока 20. Жидкостный поток 20 главным образом состоит из метана. В одном аспекте жидкостный поток 20 состоит примерно из 93 мол.% метана, 3% СО2, 0,5% Н2§ и 3,5% Ν2. В этот момент жидкостный поток 20 имеет температуру от около -125 до -130°Р (от -87,2 до -90°С). Он является лишь слегка более теплым, чем поток 18 жидкой флегмы. Жидкостный поток 20 направляют во флегмовый барабан 174. Назначение флегмового барабана
- 13 023174
174 состоит в обеспечении емкости для нагнетания насосом 176. При выходе из флегмового барабана 174 образуется распыляемый поток 21. Распыляемый поток 21 сжимается насосом 176 для второго повторного введения в криогенную дистилляционную колонну 100. В этом случае распыляемый поток 21 нагнетают в промежуточную зону 108 регулируемого замораживания и выпускают через сопла 122.
Некоторая часть распыляемого потока 21, в частности метан, испаряется и улетучивается при выходе из сопел 122. После этого метан поднимается через промежуточную зону 108 регулируемого замораживания, через газопропускные патрубки в коллекторной тарелке 140 и через массопередающие устройства 116 в верхней дистилляционной зоне 110. Метан покидает дистилляционную колонну 100 как поток 14 верхнего метанового погона и в конечном итоге становится частью коммерческого продукта в газовом потоке 16.
Поток 21, распыляемый из сопел 122, также обусловливает десублимацию диоксида углерода из газовой фазы. В этом отношении СО2, первоначально растворенный в жидком метане, может моментально переходить в газовую фазу и движется вверх вместе с метаном. Однако вследствие очень низкой температуры внутри зоны 108 регулируемого замораживания любой газообразный диоксид углерода быстро образует зародыши и слипается с образованием твердой фазы, и начинает выпадать в виде снега. Это явление называют десублимацией. Этим путем некоторое количество СО2 никогда не переходит вновь в жидкостную фазу, пока не дойдет до плавильной тарелки 130. Этот снег диоксида углерода оседает на плавильную тарелку 130 и плавится, переходя в жидкостную фазу. Отсюда СО2-обогащенная жидкость каскадом стекает вниз через массопередающие устройства или тарелки 126 в нижнюю дистилляционную зону 106 вместе с жидким СО2 из потока 12 охлажденного сырьевого газа, как описано выше. В этот момент любой остаточный метан из потока 21, распыляемого из сопел 122, должен быстро переходить в пар. Эти пары движутся вверх в криогенной дистилляционной колонне 100 и вновь поступают в верхнюю дистилляционную зону 110.
Желательно иметь глубоко охлажденную жидкость, в такой мере контактирующую с газом, который движется вверх по колонне 100, насколько это возможно. Если бы пар обходил стороной распыляемый поток 21, выбрасываемый из сопел 122, то до верхней дистилляционной зоны 110 колонны 100 могли бы доходить увеличенные количества СО2. Для повышения эффективности газо-жидкостного контакта в зоне 108 регулируемого замораживания могут быть использованы многочисленные сопла 122, имеющие специально приспособленную конструкцию. Таким образом, вместо того, чтобы применять одиночный источник распыления на одном или более уровнях в потоке 21 флегмовой текучей среды, скорее можно использовать несколько магистралей 120 с соплами, необязательно оснащенных многочисленными распылительными соплами 122. Таким образом, конструкция распылительных сопел 122 влияет на массоперенос, который происходит внутри зоны 108 регулируемого замораживания. Кроме того, сами сопла могут быть сконструированы так, чтобы создавать оптимальные размеры капелек и область распределения этих капелек.
Авторы настоящего изобретения ранее предлагали разнообразные конструкции сопел в находящейся одновременно на рассмотрении патентной публикации № АО 2008/091316, имеющей дату международной подачи 20 ноября 2007 года. Эта заявка и фиг. 6А и 6В в ней включены здесь ссылкой для разъяснений относительно конструкций сопел. Стремятся к тому, чтобы сопла обеспечивали 360-градусный охват внутри зоны 108 регулируемого замораживания и создавали хороший контакт пара и жидкости и тепло/массоперенос. Этим, в свою очередь, достигают более эффективного охлаждения любого газообразного диоксида углерода, движущегося вверх через криогенную дистилляционную колонну 100.
Применение многочисленных магистралей 120 и соответствующего перекрывающегося расположения сопел 122 для полного охвата также сводит к минимуму противоточное смешение. В этом отношении полный охват предотвращает обратное перемещение тонкодисперсных частиц СО2 с малой массой обратно в колонну и поступление их в верхнюю дистилляционную зону 110. Тогда эти частицы повторно смешивались бы с метаном и вновь поступали в поток 14 верхнего метанового погона, который пришлось бы опять вовлекать в рециркуляцию.
Система удаления кислотных газов, описанная выше в связи с фиг. 1, является благоприятной для получения коммерческого метанового продукта 16, который, по существу, не содержит кислотных газов. Продукт 16 предпочтительно является сжиженным и направляется по трубопроводу на продажу. Сжиженный газовый продукт предпочтительно соответствует техническим условиям на эксплуатацию трубопровода в отношении содержания СО2 на уровне от 1 до 4 мол.%, где генерируют достаточное количество флегмы. Диоксид углерода и сероводород удаляют с кубовым потоком 22.
В некоторых случаях в потоке 10 исходной сырьевой текучей среды присутствуют небольшие количества Н2§ с относительно большими количествами СО2. В этом случае может быть желательным селективное удаление Н2§ перед криогенной дистилляционной колонной, чтобы тем самым можно было получить поток чистого жидкого СО2 в кубовом потоке 22. Этим путем СО2 можно непосредственно нагнетать в пласт для работ по интенсификации добычи нефти вторичным методом (БОК). Поэтому здесь предложены системы и способы удаления части сернистых компонентов, которые получаются с потоком 10 исходной текучей среды, до того как удаление кислотных газов происходит в криогенной дистилляционной колонне, такой как колонна 100.
- 14 023174
Здесь предложен ряд селективных в отношении Н2§ способов удаления сернистых компонентов из потока газа. Описаны способы как на водной, так и неводной основе. Этими способами предпочтительно удаляются любые сульфгидрильные соединения, такие как сероводород (Н2§) и сероорганические соединения, имеющие сульфгидрильную (-8Н) группу, известные как меркаптаны, также известные как тиолы (К-8Н), где К представляет углеводородную группу.
Первый способ удаления сернистых компонентов выше по потоку относительно системы удаления кислотных газов основывается на применении растворителей. Определенные растворители имеют сродство к сероводороду и могут быть использованы для отделения Н2§ от метана. Растворители могут быть либо физическими растворителями, либо химическими растворителями.
Фиг. 6 представляет схематическую диаграмму, которая показывает газоперерабатывающую установку 600 для удаления кислотных газов из потока газа, в одном варианте исполнения. В газоперерабатывающей установке 600 применяют сольвентный процесс выше по потоку относительно системы удаления кислотных газов. Система удаления кислотных газов в целом обозначена кодовым номером 650 позиции, тогда как сольвентный процесс обозначен Блоком 605. Система 650 удаления кислотных газов включает разделительный резервуар в блоке 100. Блок 100 является показательным в основном для зоны регулируемого замораживания колонны 100 из фиг. 1. Однако блок 100 также может представлять любую криогенную дистилляционную колонну, такую как колонна для объемного фракционирования.
На фиг. 6 поток добытого газа показан как кодовым номером 612 позиции. Поток 612 газа получают при работах по добыче углеводородов, которые проводят в районе разработки месторождения, или промысле 610. Понятно, что промысел 610 может представлять собой любое место, где добывают газообразные углеводороды.
Промысел 610 может быть на суше, вблизи побережья или на море. Промысел 610 может действовать с использованием естественного пластового давления или может применять процедуры интенсификации добычи нефти вторичным методом. Заявленные здесь системы и способы не ограничиваются типом месторождения, которое находится в стадии разработки, в такой мере, насколько обеспечивается добыча углеводородов, загрязненных сероводородом и диоксидом углерода. Углеводороды будут включать главным образом метан, но также могут включать от 2 до 10 мол.% этана и других тяжелых углеводородов, таких как пропан, или даже следовые количества бутана и ароматических углеводородов.
Поток 612 газа является сырьевым, что значит, что он не был подвергнут обработке в процессах удаления кислотных газов. Поток 612 сырьевого газа может быть пропущен по трубопроводу, например от промысла 610 до газоперерабатывающей установки 600. По поступлении в газоперерабатывающую установку 600 поток 612 газа может быть направлен через процесс обезвоживания, такой как резервуар для гликолевой дегидратации. Резервуар для гликолевой дегидратации схематически показан кодовым номером 620 позиции. В результате пропускания потока 612 сырьевого газа через резервуар 620 для обезвоживания образуется водный поток 622. В некоторых случаях поток 612 сырьевого газа может быть смешан с моноэтиленгликолем (МЕС), чтобы предотвратить выделение воды и образование гидратов. Например, МЕС может быть распылен на охладитель, и жидкости, собранные для отделения в воду, более концентрированный МЕС, и, возможно, некоторые тяжелые углеводороды, в зависимости от температуры охладителя и состава поступающего газа.
Водный поток 622 может быть направлен в установку для обработки воды. В альтернативном варианте, водный поток 622 может быть повторно закачан в подповерхностный пласт. Подповерхностный пласт обозначен блоком 630. Опять же альтернативно, удаленный водный поток 622 может быть обработан для соответствия экологическим стандартам и затем выпущен в местный водоем (не показан) в виде обработанной воды.
Кроме того, в результате пропускания потока 612 добытого газа через резервуар 620 для обезвоживания получают поток 624, по существу, обезвоженного газообразного метана. Поток 624 обезвоженного газа может содержать следовые количества азота, гелия и других инертных газов. В связи с настоящими системами и способами поток 624 обезвоженного газа также включает диоксид углерода и небольшие количества сероводорода. Поток 624 газа может содержать другие сернистые компоненты, такие как карбонилсульфид, сероуглерод, диоксид серы и разнообразные меркаптаны.
Поток 624 обезвоженного газа необязательно пропускают через предварительный охладитель 625. Охладитель 625 охлаждает поток 624 обезвоженного газа до температуры от около 20 до 50°Р (от -6,67 до 10°С). Охладитель 625 может представлять собой, например, воздухоохладитель или рефрижератор с этиленовым или пропановым хладагентом.
Желательно удалять сернистые компоненты из потока 624 обезвоженного газа для предотвращения коррозии с образованием сульфида железа. В соответствии с газоперерабатывающей установкой 600, предусмотрена сольвентная система 605. Поток 624 обезвоженного газа поступает в сольвентную систему 605. Сольвентная система 605 обеспечивает контакт потока 624 газа с растворителем для удаления сероводорода в результате процесса абсорбции. Это происходит при относительно низких температурах и относительно высоких давлениях, при которых растворимость компонентов кислотных газов является большей, чем растворимость метана.
Как отмечено, сольвентная система 605 может представлять собой либо систему на основе физиче- 15 023174 ского растворителя, либо систему на основе химического растворителя. фиг. 7А представляет схематическую диаграмму системы 705А на основе физического растворителя, в одном варианте исполнения. Система 705А на основе физического растворителя действует для контактирования потока 624 обезвоженного газа, чтобы удалить сернистые компоненты.
Примеры пригодных физических растворителей включают Ν-метилпирролидон, пропиленкарбонат, метилцианоацетат и охлажденный метанол. Предпочтительным примером физического растворителя является сульфолан, имеющий химическое наименование тетраметиленсульфон. Сульфолан представляет собой сероорганическое соединение, содержащее сульфонильную функциональную группу. Сульфонильная группа представляет собой атом серы, соединенный двойными связями с двумя атомами кислорода. Двойная связь сера-кислород является высокополярной, обеспечивающей высокую растворимость в воде. В то же время четырехуглеродный цикл создает сродство к углеводородам. Эти свойства позволяют сульфолану смешиваться как с водой, так и с углеводородами, обусловливая его широко распространенное применение в качестве растворителя для очистки углеводородных смесей.
Предпочтительным физическим растворителем является 8е1ехо1™. 8е1ехо1™ представляет торговую марку продукта для обработки газов от фирмы Ипюп СагЫйе, дочерней компании фирмы Бо\у СЬетюа1 Сотрапу. Растворитель 8е1ехо1™ представляет собой смесь диметиловых простых эфиров полиэтиленгликолей. Примером одного такого компонента является диметокситетраэтиленгликоль. 8е1ехо1™ также захватывает любые тяжелые углеводороды в потоке 10 исходной текучей среды, а также некоторое количество воды. Там, где поток 10 исходной текучей среды является вполне сухим с самого начала, применение растворителя 8е1ехо1™ может устранить необходимость в другом обезвоживании. Здесь следует отметить, что, если растворитель 8е1ехо1™ охлаждают и затем предварительно насыщают диоксидом углерода (СО2), растворитель 8е1ехо1™ будет селективным в отношении Н2§.
С привлечением фиг. 7А можно видеть поток 624 обезвоженного газа, поступающий во входной сепаратор 660. Понятно, что желательно поддерживать газовый поток 624 чистым, чтобы предотвратить вспенивание жидкого растворителя во время процесса удаления кислотных газов. Поэтому входной сепаратор 660 используют для отфильтровывания жидких примесей, таких как буровые растворы на масляной основе и промывочная жидкость. Может иметь место также некоторое отфильтровывание частиц. Рассол предпочтительно отсекают с использованием резервуара 620 для обезвоживания выше по потоку. Однако входной сепаратор 660 может удалять любые сконденсированные углеводороды.
Такие жидкости, как буровые растворы и сконденсированные углеводороды, выпадают на дно входного сепаратора 660. Поток жидких примесей виден под кодовым номером 662 позиции. Примеси на водной основе обычно направляют в установку для обработки воды (не показана), или они могут быть повторно закачаны в пласт 630 для поддержания пластового давления или для утилизации. Жидкие углеводороды главным образом направляют в установку для обработки конденсата. Газ выходит из верха входного сепаратора 660. Поток очищенного газа обозначен кодовым номером 664 позиции.
Поток 664 очищенного газа необязательно направляют в газо-газовый теплообменник 665. Газогазовый теплообменник 665 производит предварительное охлаждение газа в потоке 664 очищенного газа. Затем очищенный газ направляют в абсорбер 670. Абсорбер 670 предпочтительно представляет собой колонну для противоточного контактирования, в которую поступает абсорбент. В компоновке согласно фиг. 7А поток 664 очищенного газа поступает в донную часть колонны 670. В то же время физический растворитель 696 поступает на верх колонны 670. Колонна 670 может представлять собой тарельчатую колонну, насадочную колонну или колонну другого типа.
Понятно, что альтернативно может быть использовано любое число устройств, которые не являются колоннами, предназначенных для газожидкостного контактирования. Они могут включать статические смесители и устройства для прямоточного контактирования. Колонна 670 для противоточного контактирования на фиг. 7А приведена только для иллюстративных целей. Следует отметить, что применение компактных прямоточных контакторов для резервуара(-ров) газожидкостного контактирования является предпочтительным, так как этим можно сократить общую занимаемую производственную площадь и вес системы 705А на основе физического растворителя.
Абсорбент может представлять собой, например, растворитель, который смешивается с потоком 664 очищенного газа для вылавливания Н2§ и, попутно, некоторого количества СО2. Конкретным абсорбентом может быть 8е1ехо1™, как обсуждалось выше. В результате процесса контактирования с абсорбентом образуется поток 678 легких газов. Поток 678 легких газов выходит из верха колонны 670. Поток 678 легких газов содержит метан и диоксид углерода. Поток 678 легких газов проходит через процесс охлаждения, прежде чем будет направлен в криогенную дистилляционную колонну, схематически показанную на фиг. 6 блоком 100.
С обращением на короткое время обратно к фиг. 6, поток 678 легких газов выходит из системы 705А на основе физического растворителя и проходит через охладитель 626. Охладитель 626 охлаждает поток 678 легких газов до температуры от около -30 до -40°Р (от -34,4 до -40°С). Охладитель 626 может представлять собой, например, рефрижератор с этиленовым или пропановым хладагентом.
Затем поток 678 легких газов предпочтительно проходит через расширительное устройство 628.
- 16 023174
Расширительное устройство 628 может быть, например, клапаном Джоуля-Томсона (1-Т). Расширительное устройство 628 служит в качестве детандера для получения дополнительного охлаждения потока 678 легких газов. Расширительное устройство 628 дополнительно снижает температуру потока 678 легких газов, например, до уровня от около -70 до -80°Ρ (от -56,7 до -62,2°С). Предпочтительно также происходит, по меньшей мере, частичное сжижение потока 678 легких газов. На трубопроводе 611 образуется поток охлажденного сернистого нефтяного газа.
С обращением опять к фиг. 7А, колонна 670 для контактирования будет захватывать сернистые компоненты. Они выводятся из дна колонны 670 как обогащенный растворитель. Поток 672 обогащенного растворителя виден выходящим из колонны 670. Поток 672 обогащенного растворителя может включать также некоторое количество диоксида углерода.
В компоновке фиг. 7А поток 672 обогащенного растворителя проводят через рекуперационную турбину 674. Это позволяет генерировать электрическую энергию для системы 705А на основе физического растворителя. Отсюда поток 672 обогащенного растворителя проводят через серию 680 дегазирующих сепараторов. В иллюстративной компоновке фиг. 7А показаны три сепаратора 682, 684 и 686. Сепараторы 682, 684, 686 работают при постепенно уменьшающихся температурах и давлениях в соответствии с процессом на основе физического растворителя.
Первый сепаратор 682 может работать, например, при давлении 500 ρδί (3,45 МПа) и температуре 90°Ρ (32,2°С). Первый сепаратор 682 высвобождает легкие газы, увлеченные потоком 672 обогащенного растворителя. Эти легкие газы, показанные кодовым номером 681 позиции, включают главным образом метан и диоксид углерода, но также могут иметь следовые количества Н2§. Легкие газы 681 могут быть направлены в криогенную дистилляционную колонну 100 (не показанную на фиг. 7А). Эти газы могут быть объединены с потоком 678 легких газов. Легкие газы 681 предпочтительно проходят через компрессор 690 для повышения давления на пути к криогенной дистилляционной колонне 100 в виде потока 611. Сжатие может оказаться необязательным, если дистилляционная колонна 100 работает при более низком давлении, чем первая стадия мгновенного испарения, то есть, первый сепаратор 682 сольвентного процесса 705А. В этом случае для потока 678 верхнего погона потребуется падение давления, чтобы можно было объединить потоки 681 и 678. Это падение давления может быть инициировано 1-Тклапаном вблизи криогенной дистилляционной колонны 100. Конечно, поток 681 должен быть введен ниже по потоку относительно 1-Т-клапана.
В идеальном случае весь сероводород и любые тяжелые углеводороды из потока 664 очищенного газа были извлечены потоком 672 обогащенного растворителя. Поток постепенно обогащаемого растворителя выводят из каждого сепаратора 682, 684, 686. Эти постепенно обогащаемые потоки обозначены как трубопроводы 683, 685 и 687. Таким образом, физический растворитель в основном регенерируется снижением давления, обусловливающим резкое выкипание любого растворенного метана и диоксида углерода из растворителя.
Трубопровод 687 представляет собой поток частично обедненного растворителя, поскольку было удалено некоторое количество СО2, но поток 687 растворителя не был полностью регенерирован. Часть этого потока 687 растворителя проводят через бустерный насос 692 и повторно вводят в колонну 670 для контактирования в виде частично обедненного растворителя на промежуточный уровень в колонне для контактирования. Остальную часть, показанную кодовым номером 693 позиции, направляют в регенерационный резервуар 652.
Что касается второго 684 и третьего 686 из трех сепараторов, то следует отметить, что каждый из этих сепараторов 684, 686 также высвобождает очень малые количества легких газов. Эти легкие газы будут главным образом включать диоксид углерода с небольшими количествами метана. Эти легкие газы показаны в двух отдельных трубопроводах с кодовым номером 689 позиции. Легкие газы 689 могут быть подвергнуты сжатию и объединены с трубопроводом 611, и затем направлены в криогенную дистилляционную колонну 100. В альтернативном варианте легкие газы из трубопроводов 689 могут быть поданы непосредственно в кубовый поток сжиженного кислотного газа, показанного кодовым номером 642 позиции на фиг. 6.
Одно преимущество применения физического растворителя для удаления Н2§ выше по потоку состоит в том, что растворитель в основном является гигроскопичным. Этим можно устранить необходимость в резервуаре 620 для обезвоживания газа, в особенности там, где поток 10 исходной текучей среды уже является в основном сухим. Для этой цели предпочтительно, чтобы сам выбранный растворитель был неводным. Тем самым растворитель может быть использован для дополнительного обезвоживания сырьевого природного газа. В этом случае вода может выходить в потоке 655 паров из регенератора 652.
Недостаток этого способа заключается в том, что некоторое количество легких углеводородов и СО2 будет до некоторой степени попутно поглощаться физическим растворителем. Применением многочисленных сепараторов 682, 684, 686 из потока 672 обогащенного растворителя удаляется большая часть метана, но обычно не все его количество.
С обращением опять к регенерационному резервуару 652, резервуар 652 действует как отпарная колонна. Сероводородные компоненты выводятся так, что они выходят из регенерационного резервуара 652 с потоком 655 паров как концентрированный поток Н2§. Концентрированный Н2§ показан выходя- 17 023174 щим из системы 705А на основе физического растворителя в потоке 655 паров. Он также показан трубопроводом 655 на фиг. 6.
Концентрированный Н2§ в потоке 655 паров предпочтительно посылают в установку для нагнетания кислотных газов (АСТ). Перед этим может быть необязательно применен второй процесс на основе физического растворителя для удаления любого СО2 и водяного пара. Сепаратор показан кодовым номером 658 позиции. Сепаратор 658 представляет собой дефлегмационный резервуар, который извлекает сконденсированные воду и растворитель, в то же время позволяя газу проходить наверх. Сконденсированные вода и растворитель могут быть возвращены в регенерационный резервуар 652 через трубопровод 659 для кубового продукта. В то же время верхний газовый погон может быть направлен на нагнетание кислотного газа (схематически показанное блоком 649 на фиг. 6, и обсуждаемое ниже) по трубопроводу 691.
Поток 655 паров также будет включать диоксид углерода. Диоксид углерода и любой водяной пар будут выходить из сепаратора 658 через трубопровод 691 для верхнего погона вместе с Н2§. Этот Н2§ предпочтительно направляют ниже по потоку в АСТ-установку 649, или необязательно он может быть послан в установку для регенерации серы (8КИ) (не показана).
В регенерационном резервуаре 652, изображенном на фиг. 7А, для отделения сернистых компонентов от растворителя может быть использован вымывающий газ. В регенерационный резервуар 652 может быть подведено любое число вымывающих газов. Одним примером является поток топливного газа с высоким содержанием СО2. Топливный газ с высоким содержанием СО2 является предпочтительным вымывающим газом 651, так как он может способствовать предварительному насыщению растворителя диоксидом углерода (СО2), тем самым обеспечивая меньшее захватывание СО2 из потока 664 очищенного газа. Как видно, вымывающий газ подводят в регенерационный резервуар 652 по трубопроводу 651'. Вымывающий газ 651' может представлять собой, например, часть потока 689 легких газов из стадии мгновенного выкипания с наименьшим давлением, то есть, из сепаратора 686. Это потенциально позволяет извлечь некоторое количество углеводородов.
Регенерированный растворитель направляют из донной части регенерационного резервуара 652. Регенерированный растворитель выходит как поток 653. Регенерированный растворитель 653 проводят через бустерный насос 654. Необязательно, второй бустерный насос 694 используют для дополнительного повышения давления в трубопроводе, проводящем регенерированный растворитель 653. После этого регенерированный растворитель 653 предпочтительно охлаждают с помощью теплообменника 695, возможно, имеющего холодильную установку. Затем охлажденный и регенерированный растворитель 696 вовлекают в рециркуляцию обратно в контактор 670.
Часть регенерированного растворителя отбирают из донной части регенерационного резервуара 652 и направляют в кипятильник 697. В кипятильнике нагревают растворитель. Нагретый растворитель возвращают в регенерационный резервуар 697 по трубопроводу 651'' в виде частично испаренного потока.
Фиг. 7А демонстрирует вариант исполнения системы 705А на основе физического растворителя. Однако, как отмечено, сольвентная система 605 альтернативно может быть системой на основе химического растворителя. В системе на основе химического растворителя применяли бы химические растворители, в частности селективные в отношении Н2§ амины. Примеры таких селективных аминов включают метилдиэтаноламин (ΜΌΕΑ) и семейство Р1ех80гЬ® аминов. Р1ех80гЬ® представляет торговое наименование химического сорбента, используемого при удалении серосодержащих газов из смеси сернистого нефтяного газа. Сорбент Р1ех80гЬ или другие амины контактирует с потоком 624 газообразных углеводородов или потоком 664 очищенного газа выше по потоку относительно криогенной дистилляционной колонны.
Растворители на основе аминов основаны на химической реакции с компонентами кислотных газов в потоке газообразных углеводородов. Реакционный процесс иногда называют обессериванием газа. Такие химические реакции в основном являются более эффективными, чем растворители на физической основе, в частности, при давлениях подводимого газа ниже около 300 р81а (2,07 МПа, абсолютных).
Амины Р1ех80гЬ® предпочтительно представляют собой химические растворители для селективного удаления Н2§ из СО2-содержащих газовых потоков. Амины Р1ех80гЬ® обеспечивают преимущество в относительно более высокой скорости абсорбции Н2§ сравнительно с абсорбцией СО2. Высокая скорость абсорбции помогает предотвратить образование карбаматов. Сероводород, генерированный из процессов на основе аминов, в основном находится при низком давлении. Выделенный Н2§ будет подвергнут либо регенерации серы, либо подземному захоронению, которое требует значительного сжатия.
Удаление сероводорода с использованием селективного амина может быть выполнено контактированием потока 624 обезвоженной и охлажденной текучей среды с химическим растворителем. Это может быть сделано нагнетанием потока 624 газа в абсорбер. Абсорбер представляет собой резервуар, который позволяет газу из газового потока 624 контактировать с Р1ех80гЬ® или другим жидким амином. Когда два материала текучих сред взаимодействуют, амин поглощает Н2§ из сернистого нефтяного газа с образованием потока обессеренного газа. Поток обессеренного газа содержит главным образом метан и диоксид углерода. Этот нейтральный газ вытекает из верха абсорбера.
- 18 023174
В одном аспекте абсорбер представляет собой крупногабаритную колонну для противоточного контактирования. В этой конструкции поток 624 сырьевого газа нагнетают в донную часть колонны для контактирования, тогда как химический растворитель, или поток обедненного растворителя, нагнетают в верхнюю часть колонны для контактирования. Будучи внутри колонны для противоточного контактирования, газ из газового потока 624 движется вверх через абсорбер. Обычно внутри абсорбера предусмотрены одна или более тарелок или других внутренних деталей (не показаны) для создания многочисленных путей течения для природного газа и для создания площади поверхности раздела между газовой и жидкостной фазами. В то же время жидкость из потока обедненного растворителя перемещается вниз и вдоль последовательности тарелок в абсорбере. Тарелки обеспечивают взаимодействие природного газа с потоком растворителя. Этот процесс продемонстрирован с привлечением фиг. 1 патентной заявки, озаглавленной Удаление кислотных газов из газового потока. Эта заявка была подана предварительно 14 октября 2008 года, и ей назначен серийный № И8 61/105343. Фиг. 1 и соответствующие разделы описания включены здесь ссылкой.
Обогащенный аминный раствор падает на дно колонны для противоточного контактирования. Он включает жидкий амин вместе с абсорбированным Н28. Обогащенный аминный раствор проводят через процесс регенерации, который может выглядеть в значительной мере подобным регенерации компонентов, описанной выше на фиг. 7А, в связи с системой 705А на основе физического растворителя, хотя обычно он имеет только один резервуар мгновенного вскипания, действующий при давлении 100-200 р81д (0,69-1,38 МПа, манометрических).
Колонна для противоточного контактирования, применяемая в качестве абсорбера для вымывания Н28, имеет тенденцию быть очень крупной и тяжелой. Это создает особенную проблему при применении в морской добыче нефти и газа. Соответственно этому, здесь предложен альтернативный вариант исполнения для удаления Н28 из потоков газообразных углеводородов, образующихся при извлечении нефти и газа. Этим предусматривается применение менее габаритных устройств для прямоточного контактирования. Эти устройства могут повысить селективность амина сокращением продолжительности контакта, тем самым снижая вероятность поглощения СО2. Эти меньшие абсорбирующие устройства также могут уменьшать размеры общей занимаемой производственной площади в процессе 605.
Фиг. 7В демонстрирует иллюстративный вариант исполнения системы 705В на основе химического растворителя, которая может быть использована для сольвентного процесса 605 из фиг. 6. В системе 705В на основе химического растворителя применяют серию устройств СЭ1, СЭ2, ..., СЭ(и-1), СЭп для прямоточного контактирования. Эти устройства используют для контактирования селективного амина с газовым потоком.
В концепции прямоточного контактирования применяют два или более контакторов в последовательном соединении, в которых поток сернистого нефтяного газа и жидкий растворитель движутся вместе внутри контакторов. В одном варианте исполнения поток сернистого нефтяного газа и жидкий растворитель перемещаются вместе в основном вдоль продольной оси соответствующих контакторов. Прямоточные контакторы могут работать при гораздо более высоких скоростях текучих сред. В результате прямоточные контакторы могут быть меньшими по размеру, чем противоточные контакторы, в которых применяют насадочные или тарельчатые колонны.
Как на фиг. 7А, поток 624 обезвоженного газа можно видеть поступающим во входной сепаратор 660. Входной сепаратор 660 служит для отфильтровывания жидких примесей, таких как буровые растворы на масляной основе и промывочная жидкость. Рассол предпочтительно отсекают выше по потоку с использованием резервуара 620 для обезвоживания, показанного на фиг. 6. Во входном сепараторе 660 также может иметь место некоторое отфильтровывание частиц. Понятно, что желательно поддерживать газовый поток 624 чистым, чтобы предотвратить вспенивание жидкого растворителя во время процесса обработки кислотных газов.
Жидкости, такие как сконденсированные углеводороды и буровые растворы, падают на дно входного сепаратора 660. Поток жидких примесей показан кодовым номером 662 позиции. Примеси на водной основе обычно направляют в установку для обработки воды (не показана), или они могут быть повторно закачаны в пласт 630 по трубопроводу 622 для поддержания пластового давления или для захоронения. Углеводородные жидкости обычно проходят на установку для обработки конденсата. Газ выходит из верха входного сепаратора 660. Поток очищенного сернистого нефтяного газа показан кодовым номером 664 позиции.
Очищенный сернистый нефтяной газ направляют в серию абсорберов. Здесь абсорберы представляют собой устройства СЭ1, СЭ2, ..., СЭ(и-1), СЭп для прямоточного контактирования. Каждый контактор СЭ1, СЭ2, ..., СЭ(и-1), СЭп удаляет часть Н28, содержащегося в газовом потоке 664, тем самым выделяя поток постепенно обессериваемого газа. Конечный контактор СЭп выдает конечный поток 730(п) обессеренного газа, включающий главным образом метан и диоксид углерода. Газовый поток 730(п) поступает в трубопровод 678 из фиг. 6.
При работе поток 664 газа поступает в первый прямоточный абсорбер СЭ1, или устройство для контактирования. Здесь газ смешивается с жидким растворителем 720. Растворитель 720 предпочтительно состоит из раствора амина, такого как метилдиэтаноламин (ΜΌΕΆ) или амин Р1ех80гЪ®. Жидкий рас- 19 023174 творитель также может включать пространственно затрудненный амин, третичный амин или их комбинации. Р1сх80гЬ® представляет пример пространственно затрудненного амина, тогда как ΜΌΕΆ представляет пример третичного амина. В дополнение, поток 720 растворителя представляет собой частично регенерированный, или частично обедненный растворитель, образованный регенератором 750. Движение частично обедненного растворителя 720 в первый контактор ί'Ό1 стимулируют насосом 724. Насос 724 перемещает частично обедненный растворитель 720 в первый контактор ί'Ό1 при надлежащем давлении. Примером надлежащего давления является значение от около 15 ρδία (103,4 кПа, абсолютных) до 1500 ρδΐ§ (10,34 МПа, манометрических).
Будучи внутри первого контактора ί'Ό1. газовый поток 664 и поток 720 химического растворителя перемещаются вдоль продольной оси первого контактора СО 1. По мере их движения жидкий амин (или другой растворитель) взаимодействует с Н2§ в газовом потоке 664, обусловливая химическое связывание Н2§ с молекулами амина или абсорбирование им. Первый раствор 740(1) обогащенного растворителя опускается на дно первого контактора ί'Ό1. В то же время первый поток 730(1) частично обессеренного газа движется из первого контактора ί'Ό1 и выходит во второй контактор СЭ2.
Второй контактор ί'Ό2 также представляет собой устройство для прямоточного разделения. Необязательно, после второго контактора ί'Ό2 предусмотрено третье устройство СЭ3 для прямоточного разделения. Каждый из второго и третьего контакторов СЭ2, СЭ3 создает соответствующий поток 730(2), 730(3) частично обессеренного газа. В дополнение, каждый из второго и третьего контакторов ί'Ό2, СЭ3 образует соответствующий частично насыщенный газообрабатывающий раствор 740(2), 740(3). Там, где в качестве растворителя используют амин, частично насыщенные газообрабатывающие растворы 740(2), 740(3) будут включать обогащенные аминные растворы. В иллюстративной системе 705В второй насыщенный газообрабатывающий раствор 740(2) объединяют с первым насыщенным газообрабатывающим раствором 740(1) и пропускают через процесс регенерации, включающий прохождение через регенератор 750.
Следует отметить, что, когда газ 664 движется через потоки постепенно обессериваемого газа 730(1), 730(2), ... 730(η-1) по направлению ниже по потоку, давление в системе будет в основном снижаться. Когда это происходит, давление в потоках 740(η), 740 (η-1) ... 740(2), 740(1) постепенно обогащаемого амина (или другого жидкого растворителя) по направлению выше по потоку должно быть в основном повышено для соответствия давлению газа. Тем самым в системе 705В предпочтительно, чтобы между каждым из контакторов СЭ1, СЭ2, ... были размещены один или более малых бустерных насосов (не показаны). Это будет служить для повышения давления жидкости в системе.
В системе 705В потоки 740(1), 740(2) включают растворы обогащенного растворителя, которые сначала движутся через испарительный барабан 742. Испарительный барабан 742 действует при давлении от около 100 до 150 ρδίβ (0,69-1,03 МПа, манометрических). Испарительный барабан 742 обычно имеет внутренние части, которые создают эффект отстаивания и извилистый путь течения для потока 740 растворителя в нем. Остаточные газы, такие как метан и СО2, выпариваются из потока 740 растворителя по трубопроводу 744. Содержание кислотных газов в остаточных газах, увлеченных в трубопровод 744, может быть снижено до около 100 млн-1, если они контактировали с малым количеством свежего амина, например, из трубопровода 720. Эта концентрация достаточно мала, чтобы остаточные газы могли быть использованы в качестве газообразного топлива для системы 705В.
Остаточный природный газ может быть испарен из потока 740 растворителя и выведен по трубопроводу 744. Полученный поток 746 обогащенного растворителя направляют в регенератор 750.
Перед перемещением в регенератор 750 поток 746 обогащенного растворителя предпочтительно проходит через теплообменник (не показан). Поток 746 относительно холодного (близкого к температуре окружающей среды) растворителя может быть нагрет в результате термического контакта с потоком 760 теплого обедненного растворителя, выходящим из донной части регенератора 750. В свою очередь, это служит для благоприятного охлаждения потока 760 обедненного растворителя перед его подачей в охладитель 764 обедненного растворителя, и затем в конечный контактор СИп.
Регенератор 750 определяет отпарную секцию 752, включающую тарелки или другие внутренние детали (не показаны) над кипятильником 756. С кипятильником 756 связан источник тепла для генерирования теплоты. Регенератор 750 образует поток 760 регенерированного, или обедненного растворителя, который вовлекают в рециркуляцию для повторного использования в конечном контакторе СИп. Выпаренный верхний газовый погон из регенератора 750, содержащий концентрированный Н2§, выходит из регенератора 750 как поток 770 примесей.
Обогащенный сероводородом (Н2§) поток 770 примесей движется в конденсатор 772. Конденсатор 772 служит для охлаждения потока 770 примесей. Охлажденный поток 770 примесей проходит через сборник 774 флегмы, который отделяет любую остаточную жидкость (главным образом водный конденсат) от потока 770 примесей. Затем создается поток 776 кислотных газов, который главным образом включает Н2§. Поток 776 кислотных газов является таким же, как в трубопроводе 655 из фиг. 6.
Некоторое количество жидкости может выливаться из сборника 774 флегмы. Это приводит к потоку 775 остаточной жидкости. Поток 775 остаточной жидкости предпочтительно проводят через насос 778 для повышения давления, где его затем повторно вводят в регенератор 750. Некоторое количество оста- 20 023174 точной жидкости будет выходить из регенератора 750 в его донной части как часть потока 760 обедненного растворителя. Необязательно к потоку 760 обедненного растворителя может быть добавлено некоторое количество воды для компенсации потерь водяного пара в потоках 730(п-1), 730(п) обессеренного газа. Эта вода может быть добавлена на впускном или всасывающем патрубке насоса 778 для флегмы.
Обедненный, или регенерированный, растворитель 760 находится при низком давлении. Соответственно этому, поток жидкости, представляющий регенерированный растворитель 760, пропускают через насос 762 для повышения давления. Насос 762 называется напорным усилителем 762 для обедненного растворителя. Отсюда обедненный растворитель 760 проходит через охладитель 764. Охлаждение растворителя с помощью охладителя 7 64 гарантирует, что обедненный растворитель 760 будет эффективно поглощать кислотные газы. Охлажденный обедненный растворитель 760 используют в качестве потока растворителя для последнего разделяющего контактора СЭп.
Вблизи устройств СЭР СЭ2. ..., СЭ(п-1). СЭп необязательно может быть предусмотрен бак 722 для растворителя. Обедненный растворитель 760 может проходить через бак 722 для растворителя. Более предпочтительно, бак 722 для растворителя находится вне производственной линии и представляет собой резервуар для растворителя, когда это может понадобиться для газоперерабатывающей установки 705В.
С обращением опять к многочисленным устройствам СЭР СЭ2, ..., СЭ(п-1), СЭп для прямоточного контактирования, каждое устройство для контактирования принимает поток газа, который включает газообразный углеводород и сероводород. Каждое устройство СЭР СЭ2, ..., СЭ(п-1), СЭп для контактирования действует для последовательного удаления Н2З и образования потока постепенного обессериваемого газа. Устройства СЭР СЭ2, ..., СЭ(п-1), СЭп для прямоточного контактирования могут представляет собой любое из многообразных смесительных устройств с кратковременным контактированием. Примеры включают статические смесители и центробежные смесители. Некоторое смесительное оборудование разрушает жидкость на части посредством эжектора. Эжектор подает газ через трубу типа диффузора, которая, в свою очередь, втягивает жидкий растворитель в трубу. Вследствие эффекта Вентури жидкий растворитель втягивается и разбивается на мелкие капельки, создавая большую площадь поверхности контакта с газом.
Одно предпочтительное устройство для контактирования представляет собой контактор РгокСоп™. В этом контакторе применяют эжектор, после которого размещают центробежный коагулятор. Центробежный коагулятор создает большие центробежные силы для повторного объединения жидкого растворителя в малый объем. В каком бы то ни было варианте исполнения предпочтительно используют технологию с компактным резервуаром, которая обеспечивает возможность уменьшения оборудования по сравнению с крупными колоннами для контактирования.
Первый контактор СЭ1 принимает поток 664 сырьевого газа. Газовый поток 664 обрабатывают в первом контакторе СЭ1 для удаления сероводорода. Затем выходит первый поток 730(1) частично обессеренного газа. Первый поток 730(1) частично обессеренного газа подают во второй контактор СЭ2. Там первый поток 730(1) частично обессеренного газа дополнительно обрабатывают для удаления сероводорода так, что образуется второй поток 730(2) более полно обессеренного газа. Этот порядок действий продолжают так, чтобы третий контактор СЭ3 образовывал поток 730(3) более полно обессеренного газа; четвертый контактор СЭ4 создает поток 730(4) еще более полно обессеренного газа; и следующий перед последним контактор образует поток СЭ(п-1) совсем полно обессеренного газа. Каждый из них может быть назван последующим потоком обессеренного газа.
Конечный поток 730(п) обессеренного газа выходит из конечного контактора СЭп. Число устройств для контактирования (по меньшей мере два) перед конечным контактором СЭп определяется главным образом уровнем удаления Н2З, необходимым для соответствия желательному стандарту. В системе 705В фиг. 7 конечный поток 730(п) обессеренного газа все еще содержит диоксид углерода. Поэтому поток 730(п) обессеренного газа должен быть проведен через ΟΡΖ-колонну 100 согласно фиг. 6. Поток 730(п) обессеренного газа является таким же, как в трубопроводе 678 из фиг. 6.
В одном аспекте в каждом контакторе применяют комбинацию смесительного устройства и соответствующего коалесцирующего устройства. Так, например, в первом СЭ1 и втором СЭ2 контакторах могут быть использованы статические смесители как их смесительные устройства, в третьем СЭ3 и четвертом СЭ4 контакторах могут быть применены эжекторы, и контакторы СЭп-1 и СЭп могут использовать центробежные смесители. Каждый контактор имеет сопряженное коалесцирующее устройство. В любом варианте исполнения газовые потоки 664, 730(1), 730(2), ... 730(п-1) и протекающие в попутном направлении потоки жидкого растворителя текут через контакторы СЭР СЭ2, ... СЭп в одном и том же направлении. Это позволяет достигнуть проведения реакций обработки в течение короткого периода времени, возможно, даже такого короткого, как 100 миллисекунд или меньше. Это может быть преимущественным для селективного удаления Н2З (относительно СО2), так как определенные амины реагируют с Н2З быстрее, чем с СО2.
В дополнение к принятию газового потока, каждый прямоточный контактор СЭР СЭ2, ... СЭ(п-1), СЭп также принимает поток жидкого растворителя. В системе 705В первый контактор СЭ1 принимает поток 720 частично регенерированного растворителя. После этого последующие контакторы ί'Ό2, СЭ3,
- 21 023174 ί'Ό(η-1). СЭп принимают растворы поглощаемого вещества в растворителе, выходящие из соответствующего последующего контактора. Таким образом, второй контактор СЭ2 принимает раствор 740(3) частично насыщенного растворителя, вышедший из третьего контактора ί'Ό3; третий контактор СЭ3 принимает раствор 740(4) частично насыщенного растворителя, вышедший из четвертого контактора ί'Ό4; и следующий перед последним контактор СЭ(п-1) принимает раствор 740(п) частично насыщенного растворителя из конечного контактора СЭп. Иначе говоря, жидкий растворитель, поступающий во второй контактор ί'Ό2, включает раствор 740(3) частично насыщенного растворителя, вышедший из третьего контактора СЭ3: жидкий растворитель, поступающий в третий контактор СЭ3, включает раствор 740(4) частично насыщенного растворителя, вышедший из четвертого контактора ί'Ό4; и жидкий растворитель, поступающий в следующий перед последним контактор ί'Ό(η-1), включает раствор 740(п) частично насыщенного растворителя из конечного контактора СЭп. Таким образом, растворы частично насыщенного растворителя вводятся в контакторы ί'Ό1, СЭ2, СЭ3,... СЭп по направлению обработки, которое противоположно течению потоков 730(1), 730(2), 730(3), ..., 730(п-1) постепенно обессериваемого газа.
Последний разделительный контактор СЭп также принимает жидкий растворитель. Этот жидкий растворитель представляет собой поток 760 регенерированного растворителя. Поток 760 регенерированного растворителя является обедненным в высшей степени.
Предполагается, что система 705В на основе химического растворителя согласно фиг. 7В является иллюстративной. Могут быть применены другие конструкции для такой системы, в которых используют многочисленные устройства для прямоточного контактирования. Пример такой дополнительной системы описан в контексте удаления СО2 в указанном выше патентном документе с серийным № И8 61/105343. Фиг. 2В и соответствующие разделы Описания также включены здесь ссылкой.
В системе 705В из фиг. 7В оба раствора 740(1) и 740(2) растворителя подвергают регенерации. Частично регенерированный растворитель 780 выходит из регенерационного резервуара 750. Давление растворителя 780 повышают с помощью бустерного насоса 782. После этого растворитель 780 охлаждают в теплообменнике 784 для получения потока 72 0 растворителя. Давление растворителя 780 дополнительно повышают с использованием бустерного насоса 724 перед введением его в первый прямоточный контактор СЭ1 в качестве потока 720 растворителя.
С обращением опять к фиг. 6, поток 678 легких газов (который также представлен трубопроводом 678 на фиг. 7А и трубопроводом 730 (п) на фиг. 7В) выходит из сольвентной системы 605, проходит через устройство для обезвоживания и проходит через охладитель 626. Охладитель 626 охлаждает поток 678 легких газов до температуры от около -30 до -40°Р (от -34,4 до -40°С). Охладитель 626 может представлять собой, например, рефрижератор с этиленовым или пропановым хладагентом.
Затем поток 678 легких газов предпочтительно проходит через расширительное устройство 628. Расширительное устройство 628 может представлять собой, например, клапан Джоуля-Томсона (Ч-Т). Расширительное устройство 628 служит в качестве детандера для достижения дополнительного охлаждения потока 678 легких газов. Расширительное устройство 628 дополнительно снижает температуру потока 678 легких газов, например, до уровня от около -70 до -80°Р (от -56,7 до -62,2°С). При этом также предпочтительно происходит частичное сжижение потока 678 легких газов. Поток охлажденных легких газов обозначен трубопроводом 611.
Охлажденный сернистый нефтяной газ в трубопроводе 611 поступает в криогенную дистилляционную колонну 100. Криогенная дистилляционная колонна 100 может представлять собой любую колонну, которая действует для отгонки метана из кислотных газов с помощью процесса, в котором преднамеренно замораживают частицы СО2. Криогенная дистилляционная колонна может быть, например, колонной 100 ΟΡΖ™ из фиг. 1. Охлажденный сернистый нефтяной газ по трубопроводу 611 поступает в колонну 100 под давлением от около 500 до 600 ρδί§ (3,45-4,14 МПа, манометрических).
Как разъяснено в связи с фиг. 1, кислотные газы удаляют из дистилляционной колонны 100 в виде кубового потока 642 сжиженного кислотного газа. В этом случае кубовый поток 642 кислотного газа включает главным образом диоксид углерода. Кубовый поток 642 кислотного газа содержит очень мало сероводорода или других сернистых компонентов, так как они поглощены системой удаления сернистых компонентов (которая представляет собой сольвентную систему 605) и выведены как поток 655 концентрированного Н23 для дальнейшей обработки. Н23 может быть преобразован в элементарную серу с использованием установки для регенерации серы (не показана). Установка для регенерации серы может быть основана на так называемом процессе Клауса. Это позволяет более эффективно извлекать серу для добычи больших количеств серы.
По меньшей мере часть кубового потока 642 направляют через кипятильник 643. Отсюда текучую среду, содержащую метан, перенаправляют обратно в колонну 100 в виде газового потока 644. Остальную текучую среду, включающую главным образом диоксид углерода, выводят через трубопровод 646 для СО2. СО2 в трубопроводе 646 находится в жидкой форме. Диоксид углерода в трубопроводе 646 предпочтительно пропускают через напорный усилитель 648 и затем нагнетают в подповерхностный пласт через одну или более скважин для нагнетания кислотных газов (ΆΟΙ), как обозначено блоком 649.
Метан выводят из дистилляционной колонны 100 в виде потока 112 верхнего метанового погона.
- 22 023174
Поток 112 верхнего метанового погона предпочтительно будет включать не более, чем около 2 мол.% диоксида углерода. При таком процентном содержании поток 112 верхнего метанового погона может быть использован в качестве газообразного топлива, или может быть продан на определенных рынках в виде природного газа. Однако в соответствии с указанными здесь определенными способами желательно подвергать поток 112 верхнего метанового погона дополнительной обработке. Более конкретно, поток 112 верхнего метанового погона пропускают через систему охлаждения открытого цикла.
Сначала поток 112 верхнего метанового погона пропускают через теплообменник 113 с перекрестным током. Теплообменник 113 с перекрестным током служит для предварительного охлаждения потока 18 жидкой флегмы, который повторно вводят в криогенную дистилляционную колонну 100 после расширения в расширительном устройстве 19. Затем поток 112 верхнего метанового погона направляют через компрессор 114 для повышения его давления.
Затем поток 112 сжатого метана охлаждают. Это может быть сделано, например, пропусканием потока 112 метана через воздушный охладитель 115. Получают поток 116 холодного и сжатого метана. Поток 116 метана предпочтительно сжижают для формирования коммерческого продукта.
Часть потока 116 охлажденного и сжатого метана, выходящего из охладителя 115, выделяют в поток 18 флегмы. Поток 18 флегмы дополнительно охлаждают в теплообменнике 113, затем подвергают расширению в расширительном устройстве 19 для получения в конечном итоге холодного распыляемого потока 21 на фиг. 1. Холодный распыляемый поток 21 поступает в дистилляционную колонну 100, где его используют в качестве холодной распыляемой жидкости. Распыляемая жидкость, или флегма, снижает температуру в зоне регулируемого замораживания (показанной кодовым номером 108 позиции на фиг. 1) и способствует вымораживанию СО2 и других частиц кислотных газов из потока 624 обезвоженного газа, как описано выше.
Будет понятно, что фиг. 6 представляет упрощенную схематическую диаграмму, предназначенную для объяснения только избранных аспектов газоперерабатывающей системы 600. Газоперерабатывающая система обычно будет включать многие дополнительные компоненты, такие как нагреватели, охладители, конденсаторы, жидкостные насосы, газовые компрессоры, вентиляторы, оборудование для разделения и/или фракционирования других типов, вентили, переключатели, управляющие устройства, наряду с устройствами для измерения давления, температуры, уровня и величины расхода потока.
Здесь представлены дополнительные способы удаления сернистых компонентов из потока сырьевого газа. Один такой способ относится к общему понятию редокс-процессов. Термин редокс имеет отношение к реакциям восстановления-окисления. Восстановление-окисление описывает химические реакции, в которых атомы изменяют свою степень окисления или состояние окисления. В данном редокс-процессе окисленный металл, такой как хелатированное железо, реагирует непосредственно с Н2§ с образованием элементарной серы.
Окисленный металл представляет собой водный раствор катализатора на основе хелатированного металла. При работе газовый поток, содержащий сероводород, контактирует с катализатором на основе хелатированного металла в условиях абсорбции. Затем происходит окисление сероводорода до элементарной серы с одновременным восстановлением металла до более низкой степени окисления. Затем раствор катализатора регенерируют для повторного использования контактированием его с кислородсодержащим газом для окисления металла обратно до более высокой степени окисления.
Фиг. 8 представляет схематическую диаграмму, которая показывает газоперерабатывающую установку 800 для удаления кислотных газов из потока сырьевого газа. В этой компоновке сероводород удаляют из потока сырьевого газа выше по потоку относительно системы 650 удаления кислотных газов с помощью редокс-процесса. Редокс-процесс представляет собой процесс на водной основе, что значит, что обезвоживание потока сырьевого газа перед началом стадий удаления Н2§ не требуется.
Фиг. 8 показывает газоперерабатывающую установку 800, принимающую поток 812 добытого газа. Поток 812 добытого газа происходит из работ по добыче углеводородов, которые проводятся в районе разработки месторождения, или промысле 810. Понятно, что промысел 810 может представлять собой любое место, где добывают газообразные углеводороды. Углеводороды будут включать метан, а также сероводород. Углеводороды также могут включать этан, а также диоксид углерода.
В газоперерабатывающей установке 800 поток 812 газа подают в систему 850 удаления сернистых компонентов. В системе 850 удаления сернистых компонентов применяют редокс-процесс. Система 850 удаления сернистых компонентов прежде всего включает контактор 820. Контактор 820 определяет камеру 825, в которую поступают сырьевые газообразные углеводороды с промысла 810. Именно в камере 825 происходит химическая реакция, которая отделяет сероводород и прочие сернистые компоненты от потока 812 сырьевого газа.
Для проведения химической реакции в камеру 820 также поступает хелатированный окисленный металл. Примером такого окисленного металла является хелатированное железо. Хелатированное железо находится в форме раствора металлического хелата. Раствор металлического хелата подают в камеру 825 по трубопроводу 842.
Будучи в камере 825, раствор хелатированного металла реагирует с сероводородом в потоке 812 сырьевого газа. Происходит окислительно-восстановительная реакция. В результате смесь хелатирован- 23 023174 ного восстановленного металла, вместе с элементарной серой, выводят через трубопровод 822 для кубового продукта. В то же время газы улетучиваются через верхний трубопровод 824. Базовая реакция имеет вид δ-- + 2Ре+++ > δ0 + 2Ре++.
Газы в трубопроводе 824 включают главным образом метан и диоксид углерода. В трубопроводе 824 также могут присутствовать следовые количества этана, азота или других компонентов. В совокупности газы в трубопроводе 824 представляют собой сернистый нефтяной газ.
Иллюстративная система 850 удаления сернистых компонентов также включает устройство 830 для окисления. Устройство 830 для окисления определяет камеру 835 для окисления смеси восстановленного металла. Устройство 830 для окисления принимает смесь восстановленного металла через трубопровод 822. Давление содержащей металл смеси в трубопроводе 822 регулируют вентилем 828.
В устройство 830 для окисления также подают воздух. Воздух вводят в устройство 830 для окисления по трубопроводу 834. Давление в трубопроводе 834 является повышенным, чтобы воздух циркулировал через камеру 835 в устройстве 830 для окисления с помощью воздуходувки 838. Будучи внутри камеры 835, воздух контактирует со смесью хелатированного металла, обеспечивая окисление смеси восстановленного металла. Воздух выдувают из устройства 830 для окисления через вентиляционный трубопровод 836.
Окислением получают смесь окисленного хелатированного металла. Хелатная смесь также содержит серу в коллоидальной форме. Хелатную смесь с серой выводят из устройства 830 для окисления через трубопровод 832.
Иллюстративная система 850 удаления сернистых компонентов также включает сепаратор 840. Сепаратор 840 на фиг. 8 показан в виде центрифуги. Однако могут быть использованы сепараторы других типов. Центрифуга 840 разделяет водную смесь хелата с серой на два компонента. Один компонент представляет собой элементарную серу. Элементарную серу непрерывно удаляют из процесса в виде твердого продукта с высокой чистотой. Процесс контактирования предпочтительно ограничивают сравнительно низкими давлениями (300 рйд (2,07 МПа, манометрических) или менее) вследствие закупоривания оборудования коллоидальной серой. Элементарная сера может быть отправлена на хранение или, более предпочтительно, на продажу как коммерческий продукт.
Элементарную серу выводят по трубопроводу 844. Серу предпочтительно направляют в установку для обработки серы (не показана). После этого остается водный раствор металлического хелата, по существу, не содержащий элементарной серы.
Водный раствор металлического катализатора в системе 850 для удаления представляет собой регенерированное хелатированное железо. Хелатированное железо повторно направляют обратно в контактор 820 по трубопроводу 842. Для повышения давления в трубопроводе 842 и подачи хелатной смеси в резервуар 825 для контактирования может быть предусмотрен насос 844. Этим путем хелатированное железо (или другой окисленный металл) может быть возвращено и использовано повторно.
С обращением опять к газопроводу 824, сернистый нефтяной газ в газопроводе 824 подают в резервуар 860 для обезвоживания. Поскольку в редокс-процессе для отделения Η2δ от потока 812 сырьевого газа используют материал на водной основе, требуется последующее обезвоживание газа в трубопроводе 824 перед криогенным удалением кислотных газов. В результате пропускания сернистого нефтяного газа из газопровода 824 через резервуар 860 для обезвоживания образуется водный поток 862. Водный поток 862 может быть направлен в установку для обработки воды. В альтернативном варианте, водный поток 862 может быть повторно закачан в подповерхностный пласт, такой как подповерхностный пласт 630 из фиг. 6. Опять же альтернативно, удаленный водный поток 862 может быть обработан для соответствия экологическим стандартам и затем выпущен в местный водоем (не показан) в виде обработанной воды.
Кроме того, в результате прохождения сернистого нефтяного газа из трубопровода 824 через резервуар 860 для обезвоживания получают поток 864, по существу, обезвоженного газа. Поток 864 обезвоженного газа включает метан и также может содержать следовые количества азота, гелия и других инертных газов. В связи с настоящими системами и способами поток 864 обезвоженного газа также включает диоксид углерода.
Поток 864 обезвоженного газа выходит из резервуара 860 для обезвоживания и проходит через охладитель 626. Охладитель 626 охлаждает поток 864 обезвоженного газа до температуры от около -30 до 40°Р (от -34,4 до -40°С). Охладитель 626 может представлять собой, например, рефрижератор с этиленовым или пропановым хладагентом. Тем самым генерируют поток 678 охлажденных легких газов.
Затем поток 678 легких газов предпочтительно движется через расширительное устройство 628. Расширительное устройство 628 может быть, например, клапаном Джоуля-Томсона (1-Т). Расширительное устройство 628 служит в качестве детандера для получения дополнительно охлажденного потока 678 легких газов. Расширительное устройство 628 дополнительно снижает температуру потока 678 легких газов, например, до уровня от около -70 до -80°Р (от -56,7 до -62,2°С). Предпочтительно также происходит по меньшей мере частичное сжижение потока 678 легких газов. Поток охлажденного сернистого нефтяного газа обозначен как трубопровод 611.
Охлажденный сернистый нефтяной газ в трубопроводе 611 направляют в дистилляционную колон- 24 023174 ну. Дистилляционная колонна может представлять собой, например, СРУ-колонну 100 из фиг. 1 и 6. Затем сернистый нефтяной газ из трубопровода 611 обрабатывают с использованием системы удаления кислотных газов. Система удаления кислотных газов может быть, например, в соответствии с системой 650 удаления кислотных газов из фиг. 6.
Еще одним средством удаления сернистых компонентов из потока сырьевого газа является применение поглотителей в поглощающем слое. Применение поглотителей известно в газоперерабатывающей промышленности как способ удаления Н2§ и меркаптанов из газового потока. Поглотители могут быть твердыми, они могут быть в жидкой форме, или они могут представлять собой раствор катализатора.
Поглотители преобразуют сульфгидрильные и другие серосодержащие соединения в безопасные соединения, такие как сульфиды металлов. Соединение может быть утилизировано надежно и экологически благоразумным путем. Поглотители имеют особенную применимость, когда уровень содержания Н2§ в потоке сырьевого газа низок, так что традиционная обработка аминами экономически нецелесообразна. Примером является ситуация, где содержание Н2§ составляет менее чем около 300 млн-1.
Примером известного поглотителя на водной основе является триазин. Более конкретный пример представляет собой водный состав 1,3,5-трис-(2-гидроксиэтил)-гексагидро-симм-триазина. Еще одним примером поглотителя на водной основе является раствор нитрита.
Примерами твердых поглотителей являются оксид железа (РеО, Ре2О3 или Ре3О4) и оксид цинка (ΖηΟ) . Твердые поглотители в основном не регенерируются. Как только слой нерегенерируемого поглотителя израсходован, он должен быть заменен. Для эффективной работы оксида железа в основном требуется некоторое количество влаги, тогда как для оксида цинка это не нужно. Так, если поток сернистого нефтяного газа уже был обезвожен, применение ΖηΟ было бы предпочтительным в том отношении, что не потребовалось бы дополнительное обезвоживание выше по потоку относительно процесса удаления СО2. Однако вода может образовываться в ходе процесса окисления. Таким образом, в зависимости от исходного уровня содержания Н2§ может потребоваться последующее обезвоживание.
Реагенты для поглощения сероводорода наиболее широко применяются в одном из трех способов. Во-первых, в орошаемой колонне для контактирования могут быть применены жидкие поглощающие реагенты в режиме периодической загрузки. Во-вторых, в контакторе с неподвижным слоем могут быть использованы твердые поглощающие реагенты в режиме периодической загрузки. В-третьих, может быть использовано непрерывное прямое нагнетание жидких поглощающих реагентов в резервуар. Это является наиболее распространенной практикой.
В традиционном поглощении Н2§ при прямом нагнетании в качестве контактора используют трубопровод. В этом варианте применения жидкий Н2§-поглощающий реагент, такой как триазин, нагнетают в поток газа. Н2§ абсорбируется раствором поглотителя. Н2§ реагирует с образованием побочных продуктов, которые впоследствии удаляют из потока сырьевого газа и выбрасывают. Альтернативный способ непосредственного впрыскивания поглотителей Н2§ включает нагнетание жидкостной струи поглощающего реагента через маленькое отверстие под высоким давлением. Обычно для диспергирования жидкого поглощающего реагента на очень мелкие капельки используют распыляющее сопло. Для многих вариантов применения подход с непосредственным впрыскиванием является потенциально перспективным благодаря наименьшим общим затратам вследствие низкого уровня капиталовложений для него относительно применения периодических загрузок.
Фиг. 9 представляет схематическую диаграмму, которая показывает газоперерабатывающую установку 900 для удаления кислотных газов из газового потока в соответствии с настоящим изобретением, в одном варианте исполнения. В этой компоновке сероводород удаляют из потока 912 сырьевого газа выше по потоку относительно системы 950 удаления кислотных газов с помощью поглотителя.
Фиг. 9 показывает газоперерабатывающую установку 900, принимающую поток 912 добытого газа. Поток 912 добытого газа происходит из работ по добыче углеводородов, которые проводятся в районе разработки месторождения, или промысле 910. Понятно, что промысел 910 может представлять собой любое место, где добывают газообразные углеводороды. Углеводороды будут включать метан, а также сероводород. Углеводороды также могут включать этан, а также диоксид углерода.
В газоперерабатывающей установке 900 поток 912 добытого газа подают в систему 950 удаления сернистых компонентов. В системе 950 удаления сернистых компонентов применяют поглотитель Н2§. Может быть использован любой из вышеописанных поглотителей. В иллюстративной системе 950 удаления сернистых компонентов применяют третий способ, упомянутый выше, т.е. жидкий поглотитель с непрерывным нагнетанием в разделительный резервуар 920.
Для удаления сернистых компонентов из потока 912 сырьевого газа поток 912 сырьевого газа направляют в трубопровод 922. В то же время в трубопровод 922 через трубопровод 944 для поглотителя вводят жидкий поглотитель, такой как триазин. Триазин нагнетают через распылительное сопло 923, и затем он смешивается с потоком 912 сырьевого газа в статическом смесителе 925. После этого контактировавший поток 912 сырьевого газа поступает в разделительный резервуар 920.
Разделительный резервуар 920 определяет камеру 926. Жидкости оседают на дно камеры 926, тогда как газообразные компоненты выходят из верха камеры 926. Жидкости выходят через жидкостный трубопровод 927. Жидкости включают израсходованный материал поглотителя. Часть жидкостей из трубо- 25 023174 провода 927 удаляют в виде вытекающих отходов. Трубопровод 942 для отходов направляет вытекающие отходы в бак-хранилище (не показан) или другое место для хранения отходов. Отходы могут быть вывезены наружу грузовиком или по трубопроводу для сбросов. Остальная часть жидкостей из трубопровода 927 может быть перенаправлена обратно в трубопровод 944 для поглотителя для контактирования с потоком 912 сырьевого газа, если поглотитель еще не полностью истощен.
Система 950 удаления сернистых компонентов также включает резервуар 930 для поглотителя. Резервуар 930 для поглотителя содержит жидкий поглощающий реагент. Оператор при необходимости выпускает жидкий поглощающий реагент из резервуара 930 для поглотителя в трубопровод 944 для поглотителя. Для повышения давления при нагнетании жидкого поглощающего реагента в трубопровод 922 предусмотрен насос 946.
С обращением опять к разделительному резервуару 920, разделительный резервуар 920 может включать подавитель 924 тумана. Подавитель 924 тумана помогает предотвратить улетучивание частиц жидкостей из верха разделительного резервуара 920 с газообразными компонентами. Это явление называется уносом. Подавитель 924 тумана напоминает сетку или мембрану, которая создает извилистый путь для паров, когда они перемещаются вверх в разделительном резервуаре 920. Подавители тумана известны в технологии. Одним источником подавителей тумана является фирма ЗерагаДоп РгобисК 1пс. в Элвине, Техас. Фирма ЗерагаДоп РгоДисК 1пс. производит подавители тумана под торговым наименованием ЛпДЦсо™.
Газообразные компоненты выходят из разделительного резервуара 920 через трубопровод 945 для верхнего газового погона. Газообразные компоненты главным образом представлены метаном и диоксидом углерода. Также могут присутствовать следовые количества этана, азота, гелия и ароматических соединений. Газ в трубопроводе 945 может быть назван как сернистый нефтяной газ. Сернистый нефтяной газ в газопроводе 945 направляют в резервуар 960 для обезвоживания.
Поскольку в процессе для отделения Н28 от потока 912 сырьевого газа поглощения используют материал на водной основе, перед криогенным удалением диоксида углерода требуется обезвоживание газа в трубопроводе 945. В результате пропускания сернистого нефтяного газа из газопровода 945 через резервуар 960 для обезвоживания образуется водный поток 962. Водный поток 962 может быть направлен в установку для обработки воды. В альтернативном варианте, водный поток 962 может быть повторно закачан в подповерхностный пласт, такой как подповерхностный пласт 630 из фиг. 6. Опять же альтернативно, удаленный водный поток 962 может быть обработан для соответствия экологическим стандартам и затем выпущен в местный водоем (не показан) в виде обработанной воды.
Кроме того, в результате прохождения сернистого нефтяного газа из трубопровода 945 через резервуар 960 для обезвоживания получают поток 964, по существу, обезвоженного газа. Поток 964 обезвоженного газа пропускают через охладитель 626. Охладитель 626 охлаждает поток 964 обезвоженного газа до температура от около -30 до -40°Р (от -34,4 до -40°С). Охладитель 626 может представлять собой, например, рефрижератор с этиленовым или пропановым хладагентом. Тем самым генерируют поток 678 охлажденных легких газов.
Затем поток 678 легких газов предпочтительно проходит через расширительное устройство 628. Расширительное устройство 62 8 может представлять собой, например, клапан Джоуля-Томсона (ί-Τ). Расширительное устройство 628 служит в качестве детандера для получения дополнительно охлажденного потока 678 легких газов. Расширительное устройство 628 дополнительно снижает температуру потока 678 легких газов, например, до уровня от около -70 до -80°Р (от -56,7 до -62,2°С). Предпочтительно также происходит по меньшей мере частичное сжижение потока 678 легких газов. Поток охлажденных легких газов обозначен трубопроводом 611.
Охлажденный сернистый нефтяной газ в трубопроводе 611 направляют в дистилляционную колонну. Дистилляционная колонна может быть, например, ΟΡΖ-колонной 100 из фиг. 1 и 6. Затем поток охлажденного газа обрабатывают с помощью системы удаления кислотных газов. Система удаления кислотных газов может быть, например, в соответствии с системой 650 удаления кислотных газов из фиг. 6.
Еще одним дополнительным средством, предложенным здесь для удаления сероорганических соединений, имеющих сульфгидрильную (-ЗН) группу, является подход, который известен как процесс Сгу51а8и1Г. Процесс Сгу51а8и1Г был разработан фирмой Сгу81аТесЬ, 1пс. из Остина, Техас. В процессе Сгу81аЗи1Г используют модифицированный жидкофазный реакционный процесс Клауса для удаления Н28 из потока сырьевого газа.
Процесс Клауса представляет собой процесс, который иногда применяют в промышленности по переработке природного газа и перегонке нефти для извлечения элементарной серы из газовых потоков, содержащих сероводород. Вкратце, процесс Клауса для получения элементарной серы включает две основных секции. Первая секция представляет собой термическую секцию, в которой часть Н28 сжигают до 8О2, и образовавшийся 8О2 реагирует с остальным Н28 с образованием элементарной серы при температурах приблизительно от 1800 до 2200°Р (982,2-1204,4°С). В термической секции катализатор отсутствует. Вторая секция представляет собой каталитическую секцию, в которой элементарная сера получается при температурах между 400 до 650°Р (204,4-343,3°С) над подходящим катализатором (таким как оксид алюминия). Реакция для получения элементарной серы представляет собой равновесную реакцию;
- 26 023174 поэтому в процессе Клауса есть несколько стадий, где проводят разделения в стремлении повысить общую степень конверсии Н28 до элементарной серы. Каждая стадия включает нагревание, реагирование, охлаждение и разделение.
Термин Сгу51а8и1Г имеет отношение не только к процессу, но также к растворителю, используемому в этом процессе. Сгу81а8и1Г® представляет собой неводный физический растворитель, который растворяет сероводород и диоксид серы так, что они могут реагировать непосредственно с образованием элементарной серы. Растворитель СгуйаЗи1Г® иногда называют щелоком, или вымывающим щелоком. В Сгу81аЗи1Г-процессе сероводород удаляют из газового потока с использованием неводного вымывающего щелока. Вымывающий щелок может быть органическим растворителем для элементарной серы, таким как фенилксилилэтан. В общем, неводный растворитель может быть выбран из группы, состоящей из алкилзамещенных нафталинов, диарилалканов, включающих фенилксилилэтаны, такие как фенилортоксилилэтан, фенилтолилэтаны, фенилнафтилэтаны, фениларилалканы, дибензиловый простой эфир, дифениловый простой эфир, частично гидрированные терфенилы, частично гидрированные дифенилэтаны, частично гидрированные нафталины и их смеси.
Обычно для растворителя Сгу81аЗи1Г® в качестве окислителя применяют ЗО2. Это позволяет проводить реакцию Клауса (2Н28 8О2^38+2Н2О) в фазе растворителя. Другими словами, диоксид серы добавляют к раствору в растворителе для достижения лучшего удаления Н23.
Сгу81аЗи1Г-процесс описан в патенте США № 6416729. Патент '729 озаглавлен Способ удаления сероводорода из газовых потоков, которые включают диоксид серы или к которым он добавлен. Патент '729 включен здесь ссылкой во всей своей полноте. Дополнительные варианты исполнения Сгу81аЗи1Гпроцесса описаны в патенте США № 6818194, озаглавленном Способ удаления сероводорода из газовых потоков, которые включают диоксид серы или к которым он добавлен, промыванием с использованием неводного сорбента. Патент '194 также включен здесь ссылкой.
Фиг. 10 представляет схематическую диаграмму, которая показывает газоперерабатывающую установку 1000 для удаления кислотных газов из газового потока, в еще одном варианте исполнения. В этой компоновке сероводород удаляют из потока 1012 сырьевого газа выше по потоку относительно системы 650 удаления кислотных газов с помощью Сгу81аЗи1Г-процесса. Сгу81аЗи1Г-процесс составляет часть системы 1050 удаления сернистых компонентов для удаления сероводорода.
Фиг. 10 показывает газоперерабатывающую установку 1000, принимающую поток 1012 добытого газа. Поток 1012 добытого газа происходит из работ по добыче углеводородов, которые проводятся в районе разработки месторождения, или промысле 1010. Промысел 1010 является таким же, как вышеописанные промыслы 810 и 910. Углеводороды добывают на промысле 1010. Углеводороды будут включать метан вместе с сероводородом. Углеводороды также могут включать этан, а также диоксид углерода.
В газоперерабатывающей установке 1000 поток 1012 добытого газа подают в систему 1050 удаления сернистых компонентов. В системе 1050 удаления сернистых компонентов применяют вышеописанный Сгу81аЗи1Г-процесс. Для удаления сернистых компонентов из потока 1012 сырьевого газа в соответствии с Сгу81аЗи1Г-процессом поток 1012 сырьевого газа направляют в абсорбер 1020. В то же время в абсорбер 1020 по трубопроводу 1084 вводят жидкий ЗО2. Сжиженный диоксид серы добавляют в качестве газообразного окислителя.
Жидкий 8О2 первоначально содержат в резервуаре 1080 для хранения. Трубопровод 1082 для ЗО2 при необходимости подает жидкий ЗО2 из резервуара 1080 для хранения по трубопроводу 1084. Для повышения давления, чтобы перемещать жидкий ЗО2 в абсорбер 1020, на трубопроводе 1082 предусмотрен насос 1076.
Абсорбер 1020 определяет камеру 1025. В абсорбере 1020 поток 1012 сырьевого газа контактирует с жидким растворителем, содержащим ЗО2 из трубопровода 1084. Жидкости опускаются на дно камеры 1025, тогда как газообразные компоненты выходят из верха камеры 1025. Жидкости, называемые сорбентом, выходят через жидкостный трубопровод 1022. Сорбент в основном включает раствор серы и воду, вместе со следовыми количествами метана плюс остаточными сероводородом и/или диоксидом серы.
Жидкости направляют по трубопроводу 1022 в баллон 1030. Баллон 1030 служит для мгновенного выпаривания воды и любых увлеченных газообразных углеводородов из растворителя. Серосодержащий раствор выходит из баллона в виде кубового потока 1036. В то же время газообразные углеводороды и следы водяного пара выходят по трубопроводу 1032 для верхнего погона.
Трубопровод 1032 для верхнего погона проходит через компрессор 1034. Повышение давления в трубопроводе 1032 для верхнего погона помогает отделить воду от газообразных углеводородов. Затем газообразные углеводороды направляют в разделительный резервуар 1040. Разделительный резервуар 1040 обычно представляет собой гравитационный сепаратор, хотя также может быть использован гидроциклон или сепаратор УогЙ81ер. Вода выделяется из разделительного резервуара 1040 по трубопроводу 1044. Воду в трубопроводе 1044 предпочтительно направляют в обрабатывающую установку (не показана).
Газообразные углеводороды выходят из разделительного резервуара 1040 по трубопроводу 1042. Газообразные углеводороды в трубопроводе 1042 объединяют с потоком 1012 сырьевого газа. Отсюда
- 27 023174 газообразные углеводороды повторно вводят в абсорбер 1020.
С обращением опять к баллону 1030, как отмечено, серосодержащий раствор выходит из баллона в кубовом потоке 1036. Серосодержащий раствор движется в охладительный контур 1038. Серосодержащий раствор объединяют с частью прозрачного щелока из трубопровода 1058. Прозрачный щелок может включать, например, дополнительный физический растворитель.
Давление в охладительном контуре 1038 повышают, когда серосодержащий раствор движется через центробежный насос 1052. После этого серосодержащий раствор охлаждают в тефлоновом (РТРЕ) теплообменнике 1054. Когда серосодержащий раствор проходит через теплообменник 1054, он охлаждается ниже температуры насыщения в отношении растворенной серы. Серосодержащий раствор становится перенасыщенным в отношении растворенной серы, которая тем самым начинает кристаллизоваться.
Охлажденный и кристаллизованный серосодержащий раствор поступает в кристаллизатор 1055. Более конкретно, серосодержащий раствор из трубопровода 1038 направляют в донную часть кристаллизатора 1055. Охлажденный серосодержащий раствор приходит в контакт с кристаллами серы, присутствующими в зоне 1059 осаждения внутри кристаллизатора 1055. Кристаллы действуют как зародыши для перенасыщенного серой раствора, обусловливая эффект выделения растворенной серы в осадок. Этим создают суспензию серы.
Суспензия серы выходит из кристаллизатора 1055 по трубопроводу 1056 для суспензии серы. Суспензию серы в трубопроводе 1056 подают на фильтр 1060. Фильтр 1060 разделяет суспензию серы на чистую твердую серу и прозрачный щелок. Удаление твердой серы представлено трубопроводом 1062. Прозрачный щелок выводят в виде фильтрата по трубопроводу 1064 и вовлекают в рециркуляцию обратно в кристаллизатор 1055. Для перемещения прозрачного щелока обратно в кристаллизатор 1055 предпочтительно применяют насос 1066.
Прозрачный щелок поднимается на верх кристаллизатора. Часть прозрачного щелока направляют из кристаллизатора 1055 по трубопроводу 1058. Прозрачный щелок в трубопроводе 1058 объединяют с раствором 1036 серы из баллона с образованием охладительного контура 1038, как обсуждалось выше. Отдельную часть прозрачного щелока извлекают с верха кристаллизатора 1055 по трубопроводу 1072. Извлеченный щелок в трубопроводе 1072 нагревают с помощью теплообменника 1074. Нагретый щелок объединяют с диоксидом серы из трубопровода 1082. Нагретый щелок 1074 пропускают через бустерный насос 1076 и затем перенаправляют в камеру 1025 абсорбера 1020.
Понятно, что СгуЧаЗиИ-процесс. описанный в связи с системой 1000 удаления сернистых компонентов, является только иллюстративным. Могут быть использованы другие СгуЧаЗиИ-процессы. такие как описанные во включенных патенте США № 6416729 и патенте США № 6818194. Независимо от способа, поток 1045 верхнего газового погона генерируют из абсорбера 1020.
Поток 1045 верхнего газового погона содержит главным образом метан и диоксид углерода. Также могут присутствовать следовые количества этана, азота, гелия и ароматических соединений. Сернистые компоненты были извлечены и выведены по трубопроводу 1062. Поток 1045 верхнего газового погона может быть обозначен как сернистый нефтяной газ. Сернистый нефтяной газ в газовом потоке 1045 предпочтительно направляют в резервуар 1060 для обезвоживания. Однако, поскольку СгуйаЗиЧпроцесс является неводным, обезвоживание может иметь место до поступления потока 1012 сырьевого газа в систему 1050 удаления сернистых компонентов.
Поток 1045 верхнего газового погона пропускают через охладитель 626. Охладитель 626 охлаждает поток 1045 газа до температуры от около -30 до -40°Р (от -34,4 до -40°С). Охладитель 626 может представлять собой, например, рефрижератор с этиленовым или пропановым хладагентом. Таким образом генерируют поток 678 охлажденных легких газов.
Затем поток 678 охлажденных легких газов предпочтительно проходит через расширительное устройство 628. Расширительное устройство 628 может представлять собой, например, клапан ДжоуляТомсона (Ι-Т) или другое устройство, как описано в связи с фиг. 6. Расширительное устройство 628 дополнительно снижает температуру потока 678 легких газов, например, до уровня от около -70 до -80°Р (от -56,7 до -62,2°С). При этом также предпочтительно происходит частичное сжижение потока 678 газа. Поток охлажденных легких газов обозначен трубопроводом 611.
Охлажденный сернистый нефтяной газ в трубопроводе 611 направляют в дистилляционную колонну. Дистилляционная колонна может представлять собой, например, СРУ-колонну 100 из фиг. 1 и 6. Затем охлажденный сернистый нефтяной газ в трубопроводе 611 обрабатывают с использованием системы удаления кислотных газов. Система удаления кислотных газов может быть, например, в соответствии с системой 650 удаления кислотных газов из фиг. 6, использованной для удаления диоксида углерода.
Два дополнительных способа, которые могут быть использованы для удаления сероводорода, по меньшей мере, до умеренных уровней содержания выше по потоку относительно криогенной дистилляционной колонны, включают применение адсорбентного слоя. В одном способе применяют адсорбцию с циклическим колебанием температуры, тогда как в другом используют адсорбцию с циклическим колебанием давления. Адсорбентные слои представляют собой молекулярные сита. В каждом случае молекулярные сита регенерируются.
Молекулярные сита часто используют для обезвоживания, но они также могут быть применены для
- 28 023174 удаления Н2§ и меркаптана. Зачастую эти рабочие режимы комбинируют в едином слое наполнителя, со слоем материала 4А молекулярных сит наверху для обезвоживания и слоем материала 13Х молекулярных сит в нижней части для удаления Н2§ и меркаптана. Таким образом, поток сырьевого газа подвергают не только обезвоживанию, но и обессериванию.
Фиг. 11 представляет схематическую диаграмму, которая показывает газоперерабатывающую установку 1100 для удаления кислотных газов из газового потока, в еще одном варианте исполнения. В этой компоновке сероводород удаляют из потока 624 сырьевого газа выше по потоку относительно системы 650 удаления кислотных газов с помощью адсорбционной системы 1150 с циклическим колебанием температуры.
Газоперерабатывающая установка 1100 в основном работает в соответствии с газоперерабатывающей установкой 600 из фиг. 6. В этом отношении поток 624 обезвоженного газа подают в систему удаления сернистых компонентов. После этого сернистый нефтяной газ, включающий главным образом метан и диоксид углерода, охлаждают и по трубопроводу 611 направляют в систему 650 удаления кислотных газов. Однако вместо применения сольвентной системы 605 наряду с абсорбером в качестве системы удаления сернистых компонентов используют адсорбционную систему 1150 с циклическим колебанием температуры. Адсорбционная система 1150 с циклическим колебанием температуры обеспечивает, по меньшей мере, частичное отделение сероводорода от потока 624 обезвоженного газа.
В адсорбционной системе 1150 с циклическим колебанием температуры применяют адсорбентный слой 1110 для селективного адсорбирования сероводорода и других сернистых компонентов, в то же время пропуская поток легких газов, включающий метан и диоксид углерода. Поток легких газов показан выходящим по трубопроводу 1112. Поток 1112 легких газов подают в дистилляционную колонну, такую как колонна 100 из фиг. 1, в качестве потока сернистого нефтяного газа, для отделения диоксида углерода от метана.
Предпочтительно, чтобы поток 1112 легких газов перед поступлением в криогенную дистилляционную колонну 100 был подвергнут предварительному охлаждению. В иллюстративной газоперерабатывающей установке 1100 поток 1112 легких газов пропускают через охладитель 626, и затем через расширительное устройство 628. Расширительное устройство 628 может представлять собой, например, клапан Джоуля-Томсона (1-Т). Предпочтительно наряду с охлаждением также происходит, по меньшей мере, частичное сжижение потока 1112 легких газов. Образуется поток охлажденного сернистого нефтяного газа, который направляют в систему 650 удаления кислотных газов по трубопроводу 611.
С обращением опять к адсорбционной системе 1150 с циклическим колебанием температуры адсорбентный слой 1110 в адсорбционной системе 1150 с циклическим колебанием температуры предпочтительно представляет собой молекулярные сита, приготовленные из цеолита. Однако могут быть использованы другие адсорбентные слои, такие как слой, приготовленный из силикагеля. Специалистам с обычной квалификацией в области технологии разделения газообразных углеводородов будет понятно, что выбор адсорбентного слоя типично будет зависеть от состава удаляемых загрязняющих примесей. В этом случае загрязняющей примесью главным образом является сероводород.
При работе адсорбентный слой 1110 будет находиться в камере под давлением. Адсорбентный слой 1110 принимает поток 624 обезвоженного газа и адсорбирует сероводород и другие сернистые компоненты вместе с определенным количеством диоксида углерода. Адсорбентный слой 1110 в адсорбционной системе 1150 будет заменен регенерированным слоем, как только слой в значительной мере насытится сероводородом (Н2§). Н2§ высвобождается из слоя 1110 в результате нагревания слоя с использованием сухого нагретого газа. Подходящие газы включают часть потока 112 верхнего метанового погона, нагретый азот или иным образом доступный топливный газ.
Блок 1140 изображает регенерационную камеру для адсорбентного слоя. Регенерационная камера 1140 принимает сухой нагретый газ 1132. В компоновке согласно фиг. 11 сухой газ 1132 поступает из потока 112 верхнего метанового погона. Поток 112 верхнего метанового погона включает главным образом метан, но также может включать следовые количества азота и гелия. Поток 112 верхнего метанового погона может быть подвергнут сжатию для повышения давления газа в регенерационной камере. Напорный усилитель показан кодовым номером 1130 позиции. Однако регенерация главным образом имеет место благодаря повышенной температуре, хотя она по большей части стимулируется при более низких давлениях.
Для надлежащей регенерации могут понадобиться от 10 до 15% потока 112 верхнего метанового погона. Из регенерационной камеры 1140 выходит поток 1142 нагретой, сухой текучей среды. Поток 1142 сухой текучей среды направляется в слой 1110 твердого сорбента и действует как регенерирующий поток. Поток 1142 сухой текучей среды включает главным образом метан, но также содержит некоторое количество СО2.
Для регенерации с циклическим колебанием температуры предпочтительно применяют по меньшей мере три адсорбентных слоя: первый слой используют для адсорбции, как показано кодовым номером 1110 позиции; второй слой подвергают регенерации в регенерационной камере 1140; и третий слой уже был регенерирован и находится в резерве для применения в адсорбционной системе 1150, когда первый слой 1110 становится в значительной мере насыщенным. Таким образом, как минимум три слоя используют парал- 29 023174 лельно для более эффективной эксплуатации. Эти слои могут быть составлены, например, силикагелем.
Как видно на фиг. 11, концентрированный газовый поток Н2§ выходит из адсорбционной системы 1110 по трубопроводу 1114. Концентрированный поток 1114 сероводорода также действует как регенерирующий поток. Регенерирующий поток 1114 включает главным образом СН4 и Н2§, но наиболее вероятно будет также содержать следовые количества диоксида углерода и, возможно, некоторых тяжелых углеводородов. В одном аспекте регенерирующий поток 1114 охлаждают с использованием холодильной установки 1116. Этим обусловливают, по меньшей мере, частичное сжижение регенерирующего потока 1114. Затем регенерирующий поток 1114 вводят в сепаратор 1120. Сепаратор 1120 предпочтительно представляет собой гравитационный сепаратор, который отделяет воду в регенерирующем потоке 1114 от легких газов. Легкие газы главным образом включают метан, сероводород и диоксид углерода.
Легкие газы выводят из верха сепаратора 1120 (как схематически показано, по трубопроводу 1122). Легкие газы, выведенные из сепаратора 1120 по трубопроводу 1122, возвращают в поток 624 обезвоженного газа. В то же время тяжелые углеводороды (главным образом этан) и растворенный сероводород выводят из донной части сепаратора 1120 (как схематически показано, по трубопроводу 1124). В некоторых вариантах исполнения возвращаемый газ в трубопроводе 1122 может потребовать обработки для Н2§, чтобы гарантировать, что он не возвратится опять в систему.
Следует отметить, что газоперерабатывающая установка 1100 необязательно может не включать установку 620 для обезвоживания. Вода будет вымываться из слоя 1110 твердого сорбента регенерирующим потоком 1114 и не будет попадать в поток сернистого нефтяного газа в трубопроводе 611. Вода дополнительно будет отделяться сепаратором 1120 с сероводородом в трубопроводе 1124. Отделение воды от сернистых соединений затем может быть проведено с использованием, например, отпарной секции для закисленной воды или другого сепаратора (не показан).
В одном варианте применения израсходованный газ из нагревателя 1140 регенерирующего газа может быть сожжен для привода турбины (не показана). Турбина, в свою очередь, может приводить в движение компрессор открытого цикла (такой как компрессор 176 на фиг. 1). Нагреватель 1140 регенерирующего газа может быть дополнительно встроен в процесс удаления кислотных газов с утилизацией отбросного тепла от такой турбины и с использованием его для предварительного нагревания регенерирующего газа (такого как в трубопроводе 1132) для процесса утилизации сероводорода. Подобным образом, тепло от компрессора 114 верхнего погона может быть использовано для предварительного нагревания регенерирующего газа, применяемого для процесса утилизации сероводорода.
Здесь было обнаружено, что регенерирующий газ содержит Н2§, который был десорбирован из твердого слоя 1110. Этот газ может быть приведен в контакт с растворителем для удаления Н2§ и извлечения метана и любых других углеводородов. Этим путем может быть восстановлено значение теплоты сгорания газа в единицах БТЕ (ВТИ).
Как отмечено, для удаления сероводорода и других сернистых компонентов выше по потоку относительно установки для удаления кислотных газов может быть также применена адсорбция с циклическим колебанием давления. Адсорбция с циклическим колебанием давления, или Р8А, в основном имеет отношение к процессу, в котором загрязняющая примесь адсорбируется на слое твердого сорбента. После насыщения твердый сорбент регенерируют снижением его давления. Снижение давления вызывает высвобождение загрязняющей примеси в виде потока с низким давлением.
Фиг. 12 представляет схематическую диаграмму газоперерабатывающей установки 1200, в которой используют адсорбцию с циклическим колебанием давления для удаления сероводорода. Газоперерабатывающая установка 1200 в основном работает в соответствии с газоперерабатывающей установкой 600 из фиг. 6. В этом отношении поток 624 обезвоженного газа охлаждают и затем подают в систему 650 удаления кислотных газов по трубопроводу 611 для сернистого нефтяного газа. Однако вместо применения системы 605 для контактирования с физическим растворителем вместе с колонной 670 для контактирования для удаления сероводорода используют адсорбционную систему 1250 с циклическим колебанием давления. Адсорбционная система 1250 с циклическим колебанием давления обеспечивает, по меньшей мере, частичное отделение сероводорода от потока 624 сырьевого газа.
Как и для адсорбционной системы 1150 с циклическим колебанием температуры, в адсорбционной системе 1250 с циклическим колебанием давления используют адсорбентный слой 1210 для селективной адсорбции Н2§, в то же время с высвобождением газообразного метана. Адсорбентный слой 1210 предпочтительно представляет собой молекулярные сита, приготовленные из цеолита. Однако могут быть использованы другие адсорбентные слои, такие как слой, приготовленный из силикагеля. Специалистам с обычной квалификацией в области технологии разделения газообразных углеводородов опять же будет понятно, что выбор адсорбентного слоя типично будет зависеть от состава потока 624 сырьевого газа.
Как видно на фиг. 12, адсорбционная система 1250 выводит газообразный метан в потоке 1212 легких газов. Поток 1212 легких газов пропускают через охладитель 626 и затем, предпочтительно, через клапан 628 Джоуля-Томсона перед его поступлением в криогенную дистилляционную колонну 100. В то же время поток концентрированного сероводорода выводят из адсорбентного слоя 1210 по трубопроводу 1214.
При работе адсорбентный слой 1210 в адсорбционной системе 1250 с циклическим колебанием
- 30 023174 давления находится в камере под давлением. Адсорбентный слой 1210 принимает поток 624 обезвоженного газа и адсорбирует Н2§ вместе с любой остаточной водой и любыми тяжелыми углеводородами. Также могут поглощаться следовые количества диоксида углерода. Адсорбентный слой 1210 будет заменен, как только слой 1210 становится насыщенным сероводородом и другими сернистыми компонентами. Н2§ (и тяжелые углеводороды, если присутствуют) будут высвобождаться из слоя в результате снижения давления в камере, находящейся под давлением. Затем выделяется поток 1214 концентрированного сероводорода.
Во многих случаях снижение давления в камере под давлением до уровня давления окружающей среды будет вызывать высвобождение большей части сероводорода и других загрязняющих примесей в потоке 1214 концентрированного сероводорода из адсорбентного слоя 1210. Однако в некоторых экстремальных ситуациях действие адсорбционной системы 1250 с циклическим колебанием давления может быть стимулировано применением вакуумной камеры для создания в потоке 1214 концентрированного сероводорода давления ниже уровня давления окружающей среды. Это обозначено блоком 1220. При создании более низкого давления сернистые компоненты и тяжелые углеводороды будут десорбироваться из твердой матрицы, составляющей адсорбентный слой 1210.
Из вакуумной камеры 1220 по трубопроводу 1222 будет выходить смесь воды, тяжелых углеводородов и сероводорода. Смесь будет поступать в сепаратор 1230. Сепаратор 1230 предпочтительно представляет собой гравитационный сепаратор, который отделяет тяжелые углеводороды и воду от сероводорода. Жидкие компоненты выходят из донной части (что схематически показано трубопроводом 1234). Любые тяжелые углеводороды в трубопроводе 1234 могут быть направлены для продажи на рынке после обработки для удаления растворенного Н2§. Сероводород в газообразной форме выходит из верха сепаратора 1230 (что схематически показано трубопроводом 1232). Н2§ в трубопроводе 1232 направляют в установку для регенерации серы (не показана) или нагнетают в подповерхностный пласт как часть нагнетания кислотных газов.
Адсорбционная система 1250 с циклическим колебанием давления может основываться на многочисленных слоях в параллельном подключении. Первый слой 1210 используют для адсорбции. Он известен как эксплуатационный слой. Второй слой (не показан) подвергают регенерации путем снижения давления. Третий слой уже был регенерирован и находится в резерве для применения в адсорбционной системе 1250, когда первый слой 1210 становится в основном насыщенным. Таким образом, как минимум три слоя могут быть использованы параллельно для более эффективной эксплуатации. Эти слои могут быть составлены, например, активированным углем или молекулярными ситами.
Адсорбционная система 1250 с циклическим колебанием давления может представлять собой адсорбционную систему с короткоцикловыми колебаниями давления. В так называемых короткоцикловых процессах продолжительности циклов могут быть такими коротким, как несколько секунд. Установка короткоцикловой ΡδΑ (КСР8А) была бы в особенности предпочтительной, так как она является довольно компактной по сравнению с нормальным ΡδΑ-устройством. Следует отметить, что для поступающего газа может понадобиться предварительная обработка. В альтернативном варианте, для защиты активного материала поверх слоя наполнителя может быть использован жертвенный слой.
В одном аспекте может быть применена комбинация регенерации с циклическим колебанием температуры и регенерации с циклическим колебанием давления.
Еще один предложенный здесь способ удаления сероводорода выше по потоку относительно системы удаления кислотных газов представляет собой процесс, называемый кинетическим адсорбционным разделением, или АК§. В процессе АК§ применяют относительно новый класс твердых адсорбентов, действие которых основано на скорости, с которой определенные частицы адсорбируются на структурированных адсорбентах относительно других частиц. Это отличается от традиционных колебательных процессов адсорбции, которые контролируются равновесием, в которых селективность главным образом обеспечивается характеристиками равновесной адсорбции твердого адсорбента. В последнем случае изотермы конкурирующей адсорбции легкого продукта в микропорах или свободном объеме адсорбента не являются преимущественными.
В кинетически контролируемом колебательном адсорбционном процессе селективность обеспечивается главным образом диффузионными характеристиками адсорбента и коэффициентом диффузионного переноса в микропорах. Адсорбент имеет кинетическую селективность для одного или более газообразных компонентов. Как используемый здесь, термин кинетическая селективность определяется как отношение коэффициентов однокомпонентной диффузии, Ό (м2/с), для двух различных частиц. Эти коэффициенты однокомпонентной диффузии также известны как коэффициенты диффузионного переноса Стефана-Максвелла, которые измеряются для данного адсорбента для данного чистого газового компонента. Поэтому, например, кинетическая селективность для конкретного адсорбента для компонента А относительно компонента В была бы равной ΌΑ/ΌΒ. Коэффициенты однокомпонентной диффузии для материала могут быть определены испытаниями, хорошо известными в технологии адсорбционных материалов.
Предпочтительным путем измерения коэффициента кинетической диффузии является метод с анализом частотных характеристик, описанный авторами Реуех и др. в статье Ртедиепсу Моби1айоп МеГОобк
- 31 023174
Гог БГГикюп апй Айкогрйоп МеакигетеШз ίη Рогоик 8оЬЙ8 (Методы частотной модуляции для измерений диффузии и адсорбции в пористых твердых телах), I. РЬук. СЬет. В., том 101, стр. 614-622 (1997). При кинетически контролируемом разделении предпочтительно, чтобы кинетическая селективность (т.е. ΌΑ/ΌΒ) выбранного адсорбента для первого компонента (например, компонента А) относительно второго компонента (например, компонента В) была больше 5, более предпочтительно более 20, даже более предпочтительно больше, чем 50.
Предпочтительно, чтобы адсорбент представлял собой цеолитный материал. Неограничивающие примеры цеолитов, имеющих надлежащие размеры пор для удаления тяжелых углеводородов, включают МИ, фауязит, МСМ-41 и Бета. Предпочтительно, чтобы соотношение 8ί/Α1 в цеолитах, используемых в варианте исполнения способа согласно настоящему изобретению для удаления тяжелых углеводородов, составляло от около 20 до около 1000, предпочтительно от около 200 до около 1000, чтобы предотвратить чрезмерное загрязнение адсорбента. Дополнительную техническую информацию о применении кинетического адсорбционного разделения для отделения газообразных углеводородных компонентов дает патентная публикация США № 2008/0282884, полное содержание которой включено здесь ссылкой.
Фиг. 13 представляет схематическую диаграмму, которая показывает газоперерабатывающую установку 1300 согласно настоящему изобретению, в еще одном варианте исполнения. В этой компоновке сероводород удаляют из газового потока выше по потоку относительно системы 650 удаления кислотных газов с помощью адсорбционного слоя 1310, в котором используют кинетическое адсорбционное разделение.
Газоперерабатывающая установка 1300 в основном действует в соответствии с газоперерабатывающей установкой 600 из фиг. 6А. В этом отношении поток 624 обезвоженного газа охлаждают в предварительном охладителе 625 и затем подают в систему 650 удаления кислотных газов по трубопроводу 611 для сернистого нефтяного газа. Однако вместо применения системы 605 для контактирования с физическим растворителем вместе с колонной 670 для контактирования выше по потоку относительно системы 650 удаления кислотных газов для удаления сероводорода используют слой 1310 твердого адсорбента АК8. Адсорбентный слой 1310 преимущественно поглощает сероводород.
В данном варианте применения кинетического адсорбционного разделения сероводородные компоненты будут задерживаться адсорбентным слоем 1310. Это значит, что Н28 будет извлекаться при более низком давлении. Адсорбентный слой 1310 может быть использован в сочетании с адсорбцией с циклическим колебанием давления или адсорбцией с короткоцикловыми колебаниями давления. При снижении давления поток 1314 жидкостей природного газа выходит из слоя твердого адсорбента при низком давлении. Поток 1314 жидкостей природного газа содержит большую часть сернистых компонентов из потока 624 обезвоженного газа, и может также содержать тяжелые углеводороды и следовые количества диоксида углерода.
Для отделения сероводорода и диоксида углерода от тяжелых углеводородов требуется дополнительная дистилляционная колонна. Дистилляционный резервуар показан кодовым номером 1320 позиции. Дистилляционный резервуар 1320 может представлять собой, например, тарельчатую или насадочную колонну, используемую как систему для очистки от загрязнений. Сероводород и диоксид углерода выходят через трубопровод 1324 для верхнего погона. Трубопровод 1324 предпочтительно соединяют с трубопроводом 646 для кислотных газов для нагнетания кислотных газов в пласт 1349. Содержащие серу тяжелые углеводороды и большинство молекул воды выходят из дистилляционного резервуара 1320 через трубопровод 1322 для кубового потока. Тяжелые углеводороды могут быть в форме жидкостей природного газа, т.е. этана и, возможно, пропана. Жидкости природного газа обрабатывают для удаления Н28 и собирают для продажи.
Следует отметить, что процесс кинетического адсорбционного разделения системы 1300 может быть более выгодным для извлечения сероводорода и тяжелых углеводородов из потоков природного газа, полученных при высоком избыточном давлении. В этой ситуации сернистый нефтяной газ в трубопроводе 611 имеет надлежащее давление для обработки в криогенной дистилляционной колонне 100. Примером избыточного давления было бы давление выше 400 ρδί§ (2,76 МПа, манометрических).
Адсорбентный слой 1310 выпускает поток 1312 легких газов. Газы в потоке 1312 главным образом состоят из метана и диоксида углерода. Предпочтительно, чтобы легкие газы в потоке 1312 были подвергнуты охлаждению перед поступлением в криогенную дистилляционную колонну 100. В иллюстративной газоперерабатывающей установке 1300 легкие газы в потоке 1312 пропускают через охладитель 626 и затем через расширительное устройство 628. Поток охлажденного сернистого нефтяного газа образуется в трубопроводе 611, который направляет их в систему 650 удаления кислотных газов.
В еще одном общем подходе к удалению тяжелых углеводородов тяжелые углеводороды извлекают из кубового потока 646 ниже по потоку от дистилляционной колонны 100. В одном примере процесс кинетического адсорбционного разделения используют ниже по потоку относительно криогенной дистилляционной колонны.
Фиг. 14 представляет схематическую диаграмму газоперерабатывающей установки 1400, в которой применяют процесс кинетического адсорбционного разделения. Эта газоперерабатывающая установка 1400 в основном соответствует газоперерабатывающей установке 1300 из фиг. 13. Однако в этом приме- 32 023174 ре, вместо применения слоя 1310 твердого адсорбента АК8 выше по потоку относительно системы 650 удаления кислотных газов, слой 1410 твердого адсорбента АК8 используют ниже по потоку относительно системы 100 удаления кислотных газов.
На фиг. 14 можно видеть, что кислотные газы, т.е. сероводород и диоксид углерода, удаляют из дистилляционной колонны 100 в виде кубового потока 642 сжиженных кислотных газов. Этот жидкостный поток 642 необязательно может быть направлен через кипятильник 643, где газ, содержащий следовые количества метана, перенаправляют обратно в колонну 100 в виде газового потока 644. Остальную жидкость, состоящую главным образом из кислотных газов, выводят через трубопровод 646 для кислотных газов.
Кислотные газы из трубопровода 646 подают в слой 1410 твердого адсорбента АК8. Кислотные газы остаются холодными и находятся в жидкостной фазе, когда они проходят через слой 1410. Сероводород и любые тяжелые углеводороды удаляются из кислотных газов и выходят по трубопроводу 1412 в виде потока 1412 жидкостей природного газа. В то же время кислотные газы проходят через слой 1410 твердого адсорбента АК8 и выходят в виде кубового потока 1414 кислотных газов.
Кислотные газы в потоке 1414 кислотных газов остаются главным образом в жидкостной фазе. Сжиженные кислотные газы в трубопроводе 1414 представляют собой главным образом СО2 и могут быть испарены. Альтернативно, сжиженные кислотные газы в трубопроводе 1414 могут быть закачаны в подповерхностный пласт через одну или более скважин для нагнетания кислотных газов (АСГ), как показано блоком 649. В этом примере кислотный газ в трубопроводе 646 предпочтительно проходит через напорный усилитель 648.
Следует отметить, что поток 1412 жидкостей природного газа содержит тяжелые углеводороды, а также сероводород, и следовые количества диоксида углерода. Тем самым для отделения Н28 и СО2 от потока 1412 жидкостей природного газа предпринимают дистилляционный процесс. Дистилляционный резервуар показан кодовым номером 1420 позиции. Газообразные Н28 и следы СО2 выходят из дистилляционного резервуара 1420 через трубопровод 1424 для верхнего погона. Трубопровод 1424 предпочтительно соединяют с кубовым потоком 1414 кислотных газов для нагнетания кислотных газов в пласт 649. Тяжелые углеводороды выводят из резервуара 1420 через трубопровод 1422 для кубового потока и собирают для продажи.
Фиг. 15А представляет схематическую диаграмму газоперерабатывающей установки 1500 согласно настоящему изобретению в еще одном варианте осуществления. В этой компоновке сероводород удаляют из потока газа ниже по потоку относительно системы 650 удаления кислотных газов с помощью процесса экстракционной дистилляции. Процесс экстракционной дистилляции представлен блоком 1550.
Эта иллюстративная газоперерабатывающая установка 1500 в основном соответствует газоперерабатывающей установке 600 из фиг. 6. В этом отношении поток 624 обезвоженного газа охлаждают и затем подают в систему 650 удаления кислотных газов по трубопроводу 611 для сернистого нефтяного газа. Однако, вместо применения системы 650 для контактирования с растворителем вместе с колоннами для контактирования выше по потоку относительно системы 650 удаления кислотных газов используют процесс экстракционной дистилляции ниже по потоку относительно системы 650 удаления кислотных газов.
На фиг. 15А можно видеть, что охлажденный сернистый нефтяной газ проходит по трубопроводу 611 и поступает в систему 650 удаления кислотных газов. Охлажденный сернистый нефтяной газ в трубопроводе 611 имеет такой же состав, как поток 624 обезвоженного сырьевого газа. Сернистый нефтяной газ в трубопроводе 611 включает метан наряду с сероводородом и диоксидом углерода. Также могут присутствовать этан, а также следовые количества азота, гелия и ароматических соединений.
Сернистый нефтяной газ в трубопроводе 611 сначала поступает в колонну 100. Она может быть такой же, как СΡΖ-колонна 100 из фиг. 1 и 6. Как обсуждалось выше, СΡΖ-колонна 100 разделяет сернистый нефтяной газ на поток 112 верхнего метанового погона и кубовый поток 642 кислотных газов. В этом случае кубовый поток 642 кислотных газов включает как диоксид углерода, так и сероводород.
Кубовый поток 642 необязательно может быть направлен через кипятильник 643. Из него текучую среду, содержащую метан, перенаправляют обратно в колонну 100 в виде потока 644 газообразного углеводорода. Остальная текучая среда, состоящая главным образом из сероводорода и диоксида углерода, выходит по трубопроводу 646 для кислотных газов. Материал в трубопроводе 64 для кислотных газов находится в жидкой форме и поступает в систему 1550 экстракционной дистилляции.
Фиг. 15В представляет детализированную схематическую диаграмму газоперерабатывающей установки 1550 для процесса экстракционной дистилляции. Как можно видеть, трубопровод 646 проводит кислотные газы в установку 1550 для экстракционной дистилляции. В иллюстративной компоновке фиг. 15В показаны три экстракционных дистилляционных колонны 1510, 1520 и 1530. Однако понятно, что могут быть использованы более чем три колонны.
Экстракционная дистилляционная колонна 1510 представляет собой колонну для регенерации пропана. В колонне 1510 для регенерации пропана смешивают углеводородный растворитель с потоком 646 кислотных газов в резервуаре. Температура в первой колонне 1510 в основном составляет от -100 до 50°Р (от -73 до 10°С). В колонне 1510 для регенерации пропана растворитель поглощает сероводород, обусловливая выведение растворителя из колонны 1510 как кубового потока 1514 растворителя. Он также
- 33 023174 будет содержать некоторое количество диоксида углерода, а также тяжелые углеводороды. В то же время диоксид углерода и следовые количества легких углеводородов выходят из колонны 1510 в виде потока 1554 верхнего погона. Диоксид углерода в потоке 1554 может быть объединен с трубопроводом 1552 для нагнетания кислотных газов для закачивания в подповерхностный пласт (649 на фиг. 15А).
Кубовый поток 1514 растворителя поступает во вторую экстракционную дистилляционную колонну 1520. Вторая экстракционная дистилляционная колонна 1520 представляет собой колонну для удаления СО2. Температура в колонне 1520 для удаления СО2 в основном составляет от 0 до 250°Р (от -17,8 до 121,1°С), которая является более высокой, чем температура в колонне 1510 для регенерации пропана. В колонне 1520 для удаления СО2 растворители и тяжелые углеводороды выходят из колонны 1520 как второй кубовый поток 1524 растворителя. В то же время диоксид углерода выходит из второй колонны 1520 как поток 1552 верхнего погона СО2. Поток 1552 верхнего погона СО2 предпочтительно используют для интенсификации добычи нефти.
Конечная колонна 1530 показана на фиг. 15В. Конечная колонна 1530 представляет собой колонну для регенерации добавок. В колонне 1530 для регенерации добавок используют принципы дистилляции для отделения тяжелых углеводородных компонентов, известных как жидкости природного газа, от растворителя. Температура в третьей колонне 1530 в основном составляет от 80 до 350°Р (от 26,7 до 176,7°С), которая является более высокой, чем температура во второй колонне 1530. Жидкости природного газа выходят из колонны 1530 по трубопроводу 1532 и отправляются в обрабатывающую установку для удаления любых остаточных Н2§ и СО2. Эта обрабатывающая установка может представлять собой жидкостно-жидкостный экстрактор, в котором для удаления Н2§/СО2, используют, например, амин.
Растворитель выходит из колонны 1530 для регенерации добавок как кубовый поток 1534 растворителя. Кубовый поток 1534 растворителя представляет регенерированную добавку. Большую часть кубового потока 1534 растворителя повторно вводят в первую колонну 1510 для экстракционного дистилляционного процесса. Избыточный растворитель из потока 1534 необязательно может быть объединен с потоком 1532 жидкостей природного газа для обработки по трубопроводу 1536.
С обращением опять к фиг. 15А, диоксид углерода в трубопроводе 1554 предпочтительно объединяют с СО2 в трубопроводе 1552 и пропускают через напорный усилитель 648, и затем нагнетают в подповерхностный пласт через одну или более скважин для нагнетания кислотных газов (АСТ), как обозначено блоком 649.
Как можно видеть, для удаления сернистых компонентов в связи со способом удаления кислотных газов может быть использован ряд методов. В общем, выбранный способ зависит от состояния сырьевого природного газа или обрабатываемого газа. Например, если концентрация Н2§ составляет менее чем около 0,1%, лучшим может быть комбинированный подход с молекулярными ситами, поскольку в любом случае требуется обезвоживание. Молекулярные сита обеспечивают дополнительное преимущество в удалении некоторого количества СО2, что может облегчить грязный пуск.
Для случаев, когда концентрация Н2§ в поступающем газе составляет от около 0,1 до 10%, лучшим вариантом может быть физический растворитель типа 8е1ех01™. Было бы идеальным применение безводного растворителя, так как его можно было бы использовать для высушивания поступающего газа до некоторой степени. Для СР2-обработки газ может потребовать дополнительного обезвоживания с помощью (меньшей) установки с молекулярными ситами. Поток концентрированного Н2§ из установки с растворителем 8е1ех01™ может быть обработан в установке для регенерации серы (8КИ), или может быть подвергнут сжатию и объединен с кубовым потоком ί',ΈΖ для захоронения в забое скважины.
Понятно, что вышеописанные способы удаления сероводорода могут быть использованы в сочетании с любым способом удаления кислотных газов, не только со способом, в котором применяют колонну с зоной регулируемого замораживания. Могут быть применены другие криогенные дистилляционные колонны. Кроме того, могут быть использованы другие процессы криогенной дистилляции, такие как объемное фракционирование. Колонна для объемного фракционирования подобна СΡΖ-колонне 100 из фиг. 1, но не имеет промежуточной зоны замораживания. Колонна для объемного фракционирования обычно работает при более высоком давлении, чем СΡΖ-колонна 100, таком как выше 700 ρδί§ (4,83 МПа, манометрических), тем самым избегая образования твердого СО2. Однако поток 112 верхнего метанового погона может содержать значительные количества СО2. В любом случае использование отдельного процесса для удаления сероводорода является желательным, когда поток 624 обезвоженного газа включает более, чем около 3% С2-или более тяжелых углеводородов.
В то время как будет очевидно, что описанные здесь изобретения хорошо рассчитаны на достижение вышеизложенных выгод и преимуществ, будет понятно, что изобретения восприимчивы к модификации, вариации и изменению без выхода за пределы их смысла. Представлены усовершенствования для функционирования процесса удаления кислотных газов с использованием зоны регулируемого замораживания.
Усовершенствования представляют конструкцию для удаления Н2§ до очень низких уровней содержания в продуктовом газе.

Claims (15)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Система удаления кислотных газов из потока сернистого нефтяного газа, включающая криогенную дистилляционную колонну для замораживания диоксида углерода из потока сернистого нефтяного газа, включающего менее чем около 10% сернистых компонентов, и разделения на поток верхнего газового погона, включающий главным образом метан, и кубовый поток жидких кислотных газов, включающий главным образом диоксид углерода и сернистые компоненты; и устройство удаления сернистых компонентов ниже по потоку относительно криогенной дистилляционной колонны, причем устройство удаления сернистых компонентов установлено с возможностью принятия и разделения кубового потока кислотных газов на поток текучей среды диоксида углерода и поток сероводорода, и причем устройство удаления сернистых компонентов включает по меньшей мере один слой твердого адсорбента для адсорбирования сернистых компонентов из кубового потока кислотных газов и выведения сернистых компонентов как потока сероводорода при регенерации по меньшей мере одного слоя твердого адсорбента, и указанный по меньшей мере один слой твердого адсорбента предназначен для пропускания кислотных газов, включающих диоксид углерода, в виде потока текучей среды диоксида углерода; или установку экстракционной дистилляции, имеющую первую экстракционную дистилляционную колонну, которая служит в качестве колонны для регенерации пропана, причем колонна для регенерации пропана установлена с возможностью смешивания растворителя с потоком кислотных газов для абсорбции кислотных газов, обусловливая выход растворителя из колонны в виде кубового потока растворителя, в то же время с отдельным выведением потока диоксида углерода;
    вторую экстракционную дистилляционную колонну, которая служит в качестве колонны для удаления СО2, причем колонна для удаления СО2 предназначена для выведения растворителя и тяжелых углеводородов из колонны для удаления кислотных газов в виде второго кубового потока растворителя и отдельного выведения СО2; и третью экстракционную дистилляционную колонну, которая служит в качестве колонны для регенерации добавок, колонна для регенерации добавок установлена с возможностью применения принципов дистилляции для отделения тяжелых углеводородных компонентов от растворителя так, что кубовый поток растворителя выводится как регенерированная добавка, тогда как тяжелые углеводородные компоненты отдельно выходят как верхний погон колонны.
  2. 2. Система по п.1, в которой система удаления кислотных газов дополнительно включает теплообменник для охлаждения потока сернистого нефтяного газа перед его поступлением в криогенную дистилляционную колонну.
  3. 3. Система по п.2, в которой криогенная дистилляционная колонна включает нижнюю дистилляционную зону и промежуточную зону регулируемого замораживания, которая установлена с возможностью принятия распыляемой холодной жидкости, включающей главным образом метан в качестве жидкой флегмы для разделения потока сернистого нефтяного газа на поток верхнего метанового погона и кубовый поток сжиженных кислотных газов; и холодильное оборудование ниже по потоку относительно криогенной дистилляционной колонны для охлаждения потока верхнего метанового погона и возвращения части потока верхнего метанового погона в криогенную дистилляционную колонну в качестве жидкой флегмы.
  4. 4. Система удаления кислотных газов из потока сернистого нефтяного газа, включающая криогенную дистилляционную колонну для замораживания диоксида углерода из потока сернистого нефтяного газа, включающего менее чем около 10% сернистых компонентов, и разделения на поток верхнего газового погона, включающий главным образом метан, и кубовый поток жидких кислотных газов, включающий главным образом диоксид углерода и сернистые компоненты; и устройство удаления сернистых компонентов ниже по потоку относительно криогенной дистилляционной колонны, причем устройство удаления сернистых компонентов установлено с возможностью принятия и разделения кубового потока кислотных газов на поток текучей среды диоксида углерода и поток сероводорода, и причем устройство удаления сернистых компонентов включает систему экстракционной дистилляции, имеющую первую экстракционную дистилляционную колонну, которая служит в качестве колонны для регенерации диоксида углерода, причем колонна для регенерации диоксида углерода установлена с возможностью смешения растворителя с потоком кислотных газов для преимущественной абсорбции сероводорода, обусловливая выход растворителя из колонны в виде кубового потока растворителя, в то же время с отдельным выведением потока диоксида углерода;
    вторую экстракционную дистилляционную колонну, которая служит в качестве колонны для удаления сероводорода, причем колонна для удаления сероводорода предназначена для выведения растворителя и тяжелых углеводородов из колонны для удаления кислотных газов в виде второго кубового потока растворителя, и отдельного выведения сероводорода; и
    - 35 023174 третью экстракционную дистилляционную колонну, которая служит в качестве колонны для регенерации добавок, причем колонна для регенерации добавок установлена с возможностью применения принципов дистилляции для отделения тяжелых углеводородных компонентов, известных как жидкости природного газа, от растворителя так, что кубовый поток растворителя выводится как регенерированная добавка, тогда как жидкости природного газа отдельно выходят как верхний погон колонны.
  5. 5. Система по п.1, в которой поток сернистого нефтяного газа включает менее чем около 1% сернистых компонентов.
  6. 6. Система по п.1, в которой поток сернистого нефтяного газа включает между около 4 и 100 млн-1 сернистых компонентов.
  7. 7. Система по п.1, в которой система удаления кислотных газов представляет собой систему объемного фракционирования.
  8. 8. Система по п.1, в которой слой твердого адсорбента (ί) приготовлен из цеолитного материала или (ίί) включает по меньшей мере один сорт молекулярных сит.
  9. 9. Система по п.1, в которой устройство адсорбции с циклическим колебанием давления предназначено для регенерации твердого адсорбента.
  10. 10. Система по п.9, в которой по меньшей мере один слой твердого адсорбента включает по меньшей мере три адсорбентных слоя, причем первый по меньшей мере из трех адсорбентных слоев находится в эксплуатационном режиме для поглощения сернистых компонентов;
    второй по меньшей мере из трех адсорбентных слоев подвергают регенерации и третий по меньшей мере из трех адсорбентных слоев содержат в резерве для замены первого по меньшей мере из трех адсорбентных слоев.
  11. 11. Система по п.10, в которой система удаления сернистых компонентов дополнительно включает вакуумную камеру для приложения отрицательного относительного давления к первому по меньшей мере из трех адсорбентных слоев для стимулирования десорбции сероводорода из первого по меньшей мере из трех адсорбентных слоев перед поступлением потока сероводорода в сепаратор.
  12. 12. Система по п.1, в которой устройство адсорбции с циклическим колебанием температуры предназначено для регенерации твердого адсорбента.
  13. 13. Система по п.12, в которой по меньшей мере один слой твердого адсорбента включает по меньшей мере три адсорбентных слоя, причем первый по меньшей мере из трех адсорбентных слоев находится в эксплуатационном режиме для поглощения сернистых компонентов;
    второй по меньшей мере из трех адсорбентных слоев подвергают регенерации и третий по меньшей мере из трех адсорбентных слоев содержат в резерве для замены первого по меньшей мере из трех адсорбентных слоев.
  14. 14. Система по п.13, в которой устройство удаления сернистых компонентов дополнительно включает нагреватель регенерирующего газа для (ί) принятия регенерирующего газа, (ίί) нагревания регенерирующего газа и (ίίί) десорбирования сернистых компонентов из второго адсорбентного слоя подведением тепла от нагретого регенерирующего газа ко второму адсорбентному слою;
    нагреватель регенерирующего газа установлен с возможностью вывода потока газа к первому слою твердого адсорбента для разделения газового потока на поток сероводорода и поток сернистого нефтяного газа; и устройство удаления сернистых компонентов дополнительно включает сепаратор для отделения любого диоксида углерода от потока сероводорода.
  15. 15. Система по п.13, в которой устройство удаления сернистых компонентов включает по меньшей мере один слой твердого адсорбента главным образом для адсорбирования сероводорода, причем сероводород выделяется в виде потока сероводорода, при регенерации по меньшей мере одного слоя твердого адсорбента; и по меньшей мере один слой твердого адсорбента главным образом обеспечивает пропускание диоксида углерода как потока чистого диоксида углерода.
EA201290277A 2009-11-02 2010-08-02 Криогенная система для удаления кислотных газов из потока газообразных углеводородов с удалением сероводорода EA023174B1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US25727709P 2009-11-02 2009-11-02
PCT/US2010/044137 WO2011053400A1 (en) 2009-11-02 2010-08-02 Cryogenic system for removing acid gases from a hydrocarbon gas stream, with removal of hydrogen sulfide

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA201290277A1 EA201290277A1 (ru) 2012-10-30
EA023174B1 true EA023174B1 (ru) 2016-04-29

Family

ID=43922440

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA201290277A EA023174B1 (ru) 2009-11-02 2010-08-02 Криогенная система для удаления кислотных газов из потока газообразных углеводородов с удалением сероводорода

Country Status (13)

Country Link
US (1) US20120204599A1 (ru)
EP (1) EP2496901A4 (ru)
JP (1) JP2013509300A (ru)
CN (1) CN102597671B (ru)
AR (1) AR078438A1 (ru)
AU (1) AU2010313733B2 (ru)
BR (1) BR112012009867A2 (ru)
CA (1) CA2777760C (ru)
EA (1) EA023174B1 (ru)
MX (1) MX337923B (ru)
MY (1) MY159666A (ru)
SG (1) SG10201407019PA (ru)
WO (1) WO2011053400A1 (ru)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2761705C1 (ru) * 2021-04-13 2021-12-13 федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Нижегородский государственный технический университет им. Р.Е. Алексеева" (НГТУ) Способ удаления диоксида углерода из природного газа

Families Citing this family (76)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN102405275B (zh) 2009-04-20 2015-01-14 埃克森美孚上游研究公司 从烃气流中去除酸性气体的低温系统和去除酸性气体的方法
EP2536481A4 (en) 2010-02-17 2014-02-19 Fluor Tech Corp CONFIGURATIONS AND METHODS FOR REMOVAL OF HIGH PRESSURE ACID GAS IN THE PRODUCTION OF LOW SOFT SULFUR GAS
US20140208797A1 (en) * 2011-08-09 2014-07-31 Bruce T. Kelley Natural Gas Liquefaction Process
WO2013142100A1 (en) 2012-03-21 2013-09-26 Exxonmobil Upstream Research Company Separating carbon dioxide and ethane from a mixed stream
CA2772479C (en) 2012-03-21 2020-01-07 Mackenzie Millar Temperature controlled method to liquefy gas and a production plant using the method.
CA2790961C (en) 2012-05-11 2019-09-03 Jose Lourenco A method to recover lpg and condensates from refineries fuel gas streams.
EP2685189A1 (en) * 2012-07-13 2014-01-15 L'air Liquide, Societe Anonyme Pour L'etude Et L'exploitation Des Procedes Georges Claude Process for storing liquid rich in carbon dioxide in solid form
WO2014066539A1 (en) 2012-10-24 2014-05-01 Fluor Technologies Corporation Integration methods of gas processing plant and nitrogen rejection unit for high nitrogen feed gases
CA2798057C (en) 2012-12-04 2019-11-26 Mackenzie Millar A method to produce lng at gas pressure letdown stations in natural gas transmission pipeline systems
KR101847805B1 (ko) 2013-01-25 2018-04-12 엑손모빌 업스트림 리서치 캄파니 가스 스트림과 액체 스트림의 접촉
CA2813260C (en) 2013-04-15 2021-07-06 Mackenzie Millar A method to produce lng
AR096078A1 (es) 2013-05-09 2015-12-02 Exxonmobil Upstream Res Co Separación de impurezas de una corriente de gas usando un sistema de contacto en equicorriente orientado verticalmente
AR096132A1 (es) 2013-05-09 2015-12-09 Exxonmobil Upstream Res Co Separar dióxido de carbono y sulfuro de hidrógeno de un flujo de gas natural con sistemas de co-corriente en contacto
RU2522155C1 (ru) * 2013-07-04 2014-07-10 Андрей Владиславович Курочкин Сверхкритический сепаратор
CA2924517C (en) * 2013-09-16 2019-08-20 Savannah River Nuclear Solutions, Llc Mass transfer apparatus and method for separation of gases
US9764272B2 (en) * 2013-10-28 2017-09-19 Energy Recovery, Inc. Systems and methods for utilizing turbine systems within gas processing systems
CA2931409C (en) 2013-12-06 2017-08-01 Exxonmobil Upstream Research Company Method and device for separating hydrocarbons and contaminants with a spray assembly
US9874395B2 (en) 2013-12-06 2018-01-23 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system for preventing accumulation of solids in a distillation tower
WO2015084496A2 (en) 2013-12-06 2015-06-11 Exxonmobil Upstream Research Company Method and device for separating a feed stream using radiation detectors
MX363766B (es) 2013-12-06 2019-04-02 Exxonmobil Upstream Res Co Metodo y dispositivo para separar hidrocarburos y contaminantes con un mecanismo de calentamiento para desestabilizar y/o prevenir la adhesion de solidos.
US9562719B2 (en) 2013-12-06 2017-02-07 Exxonmobil Upstream Research Company Method of removing solids by modifying a liquid level in a distillation tower
CA2924695C (en) 2013-12-06 2018-10-02 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system for separating a feed stream with a feed stream distribution mechanism
WO2015084499A2 (en) 2013-12-06 2015-06-11 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system of modifying a liquid level during start-up operations
US9752827B2 (en) 2013-12-06 2017-09-05 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system of maintaining a liquid level in a distillation tower
MY183946A (en) 2013-12-06 2021-03-17 Exxonmobil Upstream Res Co Method and system of dehydrating a feed stream processed in a distillation tower
US10000713B2 (en) 2013-12-12 2018-06-19 Fluor Technologies Corporation Configurations and methods of flexible CO2 removal
US9504984B2 (en) * 2014-04-09 2016-11-29 Exxonmobil Upstream Research Company Generating elemental sulfur
CA2936715C (en) 2014-04-22 2018-07-17 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system for starting up a distillation tower
AU2015272028B2 (en) 2014-06-11 2018-01-04 Exxonmobil Upstream Research Company Method for separating a feed gas in a column
SG11201609648TA (en) 2014-07-08 2017-01-27 Exxonmobil Upstream Res Co Method and system for separating fluids in a distillation tower
WO2016023098A1 (en) 2014-08-15 2016-02-18 1304338 Alberta Ltd. A method of removing carbon dioxide during liquid natural gas production from natural gas at gas pressure letdown stations
AU2015336969B2 (en) 2014-10-22 2018-10-18 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system of controlling a temperature within a melt tray assembly of a distillation tower
SG11201702747VA (en) 2014-11-17 2017-06-29 Exxonmobil Upstream Res Co Heat exchange mechanism for removing contaminants from a hydrocarbon vapor stream
MX363834B (es) 2014-12-30 2019-04-04 Exxonmobil Upstream Res Co Ensamblaje de bandejas de acumulacion y fusion para una torre de destilacion.
WO2016111765A2 (en) * 2015-01-09 2016-07-14 Exxonmobil Upstream Research Company Separating impurities from a fluid steam using multiple co-current contactors
AU2016220515B2 (en) 2015-02-17 2019-02-28 Exxonmobil Upstream Research Company Inner surface features for co-current contactors
RU2576934C1 (ru) * 2015-02-24 2016-03-10 Андрей Владиславович Курочкин Фракционирующий холодильник-конденсатор
CN107208964B (zh) 2015-02-27 2020-06-19 埃克森美孚上游研究公司 减少进入低温蒸馏过程的进料物流的冷冻和脱水负荷
BR112017018077A2 (pt) 2015-03-13 2018-04-10 Exxonmobil Upstream Res Co coalescedor para contatores co-correntes
US10274252B2 (en) 2015-06-22 2019-04-30 Exxonmobil Upstream Research Company Purge to intermediate pressure in cryogenic distillation
US9808755B2 (en) * 2015-07-24 2017-11-07 Air Products And Chemicals, Inc. Sour pressure swing adsorption process
US11173445B2 (en) 2015-09-16 2021-11-16 1304338 Alberta Ltd. Method of preparing natural gas at a gas pressure reduction stations to produce liquid natural gas (LNG)
WO2017048346A1 (en) * 2015-09-18 2017-03-23 Exxonmobil Upstream Research Company Heating component to reduce solidification in a cryogenic distillation system
CA2994817C (en) 2015-09-21 2020-01-21 Exxonmobil Upstream Research Company Systems and methods for separating hydrogen sulfide from carbon dioxide in a high-pressure mixed stream
AU2016327820B2 (en) * 2015-09-24 2019-08-01 Exxonmobil Upstream Research Company Treatment plant for hydrocarbon gas having variable contaminant levels
CN106608618A (zh) * 2015-10-21 2017-05-03 中国石油化工股份有限公司 酸气净化工艺
WO2017074323A1 (en) * 2015-10-27 2017-05-04 Fluor Technologies Corporation Configurations and methods for processing high pressure acid gases with zero emissions
US10173389B2 (en) * 2015-12-15 2019-01-08 Bloom Energy Corporation Carbon dioxide shielded natural gas line and method of using thereof
US20170239612A1 (en) * 2016-02-19 2017-08-24 Suhas P. Mondkar Cold Solvent Gas Treating System
US10323495B2 (en) 2016-03-30 2019-06-18 Exxonmobil Upstream Research Company Self-sourced reservoir fluid for enhanced oil recovery
CN105771539A (zh) * 2016-03-31 2016-07-20 四川天采科技有限责任公司 一种适用于炼厂的高浓度硫化氢尾气的脱除工艺
US11634651B2 (en) * 2016-09-08 2023-04-25 Waste to Energy Systems, LLC System and method for biogasification
US10539364B2 (en) * 2017-03-13 2020-01-21 General Electric Company Hydrocarbon distillation
CN107051125A (zh) * 2017-05-03 2017-08-18 海湾环境科技（北京）股份有限公司 油气回收系统
AU2018283902B9 (en) 2017-06-15 2021-08-05 Exxonmobil Upstream Research Company Fractionation system using bundler compact co-current contacting systems
WO2018231347A1 (en) 2017-06-15 2018-12-20 Exxonmobil Upstream Research Company Fractionation system using compact co-current contacting systems
CN110769917B (zh) * 2017-06-20 2022-06-07 埃克森美孚上游研究公司 用于清除含硫化合物的紧凑的接触系统和方法
EP3672711B1 (en) 2017-08-21 2021-09-22 ExxonMobil Upstream Research Company Integration of cold solvent and acid gas removal
CN107880946B (zh) * 2017-12-13 2023-05-16 中冶焦耐(大连)工程技术有限公司 一种煤气冷却分离装置及方法
US20190194551A1 (en) * 2017-12-22 2019-06-27 Clariant International, Ltd. Synergized acetals composition and method for scavenging sulfides and mercaptans
WO2019195571A1 (en) * 2018-04-06 2019-10-10 Baker Hughes, A Ge Company, Llc In-line pipe contactor
WO2020005552A1 (en) 2018-06-29 2020-01-02 Exxonmobil Upstream Research Company Hybrid tray for introducing a low co2 feed stream into a distillation tower
US11378332B2 (en) 2018-06-29 2022-07-05 Exxonmobil Upstream Research Company Mixing and heat integration of melt tray liquids in a cryogenic distillation tower
CN108744565B (zh) * 2018-07-31 2023-07-14 中国大唐集团科学技术研究院有限公司西北分公司 一种蒸发结晶换热装置与燃煤厂脱硫废水零排放系统
EP3616774A1 (de) * 2018-09-03 2020-03-04 L'air Liquide, Société Anonyme Pour L'Étude Et L'exploitation Des Procédés Georges Claude Verfahren und vorrichtung zur abtrennung von metallcarbonylen aus einem gasgemisch
CN109387030B (zh) * 2018-11-17 2023-08-01 杭州宏盛中弘新能源有限公司 一种低浓度煤矿瓦斯液化提浓甲烷制lng的系统及方法
JP2022521826A (ja) 2019-03-29 2022-04-12 ブライト エナジー ストレージ テクノロジーズ，エルエルピー Ｃｏ２分離および液化システムおよび方法
RU2723874C1 (ru) * 2019-11-21 2020-06-17 Сергей Леонидович Терентьев Установка десорбции (испарения) с глубокой рекуперацией тепла
CN111760546A (zh) * 2020-07-13 2020-10-13 江西庞泰环保股份有限公司 一种气液分布支撑平衡装置
US11745136B2 (en) 2020-10-14 2023-09-05 Bcck Holding Company System and method for treating a methane system to remove carbon dioxide, hydrogen sulfide, and water in a single process
CN113491883B (zh) * 2021-08-12 2022-06-28 江西全兴化工填料有限公司 用于分离可燃性气体的金属填料分馏塔
WO2023091716A1 (en) * 2021-11-18 2023-05-25 Dvo Licensing, Inc. Method and apparatus for anaerobic digestion of liquid waste streams
CN114272724B (zh) * 2021-12-31 2024-04-02 南京亿碳科技有限公司 一种新型节能co2回收装置
CN114653184B (zh) * 2022-04-01 2023-10-27 北京建筑大学 一种去除恶臭气体和生物气溶胶的系统和方法
US11629571B1 (en) * 2022-12-05 2023-04-18 Capwell Seavices Llc Modular well capping system, kit, and methods
CN116731760B (zh) * 2023-07-20 2024-01-02 北京化工大学 一种低浓度煤层气气水合物法循环提纯系统

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4831206A (en) * 1987-03-05 1989-05-16 Uop Chemical processing with an operational step sensitive to a feedstream component
US20080034789A1 (en) * 2004-12-03 2008-02-14 Fieler Eleanor R Integrated Acid Gas And Sour Gas Reinjection Process
US20090220406A1 (en) * 2008-02-29 2009-09-03 Greatpoint Energy, Inc. Selective Removal and Recovery of Acid Gases from Gasification Products
US20090261017A1 (en) * 2008-04-22 2009-10-22 Rashid Iqbal Systems and methods for upgrading hydrocarbons

Family Cites Families (26)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4222991A (en) * 1978-05-18 1980-09-16 Union Oil Company Of California Process for removing SOx and NOx compounds from gas streams
US4370156A (en) * 1981-05-29 1983-01-25 Standard Oil Company (Indiana) Process for separating relatively pure fractions of methane and carbon dioxide from gas mixtures
US4459142A (en) * 1982-10-01 1984-07-10 Standard Oil Company (Indiana) Cryogenic distillative removal of CO2 from high CO2 content hydrocarbon containing streams
CA1219731A (en) * 1983-05-02 1987-03-31 John Happel Process for desulfurizing fuel gases
US4563202A (en) * 1984-08-23 1986-01-07 Dm International Inc. Method and apparatus for purification of high CO2 content gas
JPH03503856A (ja) * 1988-01-15 1991-08-29 シェブロン　リサーチ　アンド　テクノロジー　カンパニー 硫化水素除去のための組成物、方法、および装置
US4874524A (en) * 1988-03-30 1989-10-17 The Curators Of The University Of Missouri Separation of adsorbed components by variable temperature desorption
DE3828227A1 (de) * 1988-08-19 1990-02-22 Basf Ag Verfahren zum entfernen von co(pfeil abwaerts)2(pfeil abwaerts) und gegebenenfalls h(pfeil abwaerts)2(pfeil abwaerts) aus gasen
US5062270A (en) * 1990-08-31 1991-11-05 Exxon Production Research Company Method and apparatus to start-up controlled freezing zone process and purify the product stream
US5120338A (en) * 1991-03-14 1992-06-09 Exxon Production Research Company Method for separating a multi-component feed stream using distillation and controlled freezing zone
US5126118A (en) * 1991-04-08 1992-06-30 Ari Technologies, Inc. Process and apparatus for removal of H2 S with separate absorber and oxidizer and a reaction chamber therebetween
CA2133302A1 (en) * 1993-10-06 1995-04-07 Ravi Kumar Integrated process for purifying and liquefying a feed gas mixture with respect to its less strongly adsorbed component of lower volatility
DE19704173C1 (de) * 1997-02-05 1998-04-16 Webasto Karosseriesysteme Flexibles Verdeck eines Fahrzeugs
WO1999001707A1 (en) * 1997-07-01 1999-01-14 Exxon Production Research Company Process for separating a multi-component gas stream containing at least one freezable component
TW366409B (en) * 1997-07-01 1999-08-11 Exxon Production Research Co Process for liquefying a natural gas stream containing at least one freezable component
US6416729B1 (en) * 1999-02-17 2002-07-09 Crystatech, Inc. Process for removing hydrogen sulfide from gas streams which include or are supplemented with sulfur dioxide
GB0015997D0 (en) * 2000-06-29 2000-08-23 Norske Stats Oljeselskap Method for mixing fluids
GB0031710D0 (en) * 2000-12-27 2001-02-07 Dyno Oil Field Chemicals Process for the reduction or elimination of hydrogen sulphide
FR2848121B1 (fr) * 2002-12-04 2005-01-28 Inst Francais Du Petrole Procede de traitement d'un gaz naturel acide
JP2005097542A (ja) * 2003-08-28 2005-04-14 Kobe Steel Ltd 炭化水素含有ガス処理装置および炭化水素含有ガス処理方法
EP2402068B2 (en) * 2004-01-20 2016-11-16 Fluor Technologies Corporation Methods and configurations for acid gas enrichment
US20100018248A1 (en) * 2007-01-19 2010-01-28 Eleanor R Fieler Controlled Freeze Zone Tower
US20080256977A1 (en) * 2007-04-20 2008-10-23 Mowrey Earle R Hydrocarbon recovery and light product purity when processing gases with physical solvents
JP5401447B2 (ja) * 2007-05-18 2014-01-29 エクソンモービル リサーチ アンド エンジニアリング カンパニー ターボエキスパンダー併用スイング吸着による、ガスの混合物からの標的ガスの除去
AU2008292143B2 (en) * 2007-08-30 2011-12-08 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process for removal of hydrogen sulphide and carbon dioxide from an acid gas stream
US20090090049A1 (en) * 2007-10-09 2009-04-09 Chevron U.S.A. Inc. Process for producing liqefied natural gas from high co2 natural gas

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4831206A (en) * 1987-03-05 1989-05-16 Uop Chemical processing with an operational step sensitive to a feedstream component
US20080034789A1 (en) * 2004-12-03 2008-02-14 Fieler Eleanor R Integrated Acid Gas And Sour Gas Reinjection Process
US20090220406A1 (en) * 2008-02-29 2009-09-03 Greatpoint Energy, Inc. Selective Removal and Recovery of Acid Gases from Gasification Products
US20090261017A1 (en) * 2008-04-22 2009-10-22 Rashid Iqbal Systems and methods for upgrading hydrocarbons

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2761705C1 (ru) * 2021-04-13 2021-12-13 федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Нижегородский государственный технический университет им. Р.Е. Алексеева" (НГТУ) Способ удаления диоксида углерода из природного газа

Also Published As

Publication number Publication date
CA2777760C (en) 2017-06-27
WO2011053400A1 (en) 2011-05-05
EP2496901A1 (en) 2012-09-12
AU2010313733B2 (en) 2016-05-12
EP2496901A4 (en) 2013-04-24
CA2777760A1 (en) 2011-05-05
MX337923B (es) 2016-03-28
MX2012004788A (es) 2012-06-08
CN102597671B (zh) 2015-11-25
CN102597671A (zh) 2012-07-18
EA201290277A1 (ru) 2012-10-30
AU2010313733A1 (en) 2012-05-24
SG10201407019PA (en) 2014-12-30
BR112012009867A2 (pt) 2016-08-30
MY159666A (en) 2017-01-13
JP2013509300A (ja) 2013-03-14
US20120204599A1 (en) 2012-08-16
AR078438A1 (es) 2011-11-09

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA023174B1 (ru) Криогенная система для удаления кислотных газов из потока газообразных углеводородов с удалением сероводорода
CA2764846C (en) Systems and methods for removing heavy hydrocarbons and acid gases from a hydrocarbon gas stream
KR101775421B1 (ko) 수직 배향 병류 접촉 시스템을 사용하여 가스 스트림으로부터 불순물들을 분리
KR101847805B1 (ko) 가스 스트림과 액체 스트림의 접촉
JP5892165B2 (ja) 並流分離装置を用いて炭化水素ガス流から酸性ガスを除去する極低温システム
US8899557B2 (en) In-line device for gas-liquid contacting, and gas processing facility employing co-current contactors
JP5791609B2 (ja) 炭化水素ガス流から酸性ガスを除去する極低温システム
US20140335002A1 (en) Separating carbon dioxide and hydrogen sulfide from a natural gas stream using co-current contacting systems
MX2011010404A (es) Sistema criogenico para remocion de gases acidos de una corriente de gas de hidrocarburo y metodo para remover gases acidos.
Northrop et al. The CFZ™ process: A cryogenic method for handling high-CO2 and H2S gas reserves and facilitating geosequestration of CO2 and acid gases
JP2012505747A (ja) ガス流からの酸性ガスの除去
US20200048168A1 (en) Efficiency of a Gas Conditioning System via Hydrate Inhibitor Injection
CA3110053A1 (en) Gas-liquid co-current contactor system and process for cleaning sour gas
AU2010276661B2 (en) Systems and methods for removing heavy hydrocarbons and acid gases from a hydrocarbon gas stream

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s)

Designated state(s): AM AZ BY KG MD TJ

MM4A Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s)

Designated state(s): KZ TM RU