FR2897066A1 - Procede d'extraction de l'hydrogene sulfure contenu dans un gaz hydrocarbone. - Google Patents
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Abstract
L'invention propose un procédé d'extraction de l'hydrogène sulfuré contenu dans un gaz comportant des hydrocarbures aromatiques, dans lequel on effectue les étapes suivantes:a) on met en contact ledit gaz avec une solution absorbante de manière à obtenir un gaz appauvri en hydrogène sulfuré et une solution absorbante chargée en hydrogène sulfuré,b) on chauffe et on détend la solution absorbante chargée en hydrogène sulfuré à une pression et une température déterminées de manière à libérer une fraction gazeuse comportant des hydrocarbures aromatiques et à obtenir une solution absorbante appauvrie en hydrocarbures aromatiques, lesdites pression et température étant choisies de sorte que ladite fraction gazeuse comporte au moins 50% des hydrocarbures aromatiques et au plus 35 % d'hydrogène sulfuré contenus dans ladite solution absorbante chargée en hydrogène sulfuré,c) on régénère thermiquement la solution absorbante appauvrie en composés hydrocarbures aromatiques de manière à libérer un effluent gazeux riche en hydrogène sulfuré et à obtenir un solution absorbante régénérée.
Description
1 La présente invention concerne le domaine de la désacidification d'un
gaz hydrocarboné, par exemple un gaz naturel.
Il est connu d'utiliser des solvants liquides régénérables thermiquement pour extraire l'hydrogène sulfuré contenu dans un gaz, en particulier dans un gaz naturel. Parmi les solvants les plus couramment utilisés on peut citer les solutions aqueuses d'amines, et certains solvants physiques tels que le sulfolane, le méthanol, la N-formyl morpholine, l'acétyl morpholine, le carbonate de propylène. Si de nombreux solvants susceptibles 1 o d'extraire l'H2S permettent également d'extraire le CO,, il en existe cependant qui présentent une sélectivité pour l'H2S vis-à-vis du CO2 et sont donc avantageusement mis en oeuvre lorsqu'on cherche à limiter la quantité de CO2 extraite avec l'H2S. Parmi les solvants sélectifs pour l'H2S les plus couramment mis en oeuvre on peut citer la méthyldiéthanolamine (MDEA), la 15 diisopropanolamine (DIPÀ), mais aussi les amines stériquement encombrées et certains solvants physiques, comme par exemple le diméthyl éther polyethylène glycol ou la N-méthyl pyrrolidone.
Ces procédés comportent en général une étape d'extraction de l'H2S 20 contenu dans le gaz à traiter par mise en contact de ce gaz avec le solvant régénéré, dans un absorbeur opérant à la pression du gaz à traiter, suivie d'une étape de régénération thermique, opérant généralement à une pression légèrement supérieure à la pression atmosphérique, généralement entre 1 et 5 bara, préférentiellement comprise entre 1,5 et 3 bara. Cette régénération 25 thermique s'effectue généralement dans une colonne équipée au fond d'un rebouilleur et en tête d'un condenseur permettant de refroidir les composés acides libérés par la régénération et de recycler les condensats en tête du régénérateur à titre de reflux.
Lorsque la pression du gaz à traiter est notablement supérieure à la pression atmosphérique, par exemple dans le cas d'un gaz naturel devant être traité sous une pression de l'ordre de 70 bar, le solvant riche en H2S obtenu en fond d'absorbeur peut contenir des quantités notables d'hydrocarbures dissous.
Il est alors courant d'utiliser une étape de libération de ces hydrocarbures dissous vaporisés par la simple détente du solvant riche en H2S. Cette détente s'effectue à une pression intermédiaire entre celle du gaz brut à traiter et celle de l'étape thermique de régénération, typiquement de l'ordre de 5 à 15 bara. On sépare ainsi du solvant riche en H2S un gaz contenant la majeure partie des hydrocarbures dissous, qui peut être utilisé comme gaz de fuel. Ce gaz est parfois lavé par un flux de solvant régénéré issu de l'étape thermique de manière à réabsorber les composés acides, notamment l'H2S, libéré lors de la détente. Ce lavage du gaz de fuel libéré par la détente s'effectue en général dans une colonne placée directement sur le ballon de séparation entre le gaz et le liquide détendu. Le solvant ainsi chargé en H2S est directement mélangée avec le solvant détendu et envoyé vers l'étape de régénération thermique.
De manière à réduire les consommations de chaleur de ces procédés on met généralement en oeuvre une étape d'échange thermique entre le solvant riche, après détente et le solvant régénéré obtenu chaud en fond de la colonne de régénération.
La régénération de ces solvants produit un effluent gazeux riche en composés acides, contenant essentiellement l'H2S et le CO2 extraits. Cet effluent acide fait généralement l'objet d'un traitement pour convertir l'H2S en soufre élémentaire, non toxique et facilement transportable. Parmi les procédés de conversion, le plus couramment employé est le procédé Claus, décrit notamment dans les documents FR 2 494 255 et FR 2 327 960, dans lequel le gaz acide extrait fait l'objet d'une combustion partielle à l'air ou de 3 l'air enrichi en oxygène générant un mélange stoechiométrique d'H2S et de SO2 et du soufre élémentaire, récupéré par condensation. Cette première étape thermique est suivie en général de une à trois étapes de conversion catalytique au cours desquelles l'H2S et le SO2 réagissent pour former du soufre 5 élémentaire suivant la réaction de Claus : 2 H2S + SO2 F- 3/x Sx + 2 H2O
A l'issue des étapes catalytiques du procédé Claus on obtient un gaz contenant encore des quantités notables de produits soufrés (SO2, H2S, mais 10 aussi COS, CS2 et soufre élémentaire). De manière à limiter les rejets dans l'environnement de ces composés, ce type de gaz fait en général l'objet d'un traitement complémentaire de finition. Différentes technologies ont été proposées et mises en oeuvre pour effectuer ce type de traitement de finition. L'un des procédés les plus couramment employé consiste à convertir l'ensemble 15 des composés soufrés de ce gaz en H2S, par réaction avec des gaz réducteurs (hydrogène, CO) en présence d'un catalyseur approprié. Le gaz résiduaire ainsi obtenu après cette étape de réduction catalytique, est alors lavé par un solvant permettant l'extraction sélective de l'H2S et après régénération de ce solvant, le recyclage de l'H2S ainsi extrait vers l'étape thermique de l'unité Claus. 20 Il est possible d'utiliser un solvant sélectif, par exemple une solution aqueuse de MDEA pour effectuer le lavage du gaz résiduaire issu de l'étape de réduction catalytique en aval du Claus.
25 Lorsque le gaz brut à traiter est un gaz naturel contenant du CO2 et des quantités notables d'hydrocarbures aromatiques (par exemple quelques centaines de ppmv), on va retrouver des quantités notables de ces composés en mélange avec l'H2S dans le gaz acide. En effet, l'étape de détente du solvant riche en H2S obtenu en fond d'absorbeur, si elle permet de libérer l'essentiel
4 des hydrocarbures légers (méthane, éthane,...) dissous dans le solvant en fond d'absorbeur, ne permet pas d'extraire la majeure partie des composés plus lourds et en particulier des composés aromatiques dont la solubilité dans les solvants est généralement très supérieure à celle des hydrocarbures aliphatiques. Il est alors courant d'obtenir un gaz acide en tête du régénérateur pouvant contenir plusieurs centaines de ppmv d'hydrocarbures aromatiques.
Par ailleurs même avec des solvants permettant une absorption 10 sélective de l'H2S vis-à-vis du CO2, on observe toujours une certaine co- absorption du CO2. Lorsque le gaz brut à traiter contient davantage de CO2 que d'H2S cette co-absorption peut conduire à l'obtention de gaz acide contenant des proportions importantes voire majoritaires de CO2.
15 La présence simultanée de quantités importantes de CO2 et de teneurs notables (quelques centaines de ppmv) d'hydrocarbures aromatiques dans un gaz acide, pose certaines difficultés pour la conversion de l'H2S de ce gaz en soufre par le procédé Claus. En effet la dilution de l'H2S par du CO2 réduit la température obtenue dans le four de l'étape thermique du Claus. Cette 20 réduction de température réduit à son tour la destruction des composés aromatiques, qui vont alors se trouver présents en quantités notables dans les étapes catalytiques ultérieures. La présence de ces composés aromatiques lors de ces étapes catalytiques peut alors provoquer divers problèmes opératoires tels que : production de soufre coloré contaminé par des composés carbonés et 25 donc impropre à la vente, bouchage et perte d'activité des catalyseurs par formation et dépôt de composés carbonés sur les catalyseurs (les carsuls).
De plus lorsque la dilution de l'H2S dans l'effluent gazeux produit lors de la régénération devient trop importante, il n'est plus possible de mettre en oeuvre un étage thermique dans le procédé Claus. Il est alors envisageable de traiter des gaz très dilués (ne contenant par exemple que quelques % vol d'H2S) par des procédés d'oxydation directe où le gaz acide et l'air sont directement mis en contact en présence d'un catalyseur approprié permettant de contrôler 5 la réaction entre l'H2S et l'oxygène de l'air de manière à ne produire essentiellement que du soufre, mais là encore la présence de teneurs importantes en hydrocarbures aromatiques rend difficile la mise en oeuvre de ces catalyseurs.
Différentes solutions ont été proposées pour remédier à ces inconvénients parmi lesquelles on peut citer : - le préchauffage des gaz (gaz acide et air) alimentant le brûleur de l'étape thermique du procédé Claus. Un tel préchauffage permet d'augmenter la température dans le four du Claus. En fonction de le teneur en CO2 du gaz cette solution ne permet toutefois pas toujours d'atteindre les niveaux de température requis pour obtenir une destruction quasi-totale des hydrocarbures aromatiques (de l'ordre de 1150 C ou davantage), sauf à mettre en oeuvre des méthodes coûteuses de préchauffage. - l'absorption des composés aromatiques présents dans le gaz acide sur un matériau approprié (par exemple charbon actif). Cette méthode nécessite l'installation d'une unité additionnelle de traitement, qui peut s'avérer coûteuse en investissement (cas d'un adsorbant régénérable) ou en dépenses d'opération (cas des adsorbants non régénérables). -l'enrichissement du gaz acide, par réabsorption sélective de l'H2S qu'il contient dans un solvant approprié. Cette méthode est très efficace du point de vue de la production de soufre, puisqu'elle permet d'obtenir d'une part un gaz appauvri en H2S, contenant l'essentiel du CO2 et des hydrocarbures aromatiques présent dans le gaz acide et d'autre part un gaz concentré en H2S et appauvri en hydrocarbures aromatiques. Elle représente cependant un
6 investissement non négligeable, puisque tout l'HZS extrait du gaz brut à traiter doit être réabsorbé.
La présente invention propose une méthode simple et peu coûteuse car ne nécessitant qu'un petit nombre d'équipements additionnels, pour séparer la majeure partie des hydrocarbures aromatiques co-absorbés par le solvant de la majeure partie de l'hydrogène sulfuré absorbé par le solvant.
La présente invention concerne de manière générale un procédé 1 o d'extraction de l'hydrogène sulfuré contenu dans un gaz comportant des hydrocarbures aromatiques, dans lequel on effectue les étapes suivantes: a) on met en contact ledit gaz avec une solution absorbante de manière à obtenir un gaz appauvri en hydrogène sulfuré et une solution absorbante chargée en hydrogène sulfuré, 15 b) on chauffe et on détend la solution absorbante chargée en hydrogène sulfuré à une pression et une température déterminées de manière à libérer une fraction gazeuse comportant des hydrocarbures aromatiques et à obtenir une solution absorbante appauvrie en hydrocarbures aromatiques, ladite pression et ladite température étant choisies de 20 sorte que ladite fraction gazeuse comporte au moins 50% des hydrocarbures aromatiques contenu dans ladite solution absorbante chargée en hydrogène sulfuré et au plus 35 % d'hydrogène sulfuré contenu dans ladite solution absorbante chargée en hydrogène sulfuré, c) on régénère thermiquement la solution absorbante appauvrie en 25 composés hydrocarbures aromatiques de manière à libérer un effluent gazeux riche en hydrogène sulfuré et à obtenir un solution absorbante régénérée. La régénération thermique peut être une distillation ou bien un entraînement des composés acides par de la vapeur, opération couramment nommé "strippage".
Selon l'invention, au moins une partie de la solution absorbante régénérée obtenue à l'étape c) peut être recyclée à l'étape a) en tant que solution absorbante.
De plus, au moins une partie de l'effluent gazeux riche en hydrogène sulfuré obtenu à l'étape c) peut être traitée par un procédé Claus. La fraction gazeuse comportant des hydrocarbures aromatiques obtenue à l'étape b) peut être envoyée vers un brûleur dudit procédé Claus. La fraction gazeuse comportant des hydrocarbures aromatiques obtenue à l'étape b), ainsi que des gaz de queue dudit procédé Claus peuvent être mis en contact avec une deuxième solution absorbante de manière à produire un flux pauvre en hydrogène sulfuré et une deuxième solution absorbante enrichie en hydrogène sulfuré. Au moins une partie de la deuxième solution absorbante enrichie en hydrogène sulfuré peut être recyclée à l'étape a) en tant que solution absorbante. L'étape c) peut être réalisée dans une colonne de régénération, et dans lequel au moins une partie de la deuxième solution absorbante enrichie en hydrogène sulfuré peut être introduite dans ladite colonne de manière être régénérée.
On peut mettre en contact la fraction gazeuse comportant des hydrocarbures aromatiques obtenue à l'étape b) avec une portion de la solution absorbante régénérée obtenue à l'étape c), de manière à obtenir une fraction gazeuse appauvrie en hydrogène sulfuré et une troisième solution absorbante enrichie en hydrogène sulfuré.
La fraction gazeuse comportant des hydrocarbures aromatiques obtenue à l'étape b) peut être préalablement refroidie et condensée avant d'être mise en contact avec la portion de la solution absorbante régénérée obtenue à l'étape c). 8 L'effluent gazeux riche en hydrogène sulfuré obtenu à l'étape c) peut être traité par un procédé d'oxydation de l'hydrogène sulfuré. Avant l'étape c), la solution absorbante appauvrie en hydrocarbures aromatiques peut être mise en contact avec une fraction de l'effluent gazeux 5 riche en hydrogène sulfuré obtenu à l'étape c) de manière à ce que ladite fraction entraîne une partie des hydrocarbures aromatiques contenus dans ladite solution. La solution absorbante peut comporter une amine en solution dans de l'eau. L'amine peut être choisie parmi le groupe comportant la 1 o méthyldiéthanolamine, la diisopropanolamine et les amines stériquement encombrées et dans lequel à l'étape b), ladite température peut être comprise entre 80 et 140 et ladite pression peut être comprise entre 1,5 et 6 bara. L'amine peut également être choisie parmi le groupe comportant la monoéthanolamine et la diéthanolamine, et dans lequel à l'étape b), ladite 15 température peut être comprise entre 80 et 140 C, et ladite pression peut être comprise entre 1,5 et 6 bara. Alternativement, la solution absorbante peut être choisie parmi le groupe constitué du sulfolane, le méthanol, la N-formyl morpholine, l'acétyl morpholine, le carbonate de propylène, le diméthyl éther polyethylène glycol 20 ou la N-méthyl pyrrolidone. Selon l'invention, le gaz peut être un gaz naturel. Le gaz peut comporter au moins 50ppmv d'hydrocarbures aromatiques.
Dans le procédé selon l'invention, le fait de limiter l'envoi 25 d'hydrocarbures aromatiques dans le procédé de traitement Claus, favorise le fonctionnement de ce procédé. Lorsqu'un solvant d'absorption sélective de l'H2S, vis-à-vis du CO,, est mis en œuvre, le procédé selon l'invention permet en outre d'obtenir une augmentation sensible de la concentration en H2S du gaz acide, là encore à moindre coût, notamment sans avoir à réabsorber la totalité ou même une fraction importante de l'H2S extrait du gaz brut. Cet effet contribue également à améliorer le fonctionnement du procédé Claus.
D'autres caractéristiques et avantages de l'invention seront mieux compris et apparaîtront clairement à la lecture de la description faite ci-après en se référant aux dessins parmi lesquels : la figure 1 schématise un mode de réalisation du procédé selon l'invention, les figures 2 et 3 schématisent deux variantes de réalisation du procédé selon l'invention.
En référence à la figure 1, le gaz à traiter est admis par la ligne 1 dans le bas d'un absorbeur 2. En tête de l'absorbeur 2, on récupère le gaz dont est extrait l'H2S absorbé par le solvant, injecté en tête d'absorbeur par la ligne 30, ainsi que les fractions des composés co-absorbés, notamment les hydrocarbures et le CO,. Cette absorbeur opère en général à des températures proches ou légèrement supérieures à la température ambiante, typiquement comprises entre 20 et 100 C, préférentiellement comprises entre 30 et 90 C, et à des pression typiquement comprise entre 10 et 200 bars, préférentiellement entre 20 et 100 bars. Le solvant mis en oeuvre par le procédé selon l'invention est choisi pour sa capacité d'absorption de l'H2S. Le procédé peut notamment être mis en oeuvre lorsque le solvant utilisé est une solution aqueuse d'une amine ou d'un mélange d'amines telles que la mono éthanol amine, la di éthanol amine, la méthyl di éthanol amine, la di iso propanol amine, les amines stériquement encombrées, un solvant physique tel que le sulfolane, le méthanol, la N formyl morpholine , l'acéityl morpholine, le diméthyl éther polyethylène glycol, la N- méthyl pyrrolidone, le carbonate de propylène ou un mélange d'amines de solvant physique et d'eau dans des proportions variables. La mise en oeuvre du procédé de l'invention peut être effectuée avec un solvant sélectif ou non sélectif pour l'H2S vis-à-vis du CO2. Le gaz arrivant par le conduit 1 peut être un gaz naturel disponible à 5 une pression comprise entre 10 et 200 bars, et à une température comprise entre 20 et 100 C. Ce gaz comporte de l'H2S et éventuellement d'autre composés acides tels que du CO,, du COS, des mercaptans. De plus, le gaz naturel comporte des hydrocarbures aromatiques, qui sont des composés cycliques insaturés, comportant un noyau aromatique comme le benzène, le 1 o toluène ou les xylènes. Sur la figure 1, le solvant riche en H2S obtenu en fond d'absorbeur par la ligne 4 est détendu par un moyen de détente 5, et admis dans un premier ballon de détente 6. Cette première étape de détente est facultative pour la mise en oeuvre du procédé selon l'invention, mais elle permet d'obtenir par la 15 ligne 7 un gaz contenant la majeure partie des hydrocarbures aliphatiques coabsorbés par le solvant. Ce gaz peut éventuellement être lavé par une fraction du solvant régénéré et le gaz ainsi obtenu peut être utilisé comme gaz de fuel. Un tel lavage, facultatif, n'est cependant pas représenté ici. Le ballon de détente 6 opère à une pression inférieure à celle de l'absorbeur 2 et supérieure 20 à celle du ballon de détente 12. Cette pression est généralement fixée par les conditions d'utilisation du gaz de fuel, typiquement de l'ordre de 5 à 15 bara. Ce ballon opère à une température sensiblement identique à celle du solvant obtenu en fond de l'absorbeur 2. Le solvant riche en H2S obtenu après détente est envoyé par ligne 8 25 vers un moyen de préchauffage. On a représenté sur la figure 1 un échangeur de chaleur 9 avec le solvant régénéré obtenu en fond de la colonne de régénération 18, mais tout autre moyen adéquat de préchauffage peut être utilisé du moment qu'il permet de porter la température du solvant riche en
11 H2S au niveau requis pour réaliser une vaporisation partielle des composés absorbés par le solvant riche en H2S. Le solvant riche en H2S préchauffé est admis par la ligne 10, après détente éventuelle par un moyen de détente 11, dans le ballon 12 où s'effectue la séparation des gaz vaporisés et du solvant riche en H2S. Ce ballon 12 est opéré dans des conditions de température et de pression telles qu'on obtienne une vaporisation d'une fraction minoritaire de l'H2S absorbé par le solvant, généralement inférieure à 35 %, préférentiellement inférieure à 30 %, et d'une fraction majoritaire des hydrocarbures aromatiques absorbés par le solvant, 1 o supérieure à 50 %, préférentiellement supérieure à 70 %. La pression du ballon 12 est inférieure à celle du ballon 6 et supérieure à celle de la pression atmosphérique, préférentiellement comprise entre 2 et 6 bara. La température du ballon 12 est comprise entre celle du solvant chargé en H2S obtenu en fond de l'absorbeur 2 et celle du solvant régénéré obtenu en fond du régénérateur 15 18. Il est aussi possible de recycler une fraction minoritaire du gaz acide obtenu en tête du ballon de reflux 21 ou d'utiliser tout autre flux gazeux qui serait disponible comme agent de "strippage", injecté dans le fond du ballon 12, de manière à augmenter la quantité d'hydrocarbures aromatiques vaporisés 20 lors de cette étape. Le solvant obtenu en fond du ballon 12 est envoyé par la ligne 15 et la pompe 16 en tête du régénérateur 18. Dans ce régénérateur les composés acides absorbés par le solvant, notamment de l'H2S, sont vaporisés par effet couramment nommé "strippage" avec de la vapeur générée par le rebouilleur 25 26 en fond du régénérateur. Ces gaz sont récupérés par la ligne 19 en tête du régénérateur, refroidis dans l'échangeur 20 et l'eau ainsi que le solvant contenu dans le gaz de tête du régénérateur sont majoritairement condensés, séparés dans le ballon de reflux 21 et recyclés comme reflux en tête de régénérateur par la ligne 22. Les conditions de température et de pression opératoires du régénérateur sont fonction du type de solvant mis en oeuvre. Le régénérateur 18 opère sous une pression généralement comprise entre la pression atmosphérique et 10 bara, préférentiellement comprise entre 1,5 et 3 bara. La température en fond du régénérateur est généralement comprise entre 100 et 200 C, préférentiellement comprise entre 110 et 150 C. En fond du régénérateur 18 on obtient par la ligne 27 un flux de solvant régénéré chaud, qui après échange de chaleur avec le solvant riche en H2S dans l'échangeur 9, est recyclé via la ligne 28, la pompe 29 et la ligne 30 en tête de l'absorbeur 2. 1 o Les gaz libérés par vaporisation partielle dans le ballon 12 sont admis par la ligne 13, après une éventuelle condensation de l'eau dans le condenseur 40 et après détente éventuelle par un moyen de détente 14, dans une première section 32 de l'étape thermique d'une unité mettant en oeuvre le procédé Claus. Les gaz obtenu après détente dans le moyen 14 peuvent être mélangés 15 à une fraction du gaz acide obtenu en tête du ballon de reflux 21 par la ligne 25. Cette fraction de gaz acide provenant du ballon de reflux 21 est éventuellement introduite de telle manière à ajuster la composition globale du gaz dans la section thermique 32. Dans cette section ces gaz riches en hydrocarbures aromatiques, éventuellement mélangés avec une fraction de gaz 20 acide, font l'objet d'une combustion par de l'air ou de l'air enrichi en oxygène, admis par la ligne 31. Cette combustion s'effectue au moyen d'instruments (brûleur, four,..) adéquats, non représentés ici et le débit d'air est déterminé de manière à obtenir une température permettant la destruction quasi-totale des hydrocarbures aromatiques. Cette température doit être supérieure à 1150 C, 25 préférentiellement supérieure à 1200 C. Le mélange gazeux chaud ainsi obtenu est alors admis dans une seconde section de combustion 33, où il est mélangé avec le gaz acide obtenu en tête du ballon de :reflux 21 par la ligne 41, avec une quantité d'air ou d'air enrichi en oxygène, arrivant par la ligne 34, déterminée de manière à obtenir
13 en sortie de l'étape thermique, par la ligne 36 un mélange gazeux contenant un rapport stoechiométrique entre H2S et SO2 (H2S/SO2 = 2). L'air ou l'air enrichi en oxygène et le gaz acide sont admis dans cette seconde section de combustion par des moyens appropriés non représentés ici (brûleur, cannes d'injection,...). La détermination du débit d'air ou d'air enrichi en oxygène injecté dans cette seconde section de manière à contrôler la stoechiométrie de la réaction se fait par les moyens habituellement mis en oeuvre dans ce type d'unité et non représentés ici (analyseur en ligne du gaz acide en sortie Claus agissant sur une vanne de contrôle de l'appoint d'air ou d'air enrichi en oxygène). La réaction dans la section n'est pas perturbée par la présence d'hydrocarbures aromatiques car ils ont été séparés dans le ballon 12 et détruit dans la section 32. A l'issue de ces étapes de combustion le gaz est refroidi pour produire du soufre élémentaire liquide par la ligne 35 et un gaz qui sera admis par la ligne 36 dans la section catalytique 37 de l'unité Claus, cette section produisant du soufre liquide par la ligne 38 et un gaz résiduaire par la ligne 39, qui peut faire l'objet d'éventuels traitements complémentaires.
Dans le second mode de réalisation de l'invention décrit en relation avec la figure 2, le gaz à traiter est admis par la ligne 1 dans le bas d'un absorbeur 2. En tête de l'absorbeur 2 on récupère le gaz dont est extrait l'H2S absorbé par le solvant, injecté en tête d'absorbeur par la ligne 30, ainsi que les fractions des composés co-absorbés, notamment les hydrocarbures et le CO2. Cet absorbeur opère en général à des températures proches ou légèrement supérieures à la température ambiante, typiquement comprises entre 20 et 100 C, préférentiellement comprises entre 30 et 90 C, et à des pression typiquement comprise entre 10 et 200 bars, préférentiellement entre 20 et 100 bars.
Le solvant riche en H2S obtenu en fond d'absorbeur par la ligne 4 est détendu par un moyen de détente 5, puis admis dans un premier ballon de détente 6. Cette première étape de détente est facultative pour la mise en oeuvre du procédé selon l'invention, mais elle permet d'obtenir par la ligne 7 un gaz contenant la majeure partie des hydrocarbures aliphatiques co-absorbés par le solvant. Ce gaz peut éventuellement être lavé par une fraction du solvant régénéré et le gaz ainsi obtenu peut être utilisé comme gaz de fuel. Un tel lavage, facultatif, n'est cependant pas représenté ici. Le ballon de détente 6 opère à une pression inférieure à celle de l'absorbeur 2 supérieure à celle du ballon de détente 12. Cette pression est généralement fixée par les conditions d'utilisation du gaz de fuel, typiquement de l'ordre de 5 à 15 bara. Ce ballon opère à une température sensiblement identique à celle du solvant obtenu en fond de l'absorbeur 2. Le solvant riche en H2S obtenu après détente est envoyé par ligne 8 vers un moyen de préchauffage. On a représenté sur la figure un échangeur de chaleur 9 avec le solvant régénéré obtenu en fond de la colonne de régénération 21, mais tout autre moyen adéquat de préchauffage peut être utilisé du moment qu'il permet de porter la température du solvant riche en H2S au niveau requis pour réaliser une vaporisation partielle des composés absorbés du solvant riche en H2S. Le solvant riche en H2S préchauffé est admis par la ligne 11, après détente éventuelle par un moyen de détente 10, dans le ballon 12 où s'effectue la séparation des gaz vaporisés et du solvant riche en H2S. Ce ballon 12 est opéré dans des conditions de température et de pression telles qu'on obtienne une vaporisation d'une fraction minoritaire de l'H2S absorbé par le solvant, généralement inférieure à 35 %, préférentiellement inférieure à 30 %, et d'une fraction majoritaire des hydrocarbures aromatiques absorbés par le solvant, supérieure à 50 %., préférentiellement supérieure à 70 %. Ces hydrocarbures aromatiques peuvent être du benzène, du toluènes ou des xylènes. La pression du ballon 12 est inférieure à celle du ballon 6 et supérieure à la pression atmosphérique, préférentiellement comprise entre 2 et 6 bara. La température du ballon 12 est comprise entre celle du solvant chargé en H2S obtenu en fond de l'absorbeur 2 et celle du solvant régénéré obtenu en fond du régénérateur 21. Il est aussi possible de recycler une fraction minoritaire du gaz acide obtenu en tête du ballon de reflux 24 ou d'utiliser tout autre flux gazeux qui serait disponible comme agent de "strippage", injecté dans le fond du ballon 12, de manière à augmenter la quantité d'hydrocarbures aromatiques vaporisés lors de cetteétape. Le solvant obtenu en fond du ballon 12 est envoyé par la ligne 18 et la pompe 19 en tête du régénérateur 21. Dans ce régénérateur le reste des composés acides absorbés par le solvant, notamment de l'H2S, est vaporisé par effet couramment nommé "strippage" avec de la vapeur générée par le rebouilleur 27 en fond du régénérateur. Ces gaz sont récupérés par la ligne 22 en tête du régénérateur, refroidis dans l'échangeur 23 et l'eau ainsi que le solvant contenu dans le gaz de tête du régénérateur sont majoritairement condensés, séparés dans le ballon de reflux 24 et recyclés comme reflux en tête de régénérateur par la ligne 26. Les conditions de température et de pression opératoires du régénérateur sont fonction du type de solvant mis en oeuvre. Le régénérateur 21 opère sous une pression généralement comprise entre la pression atmosphérique et 10 bara, préférentiellement comprise entre 1,5 et 3 bara. La température en fond du régénérateur est généralement comprise entre 100 et 200 C, préférentiellement comprise entre 110 et 150 C.
En fond du régénérateur 21 on obtient par la ligne 28 un flux de solvant régénéré chaud, qui après échange de chaleur avec le solvant riche en H2S dans l'échangeur 9, est recyclé au moins en partie via la pompe 29 et la ligne 30 en tête de l'absorbeur 2. Une autre partie du solvant régénéré est envoyé par la ligne 31 en tête de l'absorbeur 15. La répartition du solvant
16 régénéré entre l'absorbeur 2 et l'absorbeur 15 peut être déterminé par la teneur maximale en H2S souhaitée dans le gaz traité issu par la ligne 3. Les gaz libérés par vaporisation partielle dans le ballon 12 sont préférentiellement refroidis dans l'échangeur 13, avant d'être admis par la ligne 14 dans un absorbeur 15 pour être mis en contact avec une fraction du solvant régénéré que l'on injecte par la ligne 31 en tête de l'absorbeur 15. La fraction liquide obtenue après refroidissement dans 13 peut être introduite dans le ballon de reflux 24. Dans l'absorbeur 15, l'essentiel de l'H2S contenu dans le gaz issu du ballon 12 est réabsorbé par le solvant. On obtient, d'une part, en tête de cet absorbeur 15 par la ligne 16 un gaz qui peut être incinéré, et d'autre part, en fond de l'absorbeur 15, par la ligne 17 un solvant riche en H2S que l'on peut mélanger avec le solvant obtenu en fond du ballon 12. Selon la composition de ce solvant il peut aussi être avantageux de le recycler après pompage vers l'absorbeur 2.
Dans le troisième mode de réalisation de l'invention décrit en relation avec la figure 3, le gaz à traiter est admis par la ligne 1 dans le bas d'un absorbeur 2. En tête de l'absorbeur 2, on récupère le gaz dont est extrait l'H2S absorbé par le solvant, injecté en tête d'absorbeur par les lignes 29 et/ou 33, ainsi que les fractions des composés co-absorbés, notamment les hydrocarbures et le CO2. Cette absorbeur opère en général à des températures proches ou légèrement supérieures à la température ambiante, typiquement comprises entre 20 et 100 C, préférentiellement comprises entre 30 et 90 C, et à des pression typiquement comprise entre 10 et 200 bars, préférentiellement entre 20 et 100 bars. Le solvant riche en H2S obtenu en fond d'absorbeur par la ligne 4 est détendu par un moyen de détente 5, et admis dans un premier ballon de détente 6. Cette première étape de détente est facultative pour la mise en oeuvre du procédé selon l'invention, mais elle permet d'obtenir par la ligne 7 un
17 gaz contenant la majeure partie des hydrocarbures aliphatiques co-absorbés par le solvant. Ce gaz peut éventuellement être lavé par une fraction du solvant régénéré et le gaz ainsi obtenu peut être utilisé comme gaz de fuel. Un tel lavage, facultatif, n'est cependant pas représenté ici. Le ballon de détente 6 opère à une pression inférieure à celle de l'absorbeur 2 supérieure à celle du ballon de détente 12. Cette pression est généralement fixée par les conditions d'utilisation du gaz de fuel, typiquement de l'ordre de 5 à 15 bara. Ce ballon opère à une température sensiblement identique à celle du solvant obtenu en fond de l'absorbeuLr 2. 1 o Le solvant riche en H2S obtenu après détente est envoyé par ligne 8 vers un moyen de préchauffage. On a représenté sur la figure 3 un échangeur de chaleur 9 avec le solvant régénéré obtenu en fond de la colonne de régénération 15, mais tout autre moyen adéquat de préchauffage peut être utilisé du moment qu'il permet de porter la température du solvant riche en 15 H2S au niveau requis pour réaliser la vaporisation partielle des composés absorbés du solvant riche en H9S. Le solvant riche en H2S préchauffé est admis par la ligne 11, après détente éventuelle par un moyen de détente 10, dans le ballon 12 où s'effectue la séparation des gaz vaporisés et du solvant riche en H2S. Ce ballon 12 est 20 opéré dans des conditions de température et de pression telles qu'on obtienne une vaporisation d'une fraction minoritaire de l'H2S absorbé par le solvant, généralement inférieure à 35 %, préférentiellement inférieure à 30 %, et d'une fraction majoritaire des hydrocarbures aromatiques absorbés par le solvant, supérieure à 50 %, préférentiellement supérieure à 70 %. La pression du ballon 25 12 est inférieure à celle du ballon 6 et supérieure à celle de l'absorbeur 25, préférentiellement comprise entre 1,5 et 6 bara. La température du ballon 12 est comprise entre celle du solvant chargé en H2S obtenu en fond de l'absorbeur 2 et celle du solvant régénéré obtenu en fond du régénérateur 15.
Il est aussi possible de recycler une fraction minoritaire du gaz acide obtenu en tête du ballon de reflux 18 ou d'utiliser tout autre flux gazeux qui serait disponible comme agent de "strippage", injecté dans le fond du ballon 12, de manière à augmenter la quantité d'hydrocarbures aromatiques vaporisés 5 lors de cette étape. Le solvant obtenu en fond du ballon 12 est envoyé par la ligne 13 et la pompe 14 en tête du régénérateur 15. Dans ce régénérateur les composés acides absorbés par le solvant, notamment l'H2S, est vaporisé par effet nommé couramment "strippage" avec de la vapeur générée par le rebouilleur 32 en 1 o fond du régénérateur. Ces gaz sont récupérés par la ligne 16 en tête du régénérateur, refroidis dans l'échangeur 17 et l'eau ainsi que le solvant contenu dans le gaz de tête du régénérateur sont majoritairement condensés, séparés dans le ballon de reflux 18 et recyclés comme reflux en tête de régénérateur par la ligne 19. Les conditions de température et de pression 15 opératoires du régénérateur sont fonction du type de solvant mis en oeuvre. Le régénérateur 15 opère sous une pression généralement comprise entre la pression atmosphérique et 10 bara, préférentiellement comprise entre 1,5 et 3 bara. La température en fond du régénérateur est généralement comprise entre 100 et 200 C, préférentiellement comprise entre 110 et 150 C. 20 En fond du régénérateur 15, on obtient par la ligne 31 un flux de solvant régénéré chaud, qui après échange de chaleur avec le solvant riche en H2S dans l'échangeur 9, est recyclé au moins en partie via la ligne 33 et la pompe 36 en tête de l'absorbeur 2. Une autre partie du solvant régénéré peut être envoyée par la ligne 34 et la pompe 35 en tête de l'absorbeur 25. La 25 répartition du solvant régénéré entre l'absorbeur 2 et l'absorbeur 25 peut être déterminée en fonction de la teneur en H2S maximale souhaitée dans le gaz issu de l'absorbeur 2 par la ligne 3. Le gaz acide obtenu en tête du ballon de reflux 18 par le conduit 20 est traité dans l'unité 21 de conversion de l'H2S en soufre, par le procédé Claus.
Cette unité produit du soufre élémentaire liquide par la ligne 22. Cette unité comporte une étape de traitement des gaz résiduaires obtenus en sortie de l'étape catalytique Claus, par réduction catalytique en H2S des composés soufrés et refroidissement. Le gaz résiduaire, couramment nommé gaz de queue du procédé Claus, ainsi obtenu par la ligne 23 est envoyé en fond de l'absorbeur 25, où l'H2S présent dans ce gaz va être absorbé par une fraction du solvant régénéré refroidi, injecté via la ligne 34 et la pompe 35 en tête de l'absorbeur 25. Le fonctionnement de l'unité Claus 21 est améliorée car la teneur en composés aromatiques dans le gaz acide issu de la régénération a été 1 o diminuée au moyen de la séparation effectuée dans le ballon 12. De plus, dans le cas où la détente dans le ballon 12 permet de vaporiser une quantité substantielle de CO2 contenu dans le solvant, le gaz acide issu de la régénération par la ligne 20 est concentré en H2S. Cette augmentation de la concentration en :H2S contribue à l'amélioration du fonctionnement de l'unité 15 Claus 21. Les gaz libérés par vaporisation partielle dans le ballon 12 sont récupérés par la ligne 40 et après détente éventuelle par des moyens 41, ils sont également admis en fond de l'absorbeur 25, où l'H2S qu'ils contiennent va être réabsorbé. Ces gaz peuvent éventuellement, mais pas nécessairement être 20 refroidis et condensés avant d'être envoyés vers l'absorbeur 25. Une telle option n'a pas été représentée ici. Le gaz résiduaire issu de l'unité 21 de récupération du soufre contenant éventuellement une teneur en H2S inférieure à celle du gaz venant du ballon 12, peut aussi être admis optionnellement dans l'absorbeur 25 à un 25 niveau supérieur au niveau d'injection du gaz venant du ballon 12, via la ligne 24. En fond de l'absorbeur 25 de gaz résiduaire, on obtient un solvant partiellement chargé en H2S qui peut soit être renvoyé directement vers le régénérateur 15, après échange de chaleur avec une fraction du solvant 20
20 régénéré obtenu en fond du régénérateur 15, soit, comme représenté par la figure 3, renvoyé vers l'absorbeur 2, via la pompe 28 de manière à profiter de la capacité résiduelle d'absorption de l'H2S de ce solvant partiellement chargé. Ce solvant peut soit être renvoyé totalement ou partiellement en tête de l'absorbeur 2, en mélange avec le solvant régénéré, via la ligne 29, soit totalement ou partiellement à un niveau inférieur de l'absorbeur 2 via la ligne 30.
Les exemples numériques exposés ci-après illustrent le fonctionnement et les avantages du procédé selon l'invention. Le premier exemple est donné à titre comparatif est illustre un procédé selon l'art antérieur. Les exemples 2 et 3 illustrent le fonctionnement du procédé selon les modes de réalisation 3 et 1 de l'invention.
Exemple 1 (comparatif, selon l'art antérieur) On traite dans une colonne d'absorption un gaz naturel dont la composition est donnée au tableau 1 Constituants Concentration hydrogène sulfuré 3,5 %mol dioxyde de carbone 4,5 %mol azote 1 %mol méthane 84,5 %mol éthane 3 %mol C3+ (propane+autres hydrocarbures 3,35 %mol plus lourds) hydrocarbures aromatiques (benzène, 1500 ppmv toluène et xylènes) Tableau 1 Le gaz a une température de 40 C et pénètre dans une colonne d'absorption à une pression de 60 bar, à un débit de 472 kNm3/h. 21 Le solvant utilisé est la méthyldiéthanolamine diluée à 50% poids dans de l'eau. Le solvant arrive dans la colonne d'absorption à une température de 50 C et à un débit de 600m3/h. Le gaz naturel, après traitement, sort à un débit de 441 kNm3/h de la 5 colonne d'absorption avec la composition donnée au tableau 2. Constituants Concentration hydrogène sulfuré 4 ppmv dioxyde de carbone 1,65 %mol azote 1,1 %mol méthane 90 %mol éthane 3,2 %mol C3+ (propane+autres hydrocarbures 3,6 %mol plus lourds) hydrocarbures aromatiques (benzène, 1460 ppmv toluène et xylènes) Tableau 2
La solution d'amine, enrichie en composés acides (hydrogène sulfuré et 1 o dioxyde de carbone), sort de la colonne d'absorption, subit une détente, qui permet d'éliminer une partie des composés acides et hydrocarbures absorbés, dans un ballon. La solution d'amine sort du ballon de flash, pour aller directement vers la colonne de régénération. Le gaz acide issu de la colonne de régénération a la composition donnée 15 par le tableau 3. Constituants Concentration hydrogène sulfuré 51,4 %mol dioxyde de carbone 43,2 %mol eau 5 %mol méthane 0,2 %mol éthane + autres hydrocarbures plus 0,02 %mol lourds hydrocarbures aromatiques (benzène, 1743 ppmv toluène et xylènes) Tableau 3
Ce gaz acide, qui va constituer la charge d'entrée du Claus, à un débit de 30,4 kNm3/h, comporte une teneur en aromatiques de 1743 ppmv et une teneur en H2S basse de 51,4 %mol, et qui, même préchauffée à 220 C, tout comme l'air injecté, ne permet pas d'atteindre une température susceptible de réduire la teneur en aromatiques à la sortie du four à moins de 300 ppmv. La teneur élevée résiduelle en hydrocarbures aromatiques va entraîner une désactivation des catalyseurs du premier étage catalytique du Claus.
Exemple 2 (selon l'invention) L'exemple 2 illustre le fonctionnement du procédé décrit en référence à la figure 3. Le même gaz naturel, de même composition que dans l'exemple 1 (voir 15 tableau 1), est traité sur dans la colonne d'absorption 2 dans les mêmes conditions opératoires que dans l'exemple 1. Après une première détente dans le ballon de flash 6, la solution d'amine sort du ballon de flash 6 par la ligne 8, traverse l'échangeur 9, pour subir une deuxième détente dans le ballon 12 à 2,7 bar et 104,3 C. La détente, 20 qui permet d'éliminer une part du CO2 et la majorité des hydrocarbures aromatiques, libère un gaz de flash, qui sort du ballon par la ligne 40. Ce gaz de flash a la composition décrite dans le tableau 4.
Constituants Concentration hydrogène sulfuré 23,1 %mol dioxyde de carbone 38,2 %mol eau 38,1 %mol méthane 0,3 %mol éthane + autres hydrocarbures plus 0,03 %mol lourds hydorcarbures aromatiques (benzène, 2612 ppmv toluène et xylènes) Tableau 4
Ce gaz de flash est ensuite envoyé à un débit de 19,0 kNm3/h vers la deuxième colonne d'absorption 25 par la ligne 40 et est traité avec les gaz issus de la section 21 (Claus) selon le fonctionnement du procédé décrit en référence à la figure 3. La solution d'amine sort du ballon 12 par la ligne 13 pour aller vers la colonne de régénération 15.
Après régénération, la solution d'amine, sort de la colonne de régénération 15 par la ligne 31 pour aller, après avoir traversé l'échangeur 9, vers les colonnes d'absorption 2 et 25 par les lignes 33 et 34. Le gaz acide issu de la colonne de régénération 15 a la composition donnée tableau 5.
Constituants Concentration hydrogène sulfuré 62,4 %mol dioxyde de carbone 32,6 %mol eau 5 %mol Tableau 5
Ce gaz acide est envoyé par la ligne 20 vers la section 21 (Claus) à un débit de 18,0 kNm3/h. Ce gaz acide, qui ne comporte plus que 188 ppmv d'hydrocarbures aromatiques, contre 1743 ppmv dans le gaz acide de l'exemple 1 selon l'art antérieur, et qui comporte 62,4 %mol d'hydrogène sulfuré, contre seulement 51,4 %mol dans le gaz acide de l'exemple 1 selon l'art antérieur, va être préchauffée à 220 C tout comme l'air injectée. La température atteinte dans le four est supérieure à celle de l'exemple 1 et donc suffisante pour 1 o réduire la teneur résiduelle en hydrocarbures aromatiques à la sortie du four à moins de 25 ppmv. Le catalyseur Claus du premier étage catalytique va donc avoir une activité et une durée de vie supérieure.
Exemple 3 (selon l'invention) 15 L'exemple 3 illustre le fonctionnement du procédé décrit en référence à la figure 1. Le même gaz naturel, de même composition que dans l'exemple 1, (voir tableau 1), est traité dans la colonne d'absorption 2 selon les mêmes conditions opératoires que dans l'exemple 1. 20 Après une première détente dans le ballon de flash 6, la solution d'amine sort du ballon de flash 6 par la ligne 8, traverse l'échangeur 9, pour subir une deuxième détente dans le ballon 12. La détente, qui permet d'éliminer une part du dioxyde de carbone et la majorité des hydrocarbures aromatiques, libère un gaz de flash, qui sort du ballon par la ligne 13. Ce flash 25 est réalisé dans les mêmes conditions que dans l'exemple 2 et le gaz de flash a la même composition que dans l'exemple 2, donnée dans le tableau 4. hydrocarbures aromatiques (benzène, toluène et xylènes) 188 ppmv 25 La solution d'amine sort du ballon 12 par la ligne 15 pour aller vers la colonne de régénération 18. Après régénération, la solution d'amine, sort de la colonne de régénération 18 par la ligne 27 pour aller, après avoir traversé l'échangeur 9, 5 vers la colonne d'absorption 2 par la ligne 30. Le gaz acide issu de la colonne de régénération 18 a la même composition que dans l'exemple 2, donnée par le tableau 5. Le gaz de flash issu du ballon 12 est envoyé vers un condenseur 40 par la ligne 13 afin d''abaisser la teneur en eau. La composition du gaz de flash 10 obtenue après condensation est donnée dans le tableau 6. Constituants Concentration hydrogène sulfuré 35,6 %mol dioxyde de carbone 58,9 %mol eau 4,6 %mol méthane 0,5 %mol éthane + autres hydrocarbures plus 0,04 %mol lourds aromatiques (benzène, toluène et 4028 ppmv xylènes) Tableau 6
Ce gaz de flash, pauvre en H2S et riche en aromatiques, est envoyé à 15 un débit de 12,3 kNm3/h par la ligne 13, après condensation, vers la section 32, c'est-à-dire en première zone du four du Claus. Une fraction du gaz acide riche en H2S, issu de la colonne de régénération 18, est envoyée par la ligne 25 vers la section 32, c'est-à-dire la première zone du four du Claus, la majorité de ce gaz acide est envoyée par la ligne 41 vers la section 33, c'est-à-dire la deuxième 20 zone du four du Claus.
Le gaz de flash, mélangé à une fraction du gaz acide riche en H2S, est préchauffé à 220 C ainsi que l'air également préchauffé à cette même température : ils sont envoyés dans la première zone du four à travers le brûleur, ce qui permet d'atteindre une température supérieure d'environ 250 C, comparativement à la température atteinte dans l'exemple 1 selon l'art antérieur, et donc suffisante pour réduire la teneur en aromatiques à la sortie du four à moins de 30 ppmv. Le catalyseur Claus du premier étage catalytique va donc avoir une activité et une durée de vie supérieure.
1 o Le fait que le gaz acide obtenu dans les exemples 2 et 3 (voir tableau 5) est, d'une part, plus concentré en H2S et, d'autre part, plus pauvre en CO2 et en hydrocarbures aromatiques, que le gaz acide obtenu dans l'exemple 1 (voir tableau 3) montre bien l'intérêt d'effectuer une détente dans les conditions selon l'invention du solvant dans le ballon 12 avant la régénération. 15
Claims (17)
1) Procédé d"extraction de l'hydrogène sulfuré contenu dans un gaz comportant des hydrocarbures aromatiques, dans lequel on effectue les étapes suivantes: a) on met en contact ledit gaz avec une solution absorbante de manière à obtenir un gaz appauvri en hydrogène sulfuré et une solution 1 o absorbante chargée en hydrogène sulfuré, b) on chauffe et on détend la solution absorbante chargée en hydrogène sulfuré à une pression et une température déterminées de manière à libérer une fraction gazeuse comportant des hydrocarbures aromatiques et à obtenir une solution absorbante appauvrie en hydrocarbures 15 aromatiques, ladite pression et ladite température étant choisies de sorte que ladite fraction gazeuse comporte au moins 50% des hydrocarbures aromatiques contenu dans ladite solution absorbante chargée en hydrogène sulfuré et au plus 35 % d'hydrogène sulfuré contenu dans ladite solution absorbante chargée en hydrogène sulfuré, 20 c) on régénère thermiquement la solution absorbante appauvrie en composés hydrocarbures aromatiques de manière à libérer un effluent gazeux riche en hydrogène sulfuré et à obtenir un solution absorbante régénérée. 25
2) Procédé selon la revendication 1, dans lequel au moins une partie de la solution absorbante régénérée obtenue à l'étape c) est recyclée à l'étape a) en tant que solution absorbante.
3) Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel au moins une partie de l'effluent gazeux riche en hydrogène sulfuré obtenu à l'étape c) est traitée par un procédé Claus.
4) Procédé selon la revendication 3, dans lequel la fraction gazeuse comportant des hydrocarbures aromatiques obtenue à l'étape b) est envoyée vers un brûleur dudit procédé Claus.
5) Procédé selon la revendication 3, dans lequel la fraction gazeuse 1 o comportant des hydrocarbures aromatiques obtenue à l'étape b), ainsi que des gaz de queue dudit procédé Claus sont mis en contact avec une deuxième solution absorbante de manière à produire un flux pauvre en hydrogène sulfuré et une deuxième solution absorbante enrichie en hydrogène sulfuré. 15
6) Procédé selon la revendication 5, dans lequel au moins une partie de la deuxième solution absorbante enrichie en hydrogène sulfuré est recyclée à l'étape a) en tant que solution absorbante.
7) Procédé selon l'une des revendication 5 et 6, dans lequel l'étape c) est 20 réalisée dans une colonne de régénération, et dans lequel au moins une partie de la deuxième solution absorbante enrichie en hydrogène sulfuré est introduite dans ladite colonne de manière être régénérée.
8) Procédé selon l'une des revendications 1 et 2, dans lequel on met en 25 contact la fraction gazeuse comportant des hydrocarbures aromatiques obtenue à l'étape b) avec une portion de la solution absorbante régénérée obtenue à l'étape c), de manière à obtenir une fraction gazeuse appauvrie en hydrogène sulfuré et une troisième solution absorbante enrichie en hydrogène sulfuré.
9) Procédé selon la revendication 8, dans lequel la fraction gazeuse comportant des hydrocarbures aromatiques obtenue à l'étape b) est préalablement refroidie et condensée avant d'être mise en contact avec la 5 portion de la solution absorbante régénérée obtenue à l'étape c).
10) Procédé selon l'une des revendications 8 et 9, dans lequel l'effluent gazeux riche en hydrogène sulfuré obtenu à l'étape c) est traité par un procédé d'oxydation de l'hydrogène sulfuré. 10
11) Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel avant l'étape c), la solution absorbante appauvrie en hydrocarbures aromatiques est mise en contact avec une fraction de l'effluent gazeux riche en hydrogène sulfuré obtenu à l'étape c) de manière à ce que ladite fraction entraîne une 15 partie des hydrocarbures aromatiques contenus dans ladite solution.
12) Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel la solution absorbante comporte une amine en solution dans de l'eau. 20
13) Procédé selon la revendication 12, dans lequel l'amine est choisie parmi le groupe comportant la méthyldiéthanolamine, la diisopropanolamine et les amines stériquement encombrées et dans lequel à l'étape b), ladite température est comprise entre 80 et 140 C, et ladite pression est comprise entre 1,5 et 6 bara. 25
14) Procédé selon la revendication 12, dans lequel l'amine est choisie parmi le groupe comportant la monoéthanolamine et la diéthanolamine, et dans lequel à l'étape b), ladite température est comprise entre 80 et 140 C, et ladite pression est comprise entre 1,5 et 6 bara 30
15) Procédé selon l'une des revendication 1 à 11, dans lequel la solution absorbante est choisie parmi le groupe constitué du sulfolane, le méthanol, la N-formyl morpholine, l'acétyl morpholine, le carbonate de propylène, le diméthyl éther polyethylène glycol ou la N-méthyl pyrrolidone.
16) Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel le gaz est un gaz naturel.
17) Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel le gaz 10 comporte au moins 50ppmv d'hydrocarbures aromatiques.5
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