JP2013517925A - ガス流からの酸性ガスの除去並びに二酸化炭素捕捉及び隔離 - Google Patents

ガス流からの酸性ガスの除去並びに二酸化炭素捕捉及び隔離 Download PDF

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Abstract

炭化水素ガス流を処理するガス処理施設が提供される。炭化水素ガス流は、亜硫酸成分及び二酸化炭素を含む。ガス処理施設は、炭化水素ガス流を（ｉ）スイートニングされたガス流及び（ｉｉ）主として硫化水素及び二酸化炭素で構成された酸性ガス流に分離する酸性ガス除去施設を含む。ガス処理施設は、テールガスを出すクラウス硫黄除去ユニット及びテールガスを受け入れるテールガス処理ユニットを更に含む。種々の実施形態では、ガス処理施設は、テールガスからＣＯ2を捕捉し、これを加圧下で地下貯留層中に注入する。炭化水素ガス流を処理して追加のＣＯ2を捕捉し、これを地下貯留層中に注入するようにする方法も又、提供される。

Description

本発明は、流体分離の分野に関する。特に、本発明は、炭化水素流体流からの亜硫酸成分の除去及び炭化水素流体流と関連した二酸化炭素の回収に関する。
〔関連出願の説明〕
本願は、２０１０年１月２２日に出願された米国特許仮出願第６１／２９７，５２９号（発明の名称：REMOVAL OF ACID GASES FROM A GAS STREAM, WITH CO2 CAPTURE AND SEQUENSTRATION）の権益主張出願であり、この米国特許仮出願を参照により引用し、その記載内容全体を本明細書の一部とする。
本項は、本発明の例示の実施形態と関連している場合のある当該技術分野の種々の態様を紹介するものである。この説明は、本発明の特定の態様の良好な理解を容易にする技術内容の枠組みを提供するのを助けるものと考えられる。従って、本項は、このような見方で読まれるべきであり、必ずしも本項の記載内容が先行技術である旨の承認として読まれるべきではないことは理解されるべきである。
貯留層からの原料天然ガスの産出は、非炭化水素ガスの偶発的な産出を伴う場合が多い。このようなガスは、微量のヘリウム又は窒素を含む場合がある。このようなガスは、汚染要因物質、例えば二酸化炭素（ＣＯ2又は種々の硫黄含有成分を更に含む場合がある。硫黄含有成分としては、硫化水素（Ｈ2Ｓ）、硫化カルボニル（ＣＯＳ）、二硫化炭素（ＣＳ2）、メルカプタン、有機硫化物及びチオフェンが挙げられる。
Ｈ2Ｓ及びＣＯ2が炭化水素ガス流（例えば、メタン又はエタン）の一部として産出される場合、ガス流は、「サワーガス」と呼ばれることがある。サワーガスは、通常、次の処理又は販売のために下流側に送られる前にＣＯ2、Ｈ2Ｓ及び他の汚染要因物の除去処理が行われる。酸性ガスの除去により、「スイートニングされた」（硫黄含有量を少なくした）炭化水素ガス流が生じる。スイートニングされたガス流は、環境的に受け入れ可能な燃料として用いられる場合があり又は輸送及びその後の産業又は住宅における使用のために液化天然ガス、即ちＬＮＧに冷却される場合がある。
炭化水素ガス流から汚染要因物質を除去するために幾つかの方法が開発された。原料天然ガスを処理する一般に利用されている一手法では、物理的溶剤が用いられる。物理的溶剤の一例は、Selexol（登録商標）である。Selexol（登録商標）は、ユニオン・カーバード（Union Carbide）社のガス処理製品に関する商標であり、このユニオン・カーバイド社は、ダウ・ケミカル・カンパニー（Dow Chemical Company）の子会社である。Selexol（商標）溶剤は、ポリエチレングリコールのジメチルエーテルの混合物である。このような一成分の一例は、ジメトキシテトラエチレングリコールである。Selexol（商標）溶剤が冷却され、次にＣＯ2であらかじめ飽和状態にされると、Selexol（商標）溶剤は、Ｈ2Ｓに対して選択的になる。
原料天然ガスを処理する別の手法では、化学的溶剤が用いられる。化学的溶剤の一例は、Ｈ2Ｓ選択的アミンである。Ｈ2Ｓ選択的アミンとしては、メチルジエタノールアミン（ＭＤＥＡ）及びアミンのFlexsorb（登録商標）系統群が挙げられる。Flexsorb（登録商標）アミンは、Ｈ2ＳをＣＯ2含有ガス流から選択的に除去するための好ましい化学的溶剤である。Flexsorb（登録商標）アミンは、ＣＯ2吸収と比較してＨ2Ｓ吸収速度が比較的早いという利点を有する。立体障害的アミン分子は、カルバメート（カルバマートともいう）の生成を阻止するのに役立つ。
アミンを主成分とする溶剤は、炭化水素ガス流中の酸性ガス成分との化学的反応を利用する。反応プロセスは、「ガススイートニング（gas sweetening）」と呼ばれる場合がある。このような化学的反応は、一般に、特に３００ｐｓｉａ（２．０７ＭＰａ）以下の供給ガス圧力で物理的作用を利用する溶剤よりも効果的である。この点に関し、アミンを主成分とするＨ2Ｓの除去は、低圧で実施されるのが良い。
また、酸性成分の除去のためにハイブリッド溶剤が利用されている。ハイブリッド溶剤は、物理的溶剤と化学的溶剤の混合物を用いている。ハイブリッド溶剤の一例は、Sulfinol（登録商標）である。
上述の溶剤の使用にあたり、オプションとして、原料天然ガスを冷却し、次に、これを接触器容器内で「リーン」溶剤と混合する。溶剤が化学的溶剤を含む場合、接触器容器は、吸収器容器又は接触塔と呼ばれる場合がある。この場合、化学的溶剤は、酸性成分を吸収する。例えば、選択的アミンを用いた硫化水素の除去は、オプションとして脱水されると共にオプションとして冷却された原料天然ガス流を吸収器容器内の化学的溶剤と接触させることにより達成できる。
伝統的に、化学的溶剤を用いた酸性ガスの除去では、原料天然ガス流を溶剤と向流状態で接触させることが必要である。原料ガス流を接触塔の底部内に導入する。それと同時に、溶剤溶液を塔の頂部内に差し向ける。塔は、トレイ、充填材又は他の「内部構造物」を有する。液体溶剤が内部構造物を通ってカスケードすると、液体溶剤は、望ましくない酸性ガス成分を吸収し、これらを「リッチ」溶剤溶液の一部として接触塔の底部を通って運び出す。それと同時に、大部分のＨ2Ｓ及び／又はＣＯ2を減少させたガス状流体は、塔の頂部のところで出る。
上述のプロセスでは、スイートニングされたガス流は、主として、メタンを含み、含有している二酸化炭素は少量である。この「スイート」ガスは、接触器又は吸収器の頂部から流出する。処理された「スイート」ガスを例えば液体回収のために更に処理しても良く或いはＣＯ2濃度が例えば約２体積％以下である場合、売却してパイプラインに送り込んでも良い。さらに、スイートニングされたガス流を、気‐液プロセスのための供給原料として使用し、次に、最終的に、ワックス、ブタン、潤滑剤、グリコール及び他の石油系製品を製造するために使用することができる。
上述したように、溶剤プロセスは又、溶剤及び酸性成分を含む「リッチ」溶剤流を生じさせる。リッチ溶剤を再生するには、酸性成分をストリップして溶剤を再びリーンにし、その結果、溶剤を再利用できることができるようにする。再生プロセスは、「脱離（脱着ともいう）」と呼ばれる場合もあり、吸収性液体の活性溶剤から酸性ガスを分離するために用いられる。残るものは、硫黄含有化合物及び幾分かの二酸化炭素を含む濃縮酸性不純物流である。
ガス分離プロセスのための溶剤の使用により、分離された亜硫酸汚染要因物質の処分に関する問題が生じる。硫黄化合物の相当なレベルが酸性ガス中に存在している場合、何らかの仕方で酸性ガスに化学変化を起こさせて無害の副生物、例えば元素としての硫黄を生じさせ、或いは硫黄化合物を何らかの仕方で隔離する必要がある。幾つかの場合、濃縮酸性ガス（主としてＨ2Ｓから成り、幾分かのＣＯ2を含む）は、硫黄回収ユニット（“ＳＲＵ”）に送られる。ＳＲＵは、Ｈ2Ｓを良性の硫黄元素に変換する。Ｈ2Ｓを硫黄に変換してこれを貯蔵する既存のプラントが多く存在する。
硫黄は陸上に貯蔵されている間、二酸化炭素ガスが大気中に放出される場合が多い。しかしながら、ＣＯ2を放出するというやりかたは、望ましくない場合がある。ＣＯ2エミッションを最小限に抑える一提案例は、酸性ガス注入（“ＡＧＩ”）と呼ばれるプロセスである。ＡＧＩは、酸性ガスの除去の直後に望ましくないサワーガスを加圧して地下地層中に再注入することを意味している。
酸性ガス注入（ＡＧＩ）は、限られた数の分野においてのみ大規模に実施される比較的新たな技術である。ＡＧＩでは、相当な圧縮と結合して適当な地下貯留層を利用できなければならない。ＣＯ2及びＨ2Ｓは、オプションとして、注入されると共にまとめて隔離されるのが良い。
幾つかの場合、注入された酸性ガスは、石油・原油の回収増進作業のために人工的な貯留層圧力を生じさせるために用いられる。このことは、酸性成分が追加の油を回収するために混和性の石油・原油回収増進（ＥＯＲ）剤として用いられる。これは、酸性ガスが主として二酸化炭素で構成されている場合に特に魅力的である。Ｈ2Ｓの体積及び／又は濃度が候補としての注入貯留層にとって高すぎる場合、Ｈ2Ｓの大部分は、この場合も又、ＡＧＩの前に元素としての硫黄に変換される必要がある。
いずれの場合においても、Ｈ2Ｓを元素としての硫黄に変換する公知形式の硫黄回収プロセスは、クラウス法である。クラウス法では、硫化水素（及び他の亜硫酸成分）の１／３を反応炉内で空気と共に燃焼させてＳＯ2（及び幾分かの元素としての硫黄）を生じさせる。これは、以下の反応式に従って実施される酸化プロセスである。
〔化１〕
Ｈ2Ｓ＋３／２Ｏ2 ―――＞ ＳＯ2＋Ｈ2Ｏ
又は
２Ｈ2Ｓ＋３Ｏ2 ―――＞ ２ＳＯ2＋２Ｈ2Ｏ
これは、二酸化硫黄を発生させる強発熱反応である。相当多量の窒素がこの時点でプロセスに入り込む場合があるが、化学反応には関与しない。次の反応は、クラウス反応と呼ばれている発熱及び酸化から生じる。
〔化２〕
２Ｈ2Ｓ＋ＳＯ2 ＜―――＞ ３Ｓ＋２Ｈ2Ｏ
理解できるように、硫黄及び水がこの反応中に生じる。硫黄及び水は、凝縮器に送られる。元素としての硫黄は、凝縮器から融液として放出される。次に、亜硫酸融液を任意の数の形態に凍結させるのが良い。
クラウス反応は、平衡制限反応であり、このことは、この反応が一般に完了せず、但し、高い変換率、即ち、９５％を超える変換率が可能であることを意味している。酸性ガス流中の初期Ｈ2Ｓ濃度が高ければ高いほど、クラウス硫黄除去プロセスの効率がそれだけ一層高くなる。いずれの場合においても、或る程度の量の未反応Ｈ2Ｓ及びＳＯ2が残る。これらガスを再熱してアルミナ又はチタニア触媒を収容した触媒式反応器内に導入する。触媒は、Ｈ2ＳとＳＯ2との反応を一層容易にしてより多くの元素としての硫黄を生じさせる。硫黄を凝縮し、ガスを再熱し、そしてこれを触媒式反応器内に導入するこのシーケンスを１回又は２回以上繰り返し実施して所望レベルの硫黄回収に達するのが良い。
クラウス硫黄回収作業に関する一般的なプロセスが図１に概略的に示されている。図１は、公知の硫黄回収プラント１００を示している。硫黄回収プラント１００は、硫化水素及び他の亜硫酸成分を元素としての硫黄に変換するよう稼働する。元素状態の硫黄は、ライン１５０′，１５０″，１５０′″のところでプラント１００から次第に蓄積されている状態で示されている。
クラウス法を実施するため、Ｈ2Ｓを含有した酸性ガス流をプラント１００中に差し向ける。酸性ガス流は、ライン１１０のところに示されている。酸性ガス流１１０を空気の流れ１１５と共に反応炉１２０内に導入する。この反応炉で、硫化水素（及び他の亜硫酸成分）の１／３を空気１１５と燃焼させて上述の第１の反応に従ってＳＯ2（及び幾分かの元素状態の硫黄）を生じさせる。反応炉１２０は、約１０〜１５ｐｓｉｇの圧力及び典型的には８５０℃を超える温度で稼働する。
反応炉１２０は、クラウス法の「サーマルセクション」の一部として廃熱ボイラ１２５と共に働く。廃熱ボイラ１２５は、反応器１２０から熱を回収して蒸気を生じさせる。上述の第２の反応式に従って硫黄及び水蒸気を発生させる。
図１では、硫黄と水の組み合わせが、ライン１２２のところで廃熱ボイラ１２５を出た状態で示されている。次に、ライン１２２内の硫黄と水は、第１の凝縮器１３０′中に差し向けられる。凝縮器１３０′内において、元素としての硫黄が気相から凝縮して得られる。硫黄が、第１の凝縮器１３０′から第１の硫黄ライン１５０′内に放出される。硫黄ライン１５０′内の硫黄は、当初、融液相にあるが、下流側プロセスにおける冷却中に固相に変わる。
経験上、クラウス反応は、Ｈ2Ｓ及びＳＯ2を全て元素状態の硫黄に変換するわけではない。このことは、未反応Ｈ2Ｓ及びＳＯ2が残ることを意味している。さらに変換結果を得るため、未反応Ｈ2Ｓ及びＳＯ2を（ＣＯ2、Ｎ2及びＨ2Ｏ蒸気と一緒に）第１の凝縮器１３０′からオーバーヘッドライン１３２′中に放出する。オーバーヘッドライン１３２′内の放出されたガスは、硫黄の露点よりも高く再熱器１４０′内で加熱される。Ｈ2Ｓ、ＳＯ2及び他のガスの加熱流は、再熱器１４０′からライン１４２′中に放出される。ライン１４２′内のＨ2Ｓ及び他のガスの加熱流は、アルミナ又はチタニア触媒を収容した変換器又は「反応器」１４４′中に導入される。触媒は、Ｈ2ＳとＳＯ2のそれ以上の反応を容易にしてより多くの元素状態の硫黄を生じさせる。
元素状態の硫黄は、ライン１４６′を通って第２の凝縮器１３０″内に流入する。元素状態の硫黄は、ライン１４６′の気相から凝縮により得られ、これは、融液として第２の硫黄ライン１５０″中に放出される。硫黄を凝縮し、ガスを再熱し、そしてこれを触媒式反応器内に導入するこのシーケンスをオプションとして１回又は２回以上繰り返し実施して所望レベルの硫黄回収に達するのが良い。図１では、第２の再熱器が符号１４０″で示され、加熱状態のＨ2Ｓ及びＳＯ2の第３の流れが符号１４２″で示され、第２の反応器が１４４″で示され、第３の凝縮器が符号１３０′″で示されている。第３の凝縮器１３０′″は、第３の硫黄ライン１５０′″について凝縮を行う。
触媒的段階を通った後でも、多すぎるほどの未反応Ｈ2Ｓ及びＳＯ2が存在する場合がある。典型的には、１〜３体積パーセントのこれらのガスが残る。この割合は、典型的には、焼却して大気中に放出するには高すぎると考えられる。この残りの亜硫酸ガス流は、「テールガス（排ガス）」と呼ばれる。テールガスは、未反応Ｈ2Ｓ及びＳＯ2を含むだけでなく、燃焼用空気からのＣＯ2及びＮ2を含む場合がある。テールガスは、第３の凝縮器１３０′″から出たライン１６０のところに示されている。当然のことながら、テールガス１６０は、第２の再熱器１４０″、第２の反応器１４４″及び第３の凝縮器１３０′″が用いられない場合、ライン１３２″であっても良い。
政府系企業体の中には、９７％又は９８％を超える硫黄回収効率を必要としているものがある。このレベルの硫黄除去率を達成するためには、テールガス１６０を処理しなければならない。これは、テールガス処理ユニット、即ち“ＴＧＴＵ”で行われる。ＴＧＴＵについて多くの「テールガス」処理オプションが開発された。
図２は、公知のガス処理及び硫黄回収施設２００を概略的な配置状態で示している。施設２００は、酸性ガス除去施設２２０及びその次のクラウス硫黄回収ユニット２３０を有している。施設２００は、テールガス処理ユニット２４０を更に有する。
図２では、原料ガス流２１０は、まず最初に、酸性ガス除去施設２２０に入っている状態で示されている。ガス流２１０は、例えば、炭化水素回収作業からの原料天然ガスであるのが良い。天然ガス処理用途の場合、ガス流２１０は、少なくとも１００ｐｓｉｇ、より典型的には少なくとも５００ｐｓｉｇの圧力を有することが好ましい。一般に、ガス圧力の少なくとも一部分は、地下貯留層からガス処理施設２００に流入するガス流２１０の圧力に起因していることが想定されるが、１つ又は２つ以上の圧縮機（図示せず）を用いて圧力をブーストしても良い。
また、原料天然ガス流２１０は、典型的には、酸性ガス除去施設２２０に入る前に脱水処理を受ける。これは、グリコールの使用により実施されるのが良い。また、酸性ガス除去システム２２０における酸性ガス処理プロセス中における液体溶剤のフォーミングを阻止するようガス流２１０をクリーンに保つことが望ましい。したがって、原料天然ガス流２１０は、典型的には、入口分離器及びコアレッサ（図示せず）に通されて不純物、例えばブライン及び掘削泥水が濾過により除去される。分離器及びコアレッサも又、凝縮炭化水素を除去することになる。何らかの粒子濾過も又行われる場合がある。
ガス流２１０は、少なくとも１種類の炭化水素ガス成分、主としてメタンを含む。ガス流２１０は、さらに、少なくとも１種類の酸性ガスを含む。酸性ガスの例は、硫化水素及び二酸化炭素である。特に「サワー」現場の天然ガス流は、例えば、メタン及び場合によってはこれよりも重い炭化水素成分、例えばエタン又はプロパンと共に１０〜４０％Ｈ2Ｓ及び／又は５〜１０％ＣＯ2を含む場合がある。
酸性ガス除去施設２２０は、酸性ガス成分を炭化水素ガスから分離するよう稼働する。これは、例えば、上述の種々の溶剤反応プロセスにより行われるのが良い。変形例として、極低温分離プロセスを用いても良く、例えば、エクソンモービル・アップストリーム・リサーチ・カンパニー（ExxonMobil Upstream Research Company）により開発されると共に用いられているControlled Freeze Zone（商標）（ＣＦＺ）プロセスを用いても良い。ＣＦＺ（商標）プロセスは、凍結ＣＯ2及びＨ2Ｓ粒子が蒸留塔の開放部分内に生じることができるようにし、次にメルトトレイ上にこれら粒子を捕捉することによって固体粒子を生じさせる二酸化炭素の性質を利用する。その結果、クリーンなメタン流（原料ガス中に存在する幾分かの窒素又はヘリウムと一緒に）を塔の頂部に生じさせる一方で低温液体ＣＯ2／Ｈ2Ｓ流を塔の底部で生じさせる。ＣＦＺ（商標）法及び関連機器の或る特定の態様が米国特許第４，５３３，３７２号明細書、同第４，９２３，４９３号明細書、同第５，０６２，２７０号明細書、同第５，１２０，３３８号明細書及び同第６，０５３，００７号明細書に記載されている。
図２では、スイートニングされたガス流は、酸性ガス除去施設２２０を上方に出ている状態で示されている。これは、ライン２２２で示されている。さらに、酸性ガス流は、酸性ガス除去施設２２０をボトムズ流として出ている状態で示されている。これは、ライン２２４で示されている。ライン２２４中の酸性ガス流は、主として、二酸化炭素及び硫化水素を含む。酸性ガス流は、クラウス硫黄回収施設２３０に入る。クラウス硫黄回収施設２３０は、ＳＲＵとして働く。
図１と関連して上述したように、クラウス硫黄回収施設２３０は、酸性ガス流中の亜硫酸成分を元素状態の硫黄に分解するよう働く。図２では、元素状態の硫黄流は、クラウスＳＲＵ２３０から符号２３２のところで出ている状態で示されている。テールガス流も又、ライン２３４を通ってクラウスＳＲＵ２３０から出る。
テールガス流２３４は、ＴＧＴＵに差し向けられる。ＴＧＴＵは、符号２４０で示されている。ＴＧＴＵ内で、テールガス流２３４は、「清浄化」される。図２の構成では、硫化水素は、ＴＧＴＵ２４０から差し向けられて再循環してクラウス硫黄回収ユニット２３０の前側端部に戻される。これは、ライン２４２で示されている。主として窒素及び二酸化炭素から成る残りの生成物は、ライン２４４を通って焼却炉２５０に差し向けられる。微量のＨ2Ｓが燃やされて窒素及び二酸化炭素と一緒にベントライン２５２を通って大気中に放出される。
米国特許第４，５３３，３７２号明細書 米国特許第４，９２３，４９３号明細書 米国特許第５，０６２，２７０号明細書 米国特許第５，１２０，３３８号明細書 米国特許第６，０５３，００７号明細書
ＴＧＴＵについて種々のテールガス処理オプションが開発された。例えば、シェル（Shell）社は、シェル・クラウス・オフガス・トゥリーティング（Shell Claus Offgas Treating: SCOT）法を採用している。この場合、テールガスは、脱水されてテールガス流中のＳＯ2及びメルカプタンがＨ2Ｓに変換される。これは、還元ガス発生器（ＲＧＧ）及び次のコバルト‐モリブデン（Ｃｏ‐Ｍｏ）触媒床の使用によって行われる。この方法については、図３Ａと関連して図示されると共に以下に更に詳細に説明する。
ＳＣＯＴ法の出力は、幾分かのＣＯ2を含むＨ2Ｓであり、これは、再循環してクラウス硫黄回収ユニット２３０に戻される。しかしながら、ＳＣＯＴ法では、大部分のＣＯ2は、必然的にＴＧＴＵ２４０を通って焼却炉２５０に至り、そしてＮ2と一緒に大気に放出される。ベントラインがこの場合も又、符号２５２で示されている。
大気中に放出されるＣＯ2の量を減少させ又は最小限に抑える改良型テールガス処理ユニットを提供することが望ましい。さらに、テールガス処理ユニットからの増大したレベルのＣＯ2を捕捉し、これをオプションとして石油・原油回収増進作業のために貯留層中に注入することによってテールガス処理ユニットからのＣＯ2エミッションを実質的に減少させることが望ましい。
第１に、炭化水素ガス流を処理するガス処理施設が提供される。炭化水素ガス流は、亜硫酸成分及び二酸化炭素を含む。種々の実施形態では、ガス処理施設は、テールガスからＣＯ2を捕捉し、これを地下貯留層中への注入のために加圧する。
ガス処理施設は、酸性ガス除去施設を有する。酸性ガス除去施設は、炭化水素ガス流を（ｉ）スイートニングされたガス流及び（ｉｉ）主として硫化水素及び二酸化炭素で構成された第１の酸性ガス流に分離する。
ガス処理施設は、クラウス硫黄回収ユニットを更に有する。クラウス硫黄回収ユニットは、第１の酸性ガス流を受け入れて該第１の酸性ガス流を（ｉ）元素としての硫黄の液体流及び（ｉｉ）酸性ガス不純物を含むテールガスに分離する。
ガス処理施設は、テールガス処理ユニットを更に有する。テールガス処理ユニットは、テールガスを受け入れ、テールガスをｉ）吸収器容器からのオーバーヘッド副生物流及び（ｉｉ）再生器容器からの第２の酸性ガス流に分離する。
好ましくは、吸収器容器は、二酸化炭素と亜硫酸成分の両方を吸収するアミンを利用する。このようにすると、テールガス処理ユニットに入る亜硫酸成分及び二酸化炭素の大部分が吸収器容器内に吸収され、そしてリッチ溶剤流として吸収器容器から再生器容器に放出される。
一態様では、アミンは、ジエタノールアミン（ＤＥＡ）、ジイソプロパノールアミン（ＤＩＰＡ）、モノエタノールアミン（ＭＥＡ）又はこれらの組み合わせを含む。別の態様では、アミンは、メチルジエタノールアミン（ＭＤＥＡ）を含む。ＭＤＥＡは、ＣＯ2吸収を容易にするよう活性化される。例えば、アミンは、ＣＯ2を依然として放出しながらＨ2Ｓレベルを減少させるようピペラジンで活性化されるのが良い。
ガス処理施設は、焼却炉を更に有するのが良い。焼却炉は、吸収器容器からのオーバーヘッド副生物流を受け入れて燃やし、そして放出する。理想的には、オーバーヘッド副生物流の含むＣＯ2は、極めて僅かである。
さらに、ガス処理施設は、圧縮機ステーションを含む。圧縮機ステーションは、再生器容器からの第２の酸性ガス流を受け入れ、地下貯留層中への注入のために圧力を第２の酸性ガス流に加える。一態様では、圧縮機ステーションからの第２の酸性ガス流を地下貯留層に送るために複数個の酸性ガス注入ウェルが設けられる。一例では、オーバーヘッドガス流が石油・原油の回収増進作業のために用いられる。
ガス処理施設の一実施形態では、酸性ガス除去施設からの第１の酸性ガス流の一部分が圧縮機ステーションに取り出される。次に、この酸性ガス流の一部分は、再生器容器からの第２の酸性ガス流と一緒に地下貯留層中に注入される。
好ましくは、ガス処理施設は、酸性ガス富化施設を更に有する。酸性ガス富化施設は、酸性ガス除去施設からの第１の酸性ガス流を受け、第１の酸性ガス流を（ｉ）オーバーヘッドＣＯ2リッチ流及び（ｉｉ）Ｈ2Ｓリッチ酸性ガス流に分離する。この場合、クラウス硫黄回収ユニットによって受ける第１の酸性ガス流は、Ｈ2Ｓリッチ酸性ガス流である。さらに、オーバーヘッドＣＯ2リッチ流は、酸性ガス富化施設から圧縮機ステーションに差し向けられ、そして再生器容器からの第２の酸性ガス流と一緒に地下貯留層中への注入のために加圧される。
炭化水素ガス流を処理する方法も又提供される。この方法は、追加のＣＯ2の捕捉を可能にする。次に、ＣＯ2を地下貯留層中に注入する。この方法は、ガス処理施設で実施される。
この方法は、第１に、炭化水素ガス流を酸性ガス除去施設で分離するステップを有する。炭化水素ガス流は、亜硫酸成分及び二酸化炭素を含む。炭化水素ガス流を（ｉ）スイートニングされたガス流及び（ｉｉ）主として硫化水素及び二酸化炭素で構成された第１の酸性ガス流に分離する。
この方法は、第１の酸性ガス流をクラウス硫黄回収ユニットで受け入れるステップを更に有する。酸性ガス流を（ｉ）元素としての硫黄の液体流及び（ｉｉ）酸性ガス不純物を含むテールガスに分離する。
この方法は、テーガスをテールガス処理ユニットで受け入れるステップを更に有する。テールガスを（ｉ）吸収器容器からのオーバーヘッド副生物流及び（ｉｉ）再生器容器からの第２の酸性ガス流に分離する。好ましくは、吸収器容器は、二酸化炭素と亜硫酸成分の両方を吸収するアミンを利用し、テールガス処理ユニットに入る二酸化炭素の大部分が吸収器容器内に吸収され、そして吸収器容器からリッチ溶剤流再生器容器に放出されるようにする。
この方法は、次に、圧縮機ステーションにおいて圧力を再生器容器からの第２の酸性ガス流に加えるステップを有する。次に、この方法では、第２の酸性ガス流を地下貯留層中に注入する。
一態様では、酸性ガス除去施設からの第１の酸性ガス流の一部分が圧縮機ステーションに取り出され、地下貯留層中への注入のために加圧される。この第１の酸性ガス流の一部分は、再生器容器からの第２の酸性ガス流と一緒に注入される。
オプションとして、この方法は、複数個の酸性ガス注入ウェルを用意するステップを更に有する。複数個の酸性ガス注入ウェルは、テールガス処理ユニットの再生器容器からの酸性ガス流を地下貯留層に送る。これは、隔離又は地下貯留層中における石油・原油回収増進作業のためであるのが良い。
一実施形態では、この方法は、リッチ溶剤流が再生器容器に入る前にリッチ溶剤流を熱交換器で加温するステップ及び加温されたリッチ溶剤流を再生器容器中に差し向けるステップを更に有する。
別の実施形態では、この方法は、凝縮器容器で第２の酸性ガス流中の二酸化炭素及び亜硫酸成分から残留アミン及び凝縮水を分離するステップを更に有する。残留アミン及び凝縮水を再生器容器に戻すよう差し向ける。この実施形態では、再生器容器からの第２の酸性ガス流は、ＣＯ2及びＨ2Ｓが圧縮機ステーションに送り出される前に、残留アミンの除去のために凝縮器容器に通される。
好ましくは、この方法は、吸収器容器からのオーバーヘッド副生物流を焼却するステップを更に有する。この方法は、焼却された副生物流を大気中に放出するステップを更に有する。理想的には、副生物流は、僅かな量のＣＯ2を含み、従って、公知の方法よりも大気中に放出されるＣＯ2の量が少ない。焼却炉は、ＣＯ2も又発生させることが解る。
一構成例では、ガス処理施設は、酸性ガス除去施設からの第１の酸性ガス流を受け、この第１の酸性ガス流を（ｉ）オーバーヘッドＣＯ2リッチ流及び（ｉｉ）Ｈ2Ｓリッチ酸性ガス流に分離する酸性ガス富化施設を更に有する。この構成例では、本方法は、
クラウス硫黄回収ユニットにおいてＨ2Ｓリッチ酸性ガス流を酸性ガス流として受けるステップと、
オーバーヘッドＣＯ2リッチ流を圧縮機ステーションに送り出すステップと、
圧縮機ステーションにおいて圧力をオーバーヘッドＣＯ2リッチ流に加えるステップと、
オーバーヘッドＣＯ2リッチ流をテールガス処理ユニットの再生器容器からの第２の酸性ガス流と一緒に地下貯留層中に注入するステップとを更に有するのが良い。
本発明を良好に理解できるように、或る特定の図解、図表及び／又は流れ図が本明細書に添付されている。しかしながら、図面は、本発明の選択された実施形態のみを示しており、従って、本発明の範囲を限定するものと解されてはならないことは注目されるべきである。というのは、本発明は、他の同様に効果的な実施形態及び用途に利用できる余地があるからである。
クラウス反応に従って硫黄除去プロセスを実施するガス処理施設（このような施設流体成分分離技術では公知である）の略図である。 原料天然ガス流から酸性ガス成分を除去する公知のガス処理施設（この施設酸性ガス除去施設、クラウス硫黄回収施設、テールガス処理ユニット及び焼却炉を含む）の略図である。 ガス処理業界において知られているテールガス処理ユニットの略図である。 本発明の一実施形態としての改造型テールガス処理ユニットの略図である。 本発明の一実施形態としてのガス処理施設の略図であり、この場合、酸性ガス除去施設から除去された酸性ガスの一部分が酸性ガス注入のために直接圧縮機ステーションに送られている状態を示す図である。 酸性ガスの除去のための公知のガス処理施設の略図であり、この場合、酸性ガス富化がＨ2Ｓをクラウス硫黄回収ユニットに送られる前に行われ、二酸化炭素がクラウス硫黄回収ユニットの周りにそらされて焼却炉中に差し向けられる状態を示す図である。 改造型実施形態としての酸性ガスの除去のためのガス処理施設の略図であり、この場合も又、酸性ガス富化がＨ2Ｓをクラウス硫黄回収ユニットに送る前に行われるが、二酸化炭素が今や酸性ガス注入のために圧縮機ステーションに送られる状態を示す図である。 一実施形態としての炭化水素ガス流を処理する方法を実施するためのステップを示す流れ図であり、炭化水素ガス流が亜硫酸成分及び二酸化炭素を含み、この方法がガス処理施設、例えば図４又は図５Ｂの施設で実施される状態を示す図である。
定義
本明細書において用いられる「天然ガス」という用語は、原油井（随伴ガス）から又は地下のガス貯留地層（非随伴ガス）から得られた他成分ガスを意味する。天然ガスの組成及び圧力は、大幅に異なる場合がある。典型的な天然ガス流は、主要な成分としてメタン（Ｃ1）を含む。天然ガス流は、エタン（Ｃ2）、即ち、分子量の高い炭化水素及び１種類又は２種類以上の酸性ガスを更に含む場合がある。天然ガスは、少量の汚染要因物質、例えば水、窒素、硫化鉄及びワックスを更に含む場合がある。
本明細書で用いられる「酸性ガス」という用語は、水に溶けて酸性溶液を生じさせるガスを意味している。このようなガスの非限定的な例としては、硫化水素（Ｈ2Ｓ）、二酸化炭素（ＣＯ2）、二酸化硫黄（ＳＯ2）、二硫化炭素（ＣＳ2）、硫化カルボニル（ＣＯＳ）、メルカプタン又はこれらの混合物が挙げられる。
「煙道ガス」という用語は、炭化水素燃焼の副生物として生じるガス流を意味している。
「圧縮機」という用語は、気体と蒸気の混合物又は排気ガスを含む気体状流体を圧縮する装置を意味し、ポンプ、圧縮機タービン、往復圧縮機、ピストン圧縮機、回転羽根又はスクリュー式圧縮機及び気体を圧縮することができる装置並びにこれらの組み合わせを含む。
「石油・原油の回収増進法」、即ち“ＥＯＲ”は、地下貯留層から炭化水素の回収を増進させる方法を意味している。油井又はガス井の開発にあたり、置換流体又はガスを注入井中に導入して炭化水素を貯留層から産出井に追いやることによって置換効率又は掃効率を向上させる技術を用いるのが良い。
本明細書で用いられる「触媒式（触媒的）」又は「触媒」という用語は、或る特定の温度及び／又は圧力条件下において、特定の化学反応速度を増大させ又は供給流の特定の成分化学吸収剤として働く物質を意味している。
本明細書で用いられる「流体」という用語は、気体（ガスという場合があり、気体とガスは区別なく用いられる）、液体及び気体と液体の組み合わせ並びに気体と固体の組み合わせ及び液体と固体の組み合わせを意味している。
「フラッシング」という用語は、液体を膨張装置又は容器により減圧することを意味しており、液体の一部分は、気相に変換される。
気体流からの選択された気体成分の吸収性液体による除去に関して本明細書において用いられる「リーン（希薄）」及び「リッチ（濃厚）」という用語は、相対的な用語であり、それぞれ、選択された気体成分の充填又は含有量の少ない又は多い度合い又は程度を示唆しているに過ぎず、それぞれ、必ずしも、吸収性液体には全く選択された気体成分がなく、或いは、吸収性液体が選択された気体成分以外の物質を吸収することができないということを示している訳ではなく又は必要としている訳ではない。事実、以下の説明から明らかになるように、接触器内で生じるいわゆる「リッチ」吸収性液体が残留吸収能力を保つことが好ましい。これとは逆に、「リーン」吸収性液体は、追加の吸収を行うことができ、除去されている気体成分の僅かな濃度を保つことができることが解る。
「サワーガス」という用語は、望ましくないほどの量、例えば体積で５５百万分率（ｐｐｍｖ）以上若しくは５００ｐｐｍｖ又は体積で５パーセント以上若しくは体積で１５パーセント以上の酸性ガスを含む気体を意味している。「サワーガス」の少なくとも１つの例は、体積で約２パーセントから体積で約７パーセント以上の酸性ガスを含む気体である。
「工業プラント」という用語は、少なくとも１種類の炭化水素又は酸性ガスを含むガス流を発生させる任意のプラントを意味している。非限定的な一例は、石炭だき発電所である。別の例は、ＣＯ2を低い圧力で放出するセメントプラントである。
「液体溶剤」という用語は、好ましくは酸性ガスを吸収し、それによりガス流から酸性ガス成分の少なくとも一部分を除去し又は「スクラビング」する実質的に液相の流体を意味している。ガス流は、炭化水素ガス流であっても良く或いは他のガス流、例えば硫化水素を含むガス流であって良い。
「スイートニングされたガス流」という用語は、酸性ガス成分の少なくとも一部分が除去された実質的に気相の流体流を意味している。
本明細書で用いられる「炭化水素」という用語は、主として元素としての水素及び炭素（これらが全てであるというわけではない）を含む有機化合物を意味している。炭化水素は、一般に、２つの種類、即ち、脂肪族又は直鎖炭化水素及び環状テルペンを含む環状又は閉リング炭化水素に分類される。炭化水素含有物質の例としては、任意形式の天然ガス、石油、石炭及び燃料として使用でき又は燃料にアップグレードできるビチューメンが挙げられる。
本明細書で用いられる「炭化水素流体」という用語は、気体又は液体である炭化水素又は炭化水素の混合物を意味している。例えば、炭化水素流体は、地層条件において、処理条件において又は周囲条件（１５℃及び１気圧）において気体又は液体である炭化水素又は炭化水素の混合物を含むのが良い。炭化水素流体としては、例えば、石油、天然ガス、炭層メタン、頁岩油（シェールオイル）、熱分解油、熱分解ガス、石炭の熱分解生成物及び気体状又は液体状の他の炭化水素が挙げられる。
本明細書で用いられる「地下」という用語は、地球の表面の下に存在する地質学的層を意味している。
特定の実施形態の説明
図３Ａは、ガス処理業界において知られているテールガス処理ユニット３００Ａの略図である。テールガス処理ユニット（ＴＧＴＵ）３００Ａは、全体として、上述のシェル・クラウス・オフガス・トゥリーティング（ＳＣＯＴ）法に従っている。ＴＧＴＵ３００Ａは、テールガス流３１０を受け入れる。ＴＧＴＵ３００Ａは又、ライン３１２を通って燃料ガスを受け入れると共にライン３１４を通って亜当量空気流を受け入れる。
テールガス流３１０、燃料ガス３１２及び空気流３１４は、還元ガス発生器（ＲＧＧ）３２０内に導入される。ＲＧＧ３２０は、典型的には、ＳＯ2及びメルカプタンをＨ2Ｓに還元するのに必要な水素を発生させるために燃料ガスの亜当量燃焼を行う。ＲＧＧ３２０は、燃料ガスの炭化水素成分を部分的に酸化して一酸化炭素及び水素を発生させる。硫化水素及び一酸化炭素は、ライン３２２を通ってＲＧＧ３２０を出て、触媒床中に差し向けられる。好ましくは、触媒床３３０は、コバルト‐モリブデン（Ｃｏ‐Ｍｏ）触媒床である。触媒床３３０は、水素化反応を促進する。ＲＧＧ３２０と触媒床３３０は、一緒になって、テールガス流３１０中のテールガスを水素化してテールガス流３１０中のＳＯ2及びメルカプタンをＨ2Ｓに変換する。
ＲＧＧ３２０は、より多くの窒素、ＣＯ2及び水蒸気をプロセス中に導入することが注目される。さらに、一酸化炭素がＲＧＧ３２０内で生じる。一酸化炭素は、硫化Ｃｏ‐Ｍｏ触媒床３３０上でＨ2Ｏと反応し、それにより周知の水‐ガスシフト反応により多量の水素及びＣＯ2を発生させる。水‐ガスシフト反応は、次の通りである。
〔化３〕
ＣＯ＋Ｈ2Ｏ ―――＞ＣＯ2＋Ｈ2
追加の酸素の存在により、Ｈ2Ｓ及び水蒸気へのＳＯ2の変換が助長される。
Ｈ2Ｓ含有ガス流がライン３３２を通って触媒床３３０から放出される。Ｈ2Ｓ流は、好ましくは、熱交換器３３４を通って冷却される。冷却されたＨ2Ｓ含有水性流は、流れ３３６として熱交換器３３４を出る。次に、冷却されたＨ2Ｓ含有水性流３３６は、急冷塔３４０に入る。
急冷塔３４０は、主として、クラウス反応により生じた水を取り出すよう働く。過剰水蒸気の大部分は、凝縮されて急冷水としてライン３４４を通って取り出される。急冷水は、ポンプ３４６に通され、次に熱交換器３４８に通される。熱交換器３４８は、急冷水を冷却するよう働く。今や冷却状態のライン３４４からの急冷水の部分は、急冷塔３４０内にその頂部の近くで再導入される。ライン３４４からの残りの水は、ブリードオフライン３４７を通って除去される。過剰のサワー水は、ブリードオフライン３４７を通って除去され、そして冷却のため又は理想的には農業目的でテールガス処理ユニット３００Ａ内のどこか別の場所で用いられる。
急冷塔３４０は、冷却テールガス流を放出する。これは、ライン３４２で示されている。この場合、テールガス流３４２は、Ｈ2Ｓ、Ｎ2、ＣＯ2、ＣＯ及び水蒸気を含んでいる。Ｈ2Ｓを除去するため、次に、ライン３４２内の冷却テールガス流を吸収器３５０内のアミンに接触させる。
吸収器３５０は、Ｈ2Ｓ選択性アミンを用いている。このアミンは、通常、上述のメチルジエタノールアミン（ＭＤＥＡ）及びアミンのFlexsorb（登録商標）系統群に属するアミンが挙げられる。アミンは、或る程度のレベルのＣＯ2と共にＨ2Ｓの大部分を捕捉する。アミンは、吸収器３５０の近くに配置された溶剤タンク（図示せず）のところで生じる。吸収器３５０内へのアミンの導入は、アミンを適当な圧力下で吸収器３５０内に入れるポンプによって助長される。ポンプは、例えば、アミンの圧力を１，０００ｐｓｉｇ以上にブーストすることができる。
吸収器３５０は、向流方式に基づいて動作する。この点に関し、酸性ガスは、ライン３４２から差し向けられて吸収器３５０を一方向に通され、これに対し、化学的溶剤は、吸収器３５０中に逆方向に差し向けられる。化学的溶剤は、ライン３５９を通って吸収器３５０内に導入される。２種類の流体物質が互いに相互作用すると、下方に流れている溶剤は、上方に流れているサワーガスからＨ2Ｓを吸収して「リッチ」溶剤、即ち、吸収されたＨ2Ｓ及び幾分かの付随ＣＯ2を含むアミンを生じさせる。リッチ溶剤は、底部ライン３５４を通る。
底部ライン３５４内のリッチ溶剤は、好ましくは、ブースタポンプ３５６中に取り込まれる。リッチ溶剤は、次に、熱交換器３８０中で熱交換される。再生器容器３６０からの再生溶剤ライン３６４との熱交換が実施される。これにより、リッチ溶剤を予熱することができる。次に、リッチ溶剤は、ライン３５７を通って前方に流れて再生器容器３６０内に入る。
再生器容器３６０内では、アミンが再生される。このことは、アミンが再使用のためにライン３５７内の硫化水素から分離されることを意味する。再生器容器３６０は、約１５〜２５ｐｓｉｇの圧力で動作する大径容器である。再生器容器３６０は、代表的にはトレイ、充填材又は他の内部構造物（図示せず）を有するストリッパ部分をリボイラ（再沸器）の上方に構成する。再生器容器３６０内における蒸気の流通を生じさせるためにリボイラに熱源３６８が提供される。リボイラは、代表的には、その熱源として水蒸気を用いてアミンから水及びＨ2Ｓを沸騰除去する。
再生器容器３６０により、ライン３５７からのリッチ溶剤がトレイ又は他の内部構造物を通って爆落することができる。再生アミンの一部分は、底部ライン３６７を通って取り出される。再生アミンは、ここから、再熱のための熱源３６８としての小型熱交換器を通り、次に、再生器容器３６０内に再導入される。
しかしながら、溶剤の大部分は、底部アミンライン３６４を通って落下する。約２６５°Ｆ（１２９．４℃）の温度状態にあるリーン溶剤流が底部アミンライン３６４を流れる。底部アミンライン３６４は、ブースタポンプ３６６を通ってリーンアミンを運ぶ。温かいアミンは、ここから、上述の熱交換器３８０を通り、ここで、ライン３５４からのリッチ溶剤を加温する。それと同時に、ライン３５４からのリッチ溶剤との熱的接触は、底部アミンライン３６４内のリーンアミンを部分的に冷却するのに役立つ。冷却されたアミンは、熱交換器３５８を通って再熱されるのが良い。冷却されたアミンは、次に、ライン３５９を通って吸収器容器３５０の中部に運ばれる。
吸収器容器３５０は、オーバーヘッド副生物ライン３５２を放出する。オーバーヘッド副生物ライン３５２内のガスは、この場合も又、Ｎ2、水蒸気及びＣＯ2のうちの幾分かを含む。ライン３５２内のこれらオーバーヘッド副生物は、放出ライン３９０に送られる。放出ライン３９０は、オーバーヘッド副生物を焼却炉に運ぶ。かくして、ライン３９０は、図２のライン２４４と同等であり、図２は、テールガス処理ユニット２４０から放出されて焼却炉２５０に差し向けられているガスを示している。焼却炉２５０へのガスの流量を制御するために弁３９２を用いるのが良い。
ライン３５２内の副生物は、幾分かのＨ2Ｓを含む場合があるが、ほぼ確実に含むことが注目される。吸収器容器３５０により提供される吸収ステップの作用を受けないで抜け出たＨ2Ｓは、通常、ＣＯ2及び他のガスと共に焼却炉に至り、最終的に、許容可能なＳＯ2エミッション限度にとって不利になる。（当業者であれば、Ｈ2Ｓを燃焼させると、ＳＯ2が生じることを知っている。）しかしながら、特に始動中及び触媒による硫化処理中、焼却炉をバイパスし、ライン３５２内のガスを破線３９４で示されているようにＲＧＧ３２０に送り戻すことは、オプションである。弁３９６が開いているとき、吸収器容器３５０からの（ライン３５２及び次のライン３９４からの）副生物は、テールガス流３１０と合流する。
再生器容器３６０に説明を戻すと、再生器容器３６０は、オーバーヘッドライン３６２を更に有する。オーバーヘッドライン３６２は、硫化水素（及び付随ＣＯ2）を放出し、このような硫化水素は、再生器容器３６０内のアミンからフラッシング又は瞬間蒸発する。ライン３６２内のサワーガスは、必然的に、微量のアミン及び水を含む。したがって、Ｈ2Ｓリッチサワーガスは、好ましくは、オーバーヘッドライン３６２を通って熱交換器３６３に運ばれ、ここで、冷却され、次に小型凝縮容器３７０内に落下する。熱交換器３６３は、オーバーヘッドライン３６２内のＨ2Ｓリッチサワーガスを冷却するのに役立つ。熱交換器３６３は、空気ファン冷却器であっても良く、或いは、淡水又は海水を用いた熱交換器であっても良い。ライン３６２内のＨ2Ｓリッチサワーガスを冷却することは、水を出すのに役立つ。これは、所要の水補給量を最小限に抑えるのに役立つ。酸性ガス及び自由水が存在するとすれば、システムのこの部分は、通常、高合金メタルで被覆される。
凝縮容器３７０は、Ｈ2Ｓリッチ酸性ガスを生じさせる。Ｈ2Ｓリッチ酸性ガスは、凝縮容器３７０からオーバーヘッドライン３７２を通って放出される。公知のＴＧＴＵ３００Ａでは、Ｈ2Ｓリッチ酸性ガスは、再循環してクラウス硫黄回収ユニットの前部に戻される。これは、図２においてライン２４２で完全に表されており、この図では、Ｈ2Ｓリッチ酸性ガスは、クラウスＳＲＵ２３０に送り戻される。
水及びアミンは、底部ライン３７４を通って凝縮容器３７０から落下する。水とアミンは、一緒の状態で圧力ブースタ３７６中に取り込まれる。水及びアミンは、再生器容器３６０の頂部中に再導入される。水のうちの何割かは、再蒸発するが、大部分の水は、リーンアミンと共に再生器容器３６０を下り、かくして再循環される。
上述したように、テールガス処理ユニット、例えば図３のユニット３００Ａは、多量のＣＯ2を放出することができる。ＣＯ2は、オーバーヘッド副生物ライン３５２を通って吸収器容器３５０から放出される。これよりも少ない量のＣＯ2がＨ2Ｓリッチ酸性ガス流と共にオーバーヘッドライン３７２によって放出される。テールガス処理ユニット、例えばユニット３００ＡからのＣＯ2エミッションを減少させることが望ましい。しかしながら、焼却前に処理済みテールガス流３９０から二酸化炭素を捕捉することはコスト高となる場合がある。というのは、このためには、典型的には、少なくとも１つの接触器容器及び再生器塔を含む第２の溶剤利用捕捉システムが必要だからである。
本技術におけるこの欠点に取り組むため、本明細書において、ＴＧＴＵ、例えばＴＧＴＵ３００Ａ内により反応性の高い溶剤を採用することが提案される。上述したように、ＴＧＴＵのための既存の処理では、通常、上述のメチルジエタノールアミン（ＭＤＥＡ）及び化学溶剤のFlexsorb（登録商標）系統群に属するアミンが用いられる。これらアミンは、Ｈ2Ｓ選択性が非常に高い。このようなアミンは、Ｈ2Ｓの大部分を捕捉するが、ＣＯ2の捕捉量はほんの僅かである。したがって、本明細書において、Ｈ2Ｓ選択性溶剤に代えてより反応性の高い溶剤を用いることが提案される。反応性の高い溶剤は、Ｈ2Ｓ分子を吸収するだけでなく、二酸化炭素のうちの相当高い割合を捕捉する。
反応性の高い溶剤は、次を含む。
‐ジエタノールアミン（ＤＥＡ）、
‐ジイソプロパノールアミン（ＤＩＰＡ）、及び
‐モノエタノール（ＭＥＡ）。
これらは、第一又は第二アミンであると考えられる。
Ｈ2Ｓ分子と共にＣＯ2を捕捉する上で有効な別のアミンは、活性化ＭＤＥＡである。このことは、ＣＯ2吸収を助けるために比較的少量の活性剤がＭＤＥＡ吸収剤に添加されることを意味している。このような活性剤は、例えば、ピペラジンであるのが良い。ピペラジンは、ＭＤＥＡに添加された場合、ＣＯ2のピックアップを容易にする一種のアミンである。
これら化学的溶剤のうちのどれであっても、事実上全てのＨ2Ｓと一緒にＣＯ2のうちの大部分をピックアップすることができる一方で、窒素及び未反応水素を焼却炉に運ぶことができる。これら溶剤のどれによっても、吸収器（例えば、図３Ａの吸収器３５０）内の水蒸気を焼却炉に送ることができる。最も重要なこととして、吸収器容器３５０からオーバーヘッド副生物ライン３５２に至るＣＯ2は、もし存在していてもほんの僅かである。
Ｈ2ＳとＣＯ2の両方を吸収した後、リッチ溶剤流３５４は、次に再生される。これにより、溶剤とＨ2Ｓ及びＣＯ2で構成されるが、窒素及び他の軽いガスが実質的にない酸性ガスが生じる。窒素及び他の軽いガス（例えば、ヘリウム）が存在しないことにより、後で行う酸性ガス注入（ＡＧＩ）作業が容易になる。というのは、酸性ガスを高密度相、即ち実質的に液相に凝縮することが容易だからである。今や実質的に液相の状態にある凝縮酸性ガスの静水頭を坑井内で有利に用いると、凝縮酸性ガスを貯留層中に押し込むことができる。貯留層中に注入されている酸性ガス流は、石油・原油回収増進に用いるのに適している。というのは、この酸性ガス流には貯留層油と混和性であるようにするために通常極めて高い圧力を必要とする軽いガス及び窒素がないからである。
オーバーヘッド副生物ライン３５２からの二酸化炭素の取り出しにより、ＥＯＲ作業のための流体源が提供されると共に大気中へのＣＯ2のエミッションが減少するだけでなく、焼却炉２５０に加わる負荷が減少する。このことは、焼却炉２５０の消費燃料ガスが少なく、それにより焼却炉２５０が燃焼により発生させるＣＯ2の量が減少することを意味している。
ＣＯ2を大気中に放出するのを回避するためにＣＯ2を捕捉する別の手段として且つテールガス処理ユニット３００Ａに対する一層の改良手段として、焼却炉２５０は、触媒焼却法を利用するのが良い。これは、燃料ガス燃焼法とは異なる。触媒焼却法では、例えば酸性ガス富化ユニットからの残留炭化水素と一緒にＨ2Ｓを燃焼させるのに必要な温度が低い。オーバーヘッド副生物流２４４の或る程度の予熱が行われ、空気が追加され、混合物が触媒床に流される。触媒は、ＣＯ2への炭化水素の酸化及びＳＯ2への水蒸気及びＨ2Ｓの酸化を促進する。当業者であれば理解されるように、触媒焼却システムは、好ましくは、結果的に触媒焼却システムに流れるＨ2Ｓのレベルの一時的増大を招く場合のあるＴＧＴＵからの「アプセット（upset）」を取り扱うよう設計されている。
テールガス処理ユニットに対する上述の設計変更は、新たなガス処理施設の設計段階の際に実施されるのが良い。しかしながら、有益には、上述の設計変更は、既存のプラントをレトロフィットすることにより実施可能である。例えば、既存のクラウステールガス処理ユニットは、旧来の溶剤を変更し又は活性剤を旧来の溶剤に添加することによって改造可能である。この場合、オーバーヘッドサワーガスライン３７２は、今や、Ｈ2ＳとＣＯ2ガスの両方を含む。図４と関連して以下に更に説明するように、これらガスは、次に、凝縮され、圧縮され、そして地下貯留層中に注入されるのが良い。
溶剤系の再生能力を補完するのに追加の機器が必要な場合がある。これは、追加のＣＯ2（ベースラインＨ2Ｓと一緒に）運んでいるライン３５７中の溶剤を再生するのに追加の熱及び場合によっては高い溶剤循環速度が必要になる場合があるからである。ＣＯ2と高い反応性を示す傾向のある溶剤は、一般に、反応熱が高く、このことは、リッチアミン溶液（ライン３５４）の温度が今や高くなっていることを意味している。吸収器容器３５０の頂部の温度は、代表的には、約１００°Ｆ（３７．８℃）である。向流混合が吸収器容器３５０内で終了する時点まで、吸収器容器３５０の底部のところのリッチアミン溶液の温度は、最高約１６０°Ｆ（７１．１℃）までである。また、この追加の反応熱を再生プロセスに戻して追加する必要がある。
図３Ｂは、本発明の一実施形態としての改造型テールガス処理ユニット３００Ｂの略図である。ＴＧＴＵ３００Ｂは、図３ＡのＴＧＴＵ３００Ａとほぼ同じである。この点に関し、図３Ｂのテールガス処理ユニット３００Ｂも又、還元ガス発生器（ＲＧＧ）３２０及び触媒床３３０を有している。ＲＧＧ３２０と触媒床３３０は、一緒になって、テールガス流３１０中のＳＯ2及びメルカプタンをＨ2Ｓに変換する水素化反応を促進するようテールガス流３１０中のテールガスを水素化する。テールガス処理ユニット３００Ｂも又、吸収器容器３４０及び溶剤再生器容器３５０を有している。しかしながら、吸収器容器３４０にはより高いＣＯ2反応性アミン溶剤が用いられ、追加の機器が別途設けられている。
専用加熱器３０２が熱交換器３８０の後でリッチ溶剤ライン３５７に沿って設けられていることが理解できる。専用加熱器３０２は、リッチ溶剤が再生器容器３６０に入る前にライン３５７内のリッチ溶剤を予熱する。リッチ溶剤を予熱することにより、Ｈ2Ｓ及びＣＯ2の少なくとも一部分が気相になる。予熱されたリッチ溶剤は、次に、ライン３０４を通って移動する。ライン３０４内の予熱リッチ溶剤は、再生器３６０の頂部中に差し向けられる。
最終的には、オーバーヘッドライン３６２からの酸性ガス成分は、凝縮容器３７０からオーバーヘッドガスライン３７２中に放出される。次に、酸性ガスは、圧縮機ステーションに通され、そして地下貯留層中に注入される。
この改造型酸性ガス処理装置３００Ｂでは、ＣＯ2を圧縮してこれをＨ2Ｓと共に注入するには追加の機器が必要であることは言うまでもない。さらに、ＣＯ2と溶剤接触法中の鋼との反応を妨げるために腐食防止剤が必要な場合がある。
図３Ｂの改造型テールガス処理ユニット３００Ｂは、炭化水素ガス処理施設から大気中に放出される二酸化炭素の量を実質的に減少させる。この点に関し、ＣＯ2は、オーバーヘッド副生物ライン３５２を通って実質的にもはや放出されず又はライン３９０を通って焼却器２５０には実質的にはもはや運ばれず、このかわりに、ＣＯ2は、主としてオーバーヘッドサワーガス流３７２と一緒に放出され、そして隔離される。これは、図４に示されている。
図４は、本発明の一実施形態としてのガス処理施設４００の略図である。施設４００は、本質的に、図２のガス処理施設２００である。しかしながら、オーバーヘッドサワーガス流は、ここでは、加圧及び酸性ガス注入のために圧縮機ステーションに差し向けられる。さらに、酸性ガス除去施設２２０から除去された酸性ガスの一部分は、この場合、酸性ガス注入のために圧縮機ステーションに直接送られる。
図４では、原料ガス流４１０は、酸性ガス除去施設４２０に入っている状態で示されている。ガス流４１０は、例えば、炭化水素回収作業からの原料天然ガスであるのが良い。しかしながら、ガス流４１０は、変形例として、工業発電プラント又は他のプラントからの煙道ガス流であっても良い。
石油及びガス作業との関連において、ガス流４１０は、少なくとも１種類の炭化水素ガス成分、主としてメタンを含む。ガス流４１０は、更に、二酸化炭素、硫化水素及び恐らくは他の酸性ガス成分を含む。酸性ガス除去施設４２０は、炭化水素ガスから酸性ガス成分を分離するよう稼働する。これは、例えば、上述した種々の溶剤反応プロセスにより行われるのが良い。変形例として、極低温分離プロセス、例えば、エクソンモービル・アップストリーム・リサーチ・カンパニーにより開発されたControlled Freeze Zone（商標）（ＣＦＺ）プロセスを用いても良い。
図４では、スイートニングされたガス流は、酸性ガス除去施設４２０を上方に出ている状態で示されている。これは、ライン４２２で示されている。さらに、酸性ガス流は、酸性ガス除去施設４２０をボトムズ流として出ている状態で示されている。これは、ライン４２４で示されている。ライン４２４中の酸性ガス流は、主として、二酸化炭素及び硫化水素を含み、酸性ガス流は、クラウス硫黄回収施設４３０に入る。クラウス反応器施設４３０は、硫黄回収ユニットとしての役目を果たす。これは、図１と関連して図示すると共に上述した硫黄回収ユニット１００に一致していても良い。
図４では、元素状態の硫黄流がクラウス反応器施設４３０を出ている状態で示されている。これは、符号４３２で示されている。元素状態の硫黄は、代表的には、凝縮器から融液として放出され、次にこれが凍結するにつれて硬化する。
テールガス流は又、ライン４３４を通ってクラウス反応器施設４３０を出る。テールガス流４４４は、ＴＧＴＵに差し向けられる。ＴＧＴＵは、符号４４０で示されている。ＴＧＴＵ内で、テールガス流４３４は、「清浄化」される。ＴＧＴＵ４４０は、図３Ｂと関連して図示すると共に説明したテールガス処理施設３００Ｂに従っているのが良い。図４の構成では、硫化水素は、二酸化炭素と共に、ＴＧＴＵ４４０から酸性ガスライン４４２中に差し向けられる。これは、図３Ｂのライン３６２，３７２に一致している。
ライン４４２内の酸性ガスは、圧縮機ステーション４６０に差し向けられる。圧縮酸性ガスは、ここから、ライン４６２中に差し向けられ、次に貯留層中に注入される。貯留層は、ブロック４６５で概略的に示されている。かくして、ライン４６２からの酸性ガスは、放出されるのではなく、或いは、図２にライン２４２のところに示されている硫黄回収ユニット４３０に再循環により戻されるのではなく、地下の或る場所に隔離される。
主として窒素、水蒸気、少量の二酸化炭素及び微量の水素から成る残りの生成物は、焼却炉４５０に差し向けられる。これら副生物は、ライン４４４を通ってテールガス処理ユニット４４０を出る。これは、図３Ｂのライン３５２，３９０に一致している。これら生成物は、燃やされてベントライン４５２を通って大気中に放出される。
また、図４から注目されることとして、ライン４２４からの酸性ガスの一部分は、硫黄回収ユニット４３０を迂回する。これは、ライン４２６で示されている。ライン４２６内の酸性ガスは、圧縮機ステーション４６０に差し向けられ、テールガス処理ユニット４４０を出た酸性ガス流４４２と合流する。次に、ライン４２６，４４２からの酸性ガスは、圧縮されて注入ライン４６２に送られる。かくして、大気中に放出され全体的酸性ガスが減少する。
一例を挙げると、現場が５％ＣＯ2含有量を含んだ状態で一日当たり１０億立方フィート（１フィートは、約０．３ｍ）の供給ガスを産出する場合、９０％の回収では、年間ほぼ１００万トンのＣＯ2が捕捉される。多くの既存のクラウスユニットが、少なくとも或る程度のレベルのＣＯ2を含んだガスを処理すると考えると、これは、年間数百万トンの追加のＣＯ2捕捉量に達する場合がある。
本明細書において開示しているＣＯ2エミッションを減少させる別のやり方は、酸性ガス富化（ＡＧＥ）法に関する。幾つかのガス処理用途では、元の酸性ガス（図４においてライン４２４からのボトム酸性ガス流）のＨ2Ｓ含有量は、少なすぎて従来型クラウスＳＲＵを適正に機能させることができない。クラウス炉１２０は、一般に、「ストレートスルー」クラウス設計の場合、少なくとも４０％の亜硫酸成分含有量、より好ましくは５０％を超えるＨ2Ｓを必要とする。ライン４２４内の酸性ガス流からＣＯ2を除去し、ＣＯ2リッチ流を焼却炉４５０に直接送ることによりＨ2Ｓに関して酸性ガスを「富化」することが知られている。１つ又は２つ以上の実施形態において、酸性ガスライン４４２は、酸性ガス富化施設に差し向けられ、それにより「クリーナ」ＣＯ2を発生させる。
図５Ａは、酸性ガス除去システムから捕捉された酸性ガスを処理する公知のガス処理施設５００Ａの略図である。図５Ａでは、原料ガス流５１０が酸性ガス除去施設５２０に入っている状態で示されている。ガス流５１０は、好ましくは、炭化水素回収作業からの原料天然ガスを含む。オプションとして、原料天然ガス流５１０は、例えばグリコールの使用により脱水処理を受ける。さらに、原料天然ガス流５１０は、好ましくは、入口分離器（図示せず）を通ってて不純物、例えばブライン及び掘削泥水が濾過により除去される。
ガス流５１０は、少なくとも１種類の炭化水素ガス成分、主としてメタンを含む。ガス流５１０は、さらに、酸性ガスを含む。酸性ガス除去施設５２０は、酸性ガス成分を炭化水素ガスから分離するよう稼働する。これは、例えば、上述の種々の溶剤反応プロセスにより実施されるのが良い。変形例として、極低温分離プロセスを用いても良く、例えば、Controlled Freeze Zone（商標）（ＣＦＺ）プロセスを用いても良い。
図２では、スイートニングされたガス流は、酸性ガス除去施設５２０を上方に出ている状態で示されている。これは、ライン５２２で示されている。さらに、酸性ガス流は、酸性ガス除去施設５２０をボトムズ流として出ている状態で示されている。これは、ライン５２４で示されている。ライン５２４中の酸性ガス流は、主として、二酸化炭素及び硫化水素を含み、クラウス反応器５３０に入る。クラウス反応器５３０は、ＳＲＵとして働く。
図１と関連して上述したように、クラウス硫黄回収施設５３０は、酸性ガス流中の亜硫酸成分を元素状態の硫黄に分解するよう働く。図５Ａでは、元素状態の硫黄流は、クラウス硫黄回収施設５３０から出ている状態で示されている。これは、符号５３２で示されている。テールガス流も又、ライン５３４を通ってクラウス硫黄回収施設５３０から出る。
テールガス流５３４は、ＴＧＴＵに差し向けられる。ＴＧＴＵは、符号５４０で示されている。ＴＧＴＵ内で、テールガス流５３４は、「清浄化」される。図５Ａの構成では、硫化水素は、公知の手順に従ってＴＧＴＵ５４０から差し向けられて再循環してクラウス硫黄回収ユニット５３０の前側端部に戻される。これは、ライン５４２で示されている。変形例として、硫化水素は、ＴＧＴＵ５４０から差し向けられて再循環して酸性ガス富化施設５７０に戻され、それにより「クリーナ」ＣＯ2が発生する。水蒸気及び窒素と一緒に主として二酸化炭素から成る残りの生成物は、ライン５４４を通って焼却炉５５０に差し向けられる。これら副生物は、燃やされてベントライン５５８を通って大気中に放出される。
クラウス硫黄回収施設５３０の効率を高めるため、ライン５２４内の酸性ガス流は、酸性ガス富化（ＡＧＥ）施設に通される。これは、想像線のブロック５７０で示されている。ＡＧＥ施設５７０は、酸性ガス流５２４中の二酸化炭素の一部分をオーバーヘッドライン５７２Ａ中に放出する。ＣＯ2の放出は、代表的には、化学的溶剤プロセスにおいてＨ2Ｓ選択性アミンを用いることにより行われる。このプロセスは、Ｈ2Ｓ選択性アミン、例えば立体障害的アミン、例えばＭＤＥＡ又はFlexsorb（登録商標）を利用するのが良く、それにより二酸化炭素がオーバーヘッドガス流として上方に流れることができるようにする。オプションとして、立体障害的アミンをピペラジンで活性化させると、依然としてＣＯ2を放出した状態でＨ2Ｓレベルを減少させることができる。ライン５７２Ａは、幾分かの水蒸気、Ｈ2Ｓ及び炭化水素ガスを更に含む場合があるが、依然としてＣＯ2リッチガス流を表している。ライン５７２Ａ内のＣＯ2リッチガス流は、クラウスＳＲＵ５３０及びＴＧＴＵ５４０を迂回して焼却炉５５０に至る。
作用を説明すると、ライン５７２Ａ内の二酸化炭素及び他のガスをライン５４４内に放出されたＴＧＴＵ５４０の非亜硫酸副生物と合流させる。図５Ａのライン５４４は、図３Ａのライン３５２と同等であり、このようなラインは、主として窒素、水蒸気、ヘリウム及び二酸化炭素から成る。ライン５７２Ａ（又はライン５４４）からのＣＯ2及び他の成分を焼却炉５５０内の加熱領域５５２に差し向け、次に煙突５５６に至らせる。ＣＯ2及び他の副生物を一緒に燃やしてベントライン５５８を通って大気に放出する。
ＡＧＥ施設５７０は又、主としてＨ2Ｓで構成された酸性ガスをこれよりも少ない量の二酸化炭素と一緒に送る。Ｈ2Ｓ富化酸性ガスは、ライン５７４中に放出され、そしてクラウスＳＲＵ５３０に入る。Ｈ2Ｓは、実質的に元素状態の硫黄に変換され、そして融液としてライン５３２中に送られる。これは、硫黄回収のための標準的なやり方である。
ＡＧＥ施設５７０を利用した場合の副次的な利点は、酸性ガス流５２４中に脱離した炭化水素、特に重い炭化水素がクラウス硫黄回収ユニット５３０ではなく、オーバーヘッドガスライン５７２Ａに送られるということにある。これにより、クラウスＳＲＵ５３０の性能が向上すると共に空気ライン３１４を通る空気の需要が減少する。
図５Ａに示されているガス処理システム５００Ａの代替手段として、本明細書では、オーバーヘッドガスライン５７２Ａ中のＣＯ2リッチガスを圧縮機ステーションに送ることが提案される。次に、ＣＯ2を圧縮し、これを大気に放出するのではなく、貯留層中に注入するのが良い。
図５Ｂは、改造型実施形態としての酸性ガスを除去するガス処理施設５００Ｂの略図である。ガス処理施設５００Ｂは、ガス処理施設５００Ａとほぼ同じである。この点に関し、ガス処理施設５００Ｂは、原料天然ガス流５１０を受け入れる。天然ガス流５１０は、酸性ガス除去システム５２０内に差し向けられる。酸性ガス除去システム５２０は、スイートニングされたオーバーヘッドガス流５７２及び酸性ガス流５２４を放出する。ガス処理施設５００Ｂも又、酸性ガス富化（ＡＧＥ）施設５７０を含む。ＡＧＥ施設５７０は、酸性ガス流５２４を受け入れ、次に、ＣＯ2リッチオーバーヘッドガス流５７２及びＨ2Ｓリッチ酸性ガス流５７４を放出する。
ガス処理施設５００Ｂは、クラウス反応器５３０を更に含む。クラウス反応器５３０は、硫黄回収ユニットとしての役目を果たす。クラウス反応器５３０は、酸性ガス除去システム５２０からライン５２４を通ってＨ2Ｓリッチ酸性ガス流５７４を受け入れ、そして酸化プロセス、例えば図１と関連して上述した酸化プロセスにより元素状態の硫黄５３２を沈殿させる。クラウス反応器５３０は又、テールガス流をライン５３４中に放出する。
ライン５３４内のテールガス流は、テールガス処理ユニット５４０に差し向けられる。ＴＧＴＵ５４０は、例えば図３Ｂと関連して上述したようにライン５３４内のテールガスを「清浄化する」。ＴＧＴＵ５４０は、吸収器容器３５０からのオーバーヘッド副生物ガス流５５４（図３Ｂのライン３５２と同等である）を放出する。ＴＧＴＵ５４０は又、サワーガス流５４２（図３Ｂのライン３６２Ｂ，３７２と同等である）を放出する。副生物ガス流５５４は、焼却炉５５０に入り、ここで、水蒸気、水素、窒素及びＨ2Ｓ成分が燃やされて大気に放出される。それと同時に、サワーガス流５４２（図３Ｂの酸性ガスオーバーヘッドライン３７２と同等である）が圧縮機ステーション５６０（図４の圧縮機ステーション４６０と同等である）に送られる。変形例として、サワーガス流５４２をＡＧＥ施設に再循環させても良い。
クラウス反応器施設５３０の効率を高めるため、ガス処理施設５００Ｂも又、酸性ガス富化施設５７０を含む。ＡＧＥ施設５７０は、ライン５２４内の酸性ガス流を受け入れる。ＡＧＥ施設５７０は、酸性ガス流５２４中の二酸化炭素の一部分を取り出し、これをＣＯ2リッチガスとしてオーバーヘッドライン５７２Ｂ中に放出する。残りのＨ2Ｓリッチ酸性ガスは、ライン５７４を通ってクラウス硫黄回収施設５３０に送られる。かくして、酸性ガス富化は、酸性ガス除去システム５２０とクラウス硫黄回収施設５３０との間で行われる。
上述したようにアミン溶剤を利用することによりＡＧＥ施設５７０で二酸化炭素を亜硫酸成分から分離するのが良い。ＣＯ2を除去するための化学的溶剤プロセスと関連して、吸収器容器及び再生器容器が利用される。吸収器容器からのリッチアミン溶液は、オプションとして、これが再生器容器に達する前に、フラッシュ容器内で「フラッシング」されるのが良い。
ＣＯ2リッチガスは、酸性ガス富化施設５７０からオーバーヘッドライン５７２Ｂ中に放出される。図５Ｂのライン５７２Ｂは、図５Ａのライン５７２Ａとは異なっている。ライン５７２Ｂは、ＣＯ2リッチガスを圧縮機ステーション５６０に差し向ける。かくして、図５Ａで行われたようにＣＯ2リッチガスを焼却して放出するのではなく、ＣＯ2は、捕捉されて地下貯留層５６５中に脱離される。これは、図４にライン４４２としても示されており、この場合、ガス処理施設４００は、圧縮機ステーション４６０を含む。
ライン５７２Ｂ内のオーバーヘッドガス流は、主としてＣＯ2で構成され、代表的には、極めて低い濃度の窒素やメタンのような軽いガス成分を含んでいるので、ガスは、圧縮して凝縮するのが比較的容易である。このＣＯ2リッチガス流を注入することにより、ガス処理施設５００Ｂの「ＣＯ2フットプリント」が容易に減少する。このような作業は、施設５００Ｂの硫黄回収効率をも向上させる。というのは、ＣＯ2リッチオーバーヘッドガスライン５７２Ｂ内の残留硫黄が焼却されて、大気中に放出されることがなく、又は、再循環によりクラウスＳＲＵ５３０に戻されるからである。
ガス処理施設５００Ｂのもう一つの態様では、単段並流接触器がテールガス処理ユニット５４０の一部として採用されるのが良い。並流接触器は、例えば、アイルランド所在のプロスコン・オブ・コーク（ProsCon of Cork）社により製造されたProsCon接触器であるのが良い。この接触器は、エダクタ及びその次に位置する遠心コレッサを利用している。遠心コレッサは、液体溶剤を少量の状態に再統合するために大きな遠心力を生じさせる。
並流接触器は、吸収器の上流側でテールガス処理ユニット５４０内に入れられる。接触器は、酸性ガス富化施設５７０から新鮮なアミンを受け入れる。したがって、並流接触器内での接触時間が短いので、Ｈ2Ｓは、優先的にテールガス（例えば、図５Ｂのライン５３４内のテールガス）から吸収される。
Ｈ2Ｓリッチアミン溶液は、並流接触器から放出される。このＨ2Ｓリッチアミン溶液は、酸性ガス富化施設５７０のための再生器に送られる。ここで、リッチアミンは、酸性ガス富化施設５７０からのリッチアミンと合流し、Ｈ2Ｓは、アミン成分から分離され、それにより再生アミン流が生じる。
Ｈ2Ｓリッチアミン溶液から出たＨ2Ｓは、クラウス硫黄回収ユニット５３０に送られる。ここで、Ｈ2Ｓは、元素状態の硫黄に変換され、液体硫黄流５３２と一緒に放出される。他方、単段並流接触器を通過したガスは、テールガス処理ユニット５４０のための吸収器（例えば、図３Ｂの吸収器３１０）に送られる。ここで、ＣＯ2及び残りのＨ2Ｓは、吸収されてライン３５４中に放出される。その結果として、オーバーヘッドサワーガス流（図３Ｂのライン３７２又は図５のライン５４２）のＨ2Ｓの含有量は少なく、このようなオーバーヘッドサワーガス流は、地下貯留層５６５中への注入時に石油・原油回収増進に一層適することとなる。
したがって、この実施形態では、ガス処理施設５００Ｂは、クラウス硫黄回収ユニットとテールガス処理ユニットの吸収器容器との間に配置されていて、（ｉ）テールガスが吸収器容器に送られる前にテールガスからＨ2Ｓを少なくとも部分的に除去し、（ｉｉ）ＣＯ2リッチ流をテールガス処理ユニットの吸収器容器に放出する単段並流接触器を有する。
図３Ａ、図３Ｂ、図４、図５Ａ及び図５Ｂは、本明細書において開示するガス処理方法の選択された観点のみを明確にするようになった非常に概略的な図であることは理解される。ガス処理施設は、多くの詳細なコンポーネント、例えば、チラー、熱交換器、凝縮器、流体ポンプ、ガス圧縮機、ブロワ、他形式の分離及び／又は分留、機器、弁、スイッチ、制御装置、圧力測定装置、温度測定装置、液位測定装置及び流量測定装置を含む。
本明細書における開示の一部として、炭化水素ガス流を処理する方法も又本明細書において提供される。この方法は、追加のＣＯ2の捕捉及び地下貯留層中への捕捉ＣＯ2の隔離を可能にする。
図６は、一実施形態としての炭化水素ガス流を処理する方法６００を実施するためのステップを示す流れ図である。炭化水素ガス流は、亜硫酸成分及び二酸化炭素を含む。方法６００は、ガス処理施設で実施される。
方法６００は、まず最初に、炭化水素ガス流を酸性ガス除去施設で分離するステップを有する。これは、ボックス６１０で示されている。炭化水素ガス流を酸性ガス除去施設で（ｉ）スイートニングされたガス流及び（ｉｉ）主として硫化水素及び二酸化炭素で構成された第１の酸性ガス流に分離する。
方法６００は、第１の酸性ガス流をクラウス硫黄回収ユニットで受け入れるステップを更に有する。これは、ボックス６２０で示されている。酸性ガス流を（ｉ）元素としての硫黄の液体流及び（ｉｉ）酸性ガス不純物を含むテールガスに分離する。
方法６００は、テーガスをテールガス処理ユニットで受け入れるステップを更に有する。これは、ボックス６３０で示されている。テールガスを（ｉ）吸収器容器からのオーバーヘッド副生物流及び（ｉｉ）再生器容器からの第２の酸性ガス流に分離する。好ましくは、吸収器容器は、二酸化炭素と亜硫酸成分の両方を吸収するアミンを利用し、その結果、テールガス処理施設に入ったＣＯ2及びＨ2Ｓの大部分は、吸収器容器内に吸収され、そして吸収器容器からリッチ溶剤流として再生器容器に放出されるようになる。二酸化炭素と亜硫酸成分の両方は、後で、テールガス処理ユニット再生オーバーヘッドガス流として再生器容器から放出される。
方法６００は、次に、第２の酸性ガス流を再生器容器から圧縮機ステーションに送るステップを有する。これは、ボックス６４０で示されている。圧縮機ステーションでは、圧力が第２の酸性ガス流に加えられる。方法６００は、次に、第２の酸性ガス流を地下貯留層中に注入するステップを有する。これは、ボックス６５０で示されている。
一態様では、酸性ガス除去施設からの第１の酸性ガス流の一部分を圧縮機ステーションに送って地下貯留層中への注入のために加圧する。これは、ボックス６６０で示されている。酸性ガス流のこの一部分を再生器容器からの第２の酸性ガス流と一緒に注入する。
方法６００は、１つ、オプションとして複数個の酸性ガス注入ウェルを提供するステップを更に有する。これは、ボックス６７０で示されている。複数個の酸性ガス注入ウェルは、隔離又は地下貯留層中における石油・原油回収増進作業のためにテールガス処理ユニットからの酸性ガス流を地下貯留層に送る。
一実施形態では、方法６００は、リッチ溶剤流が再生器容器に入る前にリッチ溶剤流を熱交換器で加温するステップを更に有し、オプションとして、加温されたリッチ溶剤流をこれが再生器容器に入る前にフラッシュ容器中に差し向けるステップを有する。フラッシュ容器は、少なくとも幾分かの炭化水素並びに硫化水素及び二酸化炭素オーバーヘッドサワーガス流として放出する。フラッシュ容器の条件及びアミンの種類に応じて、フラッシュされたオーバーヘッドガスをＨ2Ｓ又はＣＯ2に対して部分的に富化することが可能である場合がある。この富化されたガスを次に再生器オーバーヘッドガスから分離し、これを例えば別個の貯留層に差し向けるのが良い。
別の実施形態では、方法６００は、凝縮器容器で第２の酸性ガス流中の二酸化炭素及び亜硫酸成分から残留アミン及び凝縮水を分離するステップを更に有する。残留アミン及び凝縮水を再生器容器に戻すよう差し向ける。この実施形態では、再生器容器からのサワーガス流は、これが加圧及び隔離のために圧縮機ステーションに送り出される前に、残留アミンの除去のために凝縮器容器に通される。
好ましくは、方法６００は、吸収器容器からのオーバーヘッド副生物流を焼却するステップを更に有する。これは、ボックス６８０で示されている。この方法は、次に、焼却された副生物流を大気中に放出するステップを有する。これは、ボックス６９０で示されている。
一構成例では、ガス処理施設は、酸性ガス除去施設からの第１の酸性ガス流を受け、この第１の酸性ガス流を（ｉ）オーバーヘッドＣＯ2リッチ流及び（ｉｉ）Ｈ2Ｓリッチ酸性ガス流に分離する酸性ガス富化施設を更に有する。この構成例では、この方法は、
クラウス硫黄回収ユニットにおいてＨ2Ｓリッチ酸性ガス流を酸性ガス流として受けるステップと、
オーバーヘッドＣＯ2リッチ流を圧縮機ステーションに送り出すステップと、
圧縮機ステーションにおいて圧力をオーバーヘッドＣＯ2リッチ流に加えるステップと、
オーバーヘッドＣＯ2リッチ流を再生器容器からの第２の酸性ガス流と一緒に地下貯留層中に注入するステップとを有する。
本明細書において説明した本発明は、上述の利益及び利点を達成するよう十分に計算されていることは明らかであるが、本発明は、その精神から逸脱することなく、改造、変形及び変更が可能である。例えば、種々の本発明を炭化水素回収作業に入るガス流の処理と関連して本明細書において説明した。しかしながら、ガス処理施設及び方法を他の用途における二酸化炭素及び硫化水素の回収及び隔離に利用できる。
例えば、ガス処理施設及び方法は、発電プラントからの二酸化炭素及び二酸化硫黄の回収及び隔離に利用できる。変形例として、ガス流は、ガス処理施設それ自体内に設置されたフラッシュドラムから取られたフラッシュガス流であっても良い。変形例として、ガス流は、合成状態のガス流（いわゆる、「合成ガス(syn-gas)」）であっても良い。合成ガスが用いられる場合、ガスは、施設４００又は５００Ｂへの導入に先立って冷却されて固形物濾過を受ける必要がある。さらに変形例として、ガス流は、セメント工場又は他の工業プラントからのＣＯ2エミッションであっても良い。この場合、ＣＯ2は過剰空気又は窒素含有煙道ガスから吸収される場合がある。
次の別の実施態様Ａ〜Ｚが提供される。
〔実施態様項１〕
亜硫酸成分及び二酸化炭素を含む炭化水素ガス流を処理するガス処理施設であって、前記ガス処理施設は、
前記炭化水素ガス流を（ｉ）スイートニングされたガス流及び（ｉｉ）主として硫化水素及び二酸化炭素で構成された第１の酸性ガス流に分離する酸性ガス除去施設を有し、
前記第１の酸性ガス流を受け入れて該第１の酸性ガス流を（ｉ）元素としての硫黄の液体流及び（ｉｉ）酸性ガス不純物を含むテールガスに分離するクラウス硫黄回収ユニットを有し、
前記テールガスを受け入れ、該テールガスを（ｉ）吸収器容器からのオーバーヘッド副生物流及び（ｉｉ）再生器容器からの第２の酸性ガス流に分離するテールガス処理ユニットを有し、前記第２の酸性ガス流は、前記テールガス中の前記硫化水素及び前記二酸化炭素の大部分を含み、
前記再生器容器からの前記第２の酸性ガス流を受け入れ、地下貯留層中への注入のために圧力を前記第２の酸性ガス流に加える圧縮機ステーションを有する、ガス処理施設。
〔実施態様項Ｂ〕
前記テールガス処理ユニットは、酸化硫黄種をＨ2Ｓに還元するためのものでもある、実施態様項Ａ記載のガス処理施設。
〔実施態様項Ｃ〕
前記吸収器容器は、二酸化炭素と亜硫酸成分の両方を吸収するアミンを利用し、前記テールガス処理ユニットに入る前記二酸化炭素の大部分が前記吸収器容器内に吸収され、そしてリッチ溶剤流として前記吸収器容器から前記再生器容器に放出されるようにする、実施態様項Ａ又はＢ記載のガス処理施設。
〔実施態様項Ｄ〕
前記アミンは、ジエタノールアミン（ＤＥＡ）、ジイソプロパノールアミン（ＤＩＰＡ）、モノエタノールアミン（ＭＥＡ）又はこれらの組み合わせを含む、実施態様項Ｃ記載のガス処理施設。
〔実施態様項Ｅ〕
前記アミンは、メチルジエタノールアミン（ＭＤＥＡ）を含み、
前記ＭＤＥＡは、ＣＯ2吸収を容易にするよう活性化される、実施態様項Ｃ記載のガス処理施設。
〔実施態様項Ｆ〕
前記ＭＤＥＡは、ピペラジンにより活性化される、実施態様項Ｅ記載のガス処理施設。
〔実施態様項Ｇ〕
前記圧縮機ステーションからの前記第２の酸性ガス流を前記地下貯留層に送る複数個の酸性ガス注入ウェルを更に有する、実施態様項Ａ〜Ｆのうちいずれか一に記載のガス処理施設。
〔実施態様項Ｈ〕
前記オーバーヘッドガス流は、前記地下貯留層中における石油・原油の回収増進作業のために用いられる、実施態様項Ａ〜Ｇのうちいずれか一に記載のガス処理施設。
〔実施態様項Ｉ〕
前記リッチ溶剤流が前記再生器容器に入る前に前記リッチ溶剤流を加温する熱交換器を更に有する、実施態様項Ａ〜Ｈのうちいずれか一に記載のガス処理施設。
〔実施態様項Ｊ〕
前記酸性ガス除去施設からの前記第１の酸性ガス流の一部分が前記圧縮機ステーションに取り出され、前記再生器容器からの前記第２の酸性ガス流と一緒に前記地下貯留層中への注入のために加圧される、実施態様項Ａ〜Ｉのうちいずれか一に記載のガス処理施設。
〔実施態様項Ｋ〕
前記第２の酸性ガス流中の二酸化炭素及び亜硫酸成分から残留アミン及び凝縮水を分離する凝縮器容器と、
前記残留アミン及び前記凝縮水を前記再生器容器に戻すよう差し向けるラインとを更に有し、
前記再生器容器からの前記第２の酸性ガス流は、前記第２の酸性ガス流が前記圧縮機ステーションに送り出される前に、残留アミンの除去のために前記凝縮器容器に通される、実施態様項Ｃ〜Ｊのうちいずれか一に記載のガス処理施設。
〔実施態様項Ｌ〕
前記酸性ガス除去施設からの前記第１の酸性ガス流を受け、前記第１の酸性ガス流を（ｉ）オーバーヘッドＣＯ2リッチ流及び（ｉｉ）Ｈ2Ｓリッチ酸性ガス流に分離する酸性ガス富化施設を更に有し、
前記クラウス硫黄回収ユニットによって受ける前記第１の酸性ガス流は、Ｈ2Ｓリッチ酸性ガス流であり、
前記オーバーヘッドＣＯ2リッチ流は、前記酸性ガス富化施設から前記圧縮機ステーションに差し向けられ、そして前記テールガス処理ユニットの前記再生器容器からの前記第２の酸性ガス流と一緒に前記地下貯留層中への注入のために加圧される、実施態様項Ｃ〜Ｋのうちいずれか一に記載のガス処理施設。
〔実施態様項Ｍ〕
急冷塔と前記テールガス処理ユニットの前記吸収器容器との間に配置されていて、（ｉ）前記テールガスが前記吸収器容器に送り出される前に前記テールガスからＨ2Ｓを少なくとも部分的に除去し、（ｉｉ）ＣＯ2リッチ流を前記テールガス処理ユニット内の前記吸収器容器に放出する単段並流接触器を更に有する、実施態様項Ｌ記載のガス処理施設。
〔実施態様項Ｎ〕
前記吸収器容器からの前記オーバーヘッド副生物流を焼却のために受け入れる焼却炉を更に有する、実施態様項Ａ〜Ｍのうちいずれか一に記載のガス処理施設。
〔実施態様項Ｏ〕
前記焼却炉は、燃料ガス燃焼プロセスか触媒による焼却プロセスかのいずれかにより焼却を行う、実施態様項Ｎ記載のガス処理施設。
〔実施態様項Ｐ〕
前記炭化水素ガス流は、炭化水素生成作業からの原料天然ガス、工業用発電プラントからの煙道ガス流又はセメント工場からのＣＯ2エミッションを含む、実施態様項Ａ〜Ｏのうちいずれか一に記載のガス処理施設。
〔実施態様項Ｑ〕
ガス処理施設で炭化水素ガス流を処理する方法であって、前記炭化水素ガス流は、亜硫酸成分及び二酸化炭素を含み、前記方法は、
前記炭化水素ガス流を酸性ガス除去施設で（ｉ）スイートニングされたガス流及び（ｉｉ）主として硫化水素及び二酸化炭素で構成された第１の酸性ガス流に分離するステップを有し、
前記第１の酸性ガス流をクラウス硫黄回収ユニットで受け入れて前記第１の酸性ガス流を（ｉ）元素としての硫黄の液体流及び（ｉｉ）酸性ガス不純物を含むテールガスに分離するステップを有し、
前記テールガスをテールガス処理ユニットで受け入れ、前記テールガスを（ｉ）吸収器容器からのオーバーヘッド副生物流及び（ｉｉ）再生器容器からの第２の酸性ガス流に分離するステップを有し、前記第２の酸性ガス流は、前記テールガス中の前記硫化水素及び１記二酸化炭素の大部分を含み、
前記再生器容器からの前記第２の酸性ガス流を圧縮機ステーションに送り出すステップを有し、
圧縮機ステーションにおいて圧力を前記再生器容器からの前記第２の酸性ガス流に加えるステップを有し、
前記第２の酸性ガス流を地下貯留層中に注入するステップを有する、方法。
〔実施態様項Ｒ〕
前記吸収器容器は、二酸化炭素と亜硫酸成分の両方を吸収するアミンを利用し、前記テールガス処理ユニットに入る前記二酸化炭素の大部分が前記吸収器容器内に吸収され、そして前記吸収器容器からリッチ溶剤流前記再生器容器に放出されるようにする、実施態様項Ｑ記載の方法。
〔実施態様項Ｓ〕
前記アミンは、ジエタノールアミン（ＤＥＡ）、ジイソプロパノールアミン（ＤＩＰＡ）、モノエタノールアミン（ＭＥＡ）又はこれらの組み合わせを含む、実施態様項Ｒ記載の方法。
〔実施態様項Ｔ〕
前記アミンは、メチルジエタノールアミン（ＭＤＥＡ）を含み、
前記ＭＤＥＡは、ＣＯ2吸収を容易にするよう活性化される、実施態様項Ｓ記載の方法。
〔実施態様項Ｕ〕
前記ＭＤＥＡは、ピペラジンにより活性化される、実施態様項Ｔ記載の方法。
〔実施態様項Ｖ〕
石油・原油の回収増進作業のために前記テールガス処理ユニットの前記再生器容器からの前記第２の酸性ガス流を前記地下貯留層に送る複数個の酸性ガス注入ウェルを用意するステップを更に有する、実施態様項Ｑ〜Ｕのうちいずれか一に記載の方法。
〔実施態様項Ｗ〕
前記酸性ガス除去施設からの前記第１の酸性ガス流の一部分が前記圧縮機ステーションに取り出され、前記テールガス処理ユニットの前記再生器容器からの前記第２の酸性ガス流と一緒に前記地下貯留層中への注入のために加圧される、実施態様項Ｑ〜Ｖのうちいずれか一に記載の方法。
〔実施態様項Ｘ〕
前記凝縮器容器で前記第２の酸性ガス流中の二酸化炭素及び亜硫酸成分から残留アミン及び凝縮水を分離するステップと、
前記残留アミン及び前記凝縮水を前記再生器容器に戻すよう差し向けるステップとを更に有し、
前記再生器容器からの前記第２の酸性ガス流は、前記第２の酸性ガス流が前記圧縮機ステーションに送り出される前に、残留アミンの除去のために前記凝縮器容器に通される、実施態様項Ｒ〜Ｗのうちいずれか一に記載の方法。
〔実施態様項Ｙ〕
前記ガス処理施設は、前記酸性ガス除去施設からの前記第１の酸性ガス流を受け、該第１の酸性ガス流を（ｉ）オーバーヘッドＣＯ2リッチ流及び（ｉｉ）Ｈ2Ｓリッチ酸性ガス流に分離する酸性ガス富化施設を更に有し、
前記方法は、
前記クラウス硫黄回収ユニットにおいて前記Ｈ2Ｓリッチ酸性ガス流を前記酸性ガス流として受けるステップと、
前記オーバーヘッドＣＯ2リッチ流を前記圧縮機ステーションに送り出すステップと、
前記圧縮機ステーションにおいて圧力を前記オーバーヘッドＣＯ2リッチ流に加えるステップと、
前記オーバーヘッドＣＯ2リッチ流を前記テールガス処理ユニットの前記再生器容器からの前記第２の酸性ガス流と一緒に前記地下貯留層中に注入するステップとを更に有する、実施態様項Ｑ〜Ｘのうちいずれか一に記載の方法。
〔実施態様項Ｚ〕
前記吸収器容器からの前記オーバーヘッド副生物流を焼却するステップと、前記焼却された副生物流を大気中に放出するステップとを更に有する、実施態様項Ｑ〜Ｙのうちいずれか一に記載の方法。

Claims (26)

  1. 亜硫酸成分及び二酸化炭素を含む炭化水素ガス流を処理するガス処理施設であって、
    前記ガス処理施設は、
    前記炭化水素ガス流を（ｉ）スイートニングされたガス流及び（ｉｉ）主として硫化水素及び二酸化炭素で構成された第１の酸性ガス流に分離する酸性ガス除去施設と、
    前記第１の酸性ガス流を受け入れて該第１の酸性ガス流を（ｉ）元素としての硫黄の液体流及び（ｉｉ）酸性ガス不純物を含むテールガスに分離するクラウス硫黄回収ユニットと、
    前記テールガスを受け入れ、該テールガスを（ｉ）吸収器容器からのオーバーヘッド副生物流及び（ｉｉ）再生器容器からの第２の酸性ガス流に分離するテールガス処理ユニットとを備え、前記第２の酸性ガス流は、前記テールガス中の前記硫化水素及び前記二酸化炭素の大部分を含み、
    前記ガス処理施設は、さらに、
    前記再生器容器からの前記第２の酸性ガス流を受け入れ、地下貯留層中への注入のために圧力を前記第２の酸性ガス流に加える圧縮機ステーションを備えている、
    ことを特徴とするガス処理施設。
  2. 前記テールガス処理ユニットは、酸化硫黄種をＨ2Ｓに還元するためのものでもある、請求項１記載のガス処理施設。
  3. 前記吸収器容器は、二酸化炭素と亜硫酸成分の両方を吸収するアミンを利用し、前記テールガス処理ユニットに入る前記二酸化炭素の大部分が前記吸収器容器内に吸収され、そしてリッチ溶剤流として前記吸収器容器から前記再生器容器に放出されるようにする、請求項１記載のガス処理施設。
  4. 前記アミンは、ジエタノールアミン（ＤＥＡ）、ジイソプロパノールアミン（ＤＩＰＡ）、モノエタノールアミン（ＭＥＡ）又はこれらの組み合わせを含む、請求項３記載のガス処理施設。
  5. 前記アミンは、メチルジエタノールアミン（ＭＤＥＡ）を含み、
    前記ＭＤＥＡは、ＣＯ2吸収を容易にするよう活性化される、請求項３記載のガス処理施設。
  6. 前記ＭＤＥＡは、ピペラジンにより活性化される、請求項５記載のガス処理施設。
  7. 前記圧縮機ステーションからの前記第２の酸性ガス流を前記地下貯留層に送る複数個の酸性ガス注入ウェルを更に有する、請求項１記載のガス処理施設。
  8. 前記オーバーヘッドガス流は、前記地下貯留層中における石油・原油の回収増進作業のために用いられる、請求項７記載のガス処理施設。
  9. 前記リッチ溶剤流が前記再生器容器に入る前に前記リッチ溶剤流を加温する熱交換器を更に有する、請求項３記載のガス処理施設。
  10. 前記酸性ガス除去施設からの前記第１の酸性ガス流の一部分が前記圧縮機ステーションに取り出され、前記再生器容器からの前記第２の酸性ガス流と一緒に前記地下貯留層中への注入のために加圧される、請求項３記載のガス処理施設。
  11. 前記第２の酸性ガス流中の二酸化炭素及び亜硫酸成分から残留アミン及び凝縮水を分離する凝縮器容器と、
    前記残留アミン及び前記凝縮水を前記再生器容器に戻すよう差し向けるラインとを更に有し、
    前記再生器容器からの前記第２の酸性ガス流は、前記第２の酸性ガス流が前記圧縮機ステーションに送り出される前に、残留アミンの除去のために前記凝縮器容器に通される、請求項３記載のガス処理施設。
  12. 前記酸性ガス除去施設からの前記第１の酸性ガス流を受け、前記第１の酸性ガス流を（ｉ）オーバーヘッドＣＯ2リッチ流及び（ｉｉ）Ｈ2Ｓリッチ酸性ガス流に分離する酸性ガス富化施設を更に有し、
    前記クラウス硫黄回収ユニットによって受ける前記第１の酸性ガス流は、Ｈ2Ｓリッチ酸性ガス流であり、
    前記オーバーヘッドＣＯ2リッチ流は、前記酸性ガス富化施設から前記圧縮機ステーションに差し向けられ、そして前記テールガス処理ユニットの前記再生器容器からの前記第２の酸性ガス流と一緒に前記地下貯留層中への注入のために加圧される、請求項３記載のガス処理施設。
  13. 急冷塔と前記テールガス処理ユニットの前記吸収器容器との間に配置されていて、（ｉ）前記テールガスが前記吸収器容器に送り出される前に前記テールガスからＨ2Ｓを少なくとも部分的に除去し、（ｉｉ）ＣＯ2リッチ流を前記テールガス処理ユニット内の前記吸収器容器に放出する単段並流接触器を更に有する、請求項１２記載のガス処理施設。
  14. 前記吸収器容器からの前記オーバーヘッド副生物流を焼却のために受け入れる焼却炉を更に有する、請求項３記載のガス処理施設。
  15. 前記焼却炉は、燃料ガス燃焼プロセスか触媒による焼却プロセスかのいずれかにより焼却を行う、請求項１４記載のガス処理施設。
  16. 前記炭化水素ガス流は、炭化水素生成作業からの原料天然ガス、工業用発電プラントからの煙道ガス流又はセメント工場からのＣＯ2エミッションを含む、請求項１記載のガス処理施設。
  17. ガス処理施設で炭化水素ガス流を処理する方法であって、前記炭化水素ガス流は、亜硫酸成分及び二酸化炭素を含み、
    前記方法は、
    前記炭化水素ガス流を酸性ガス除去施設で（ｉ）スイートニングされたガス流及び（ｉｉ）主として硫化水素及び二酸化炭素で構成された第１の酸性ガス流に分離するステップと、
    前記第１の酸性ガス流をクラウス硫黄回収ユニットで受け入れて前記第１の酸性ガス流を（ｉ）元素としての硫黄の液体流及び（ｉｉ）酸性ガス不純物を含むテールガスに分離するステップと、
    前記テールガスをテールガス処理ユニットで受け入れ、前記テールガスを（ｉ）吸収器容器からのオーバーヘッド副生物流及び（ｉｉ）再生器容器からの第２の酸性ガス流に分離するステップと、を備え、前記第２の酸性ガス流は、前記テールガス中の前記硫化水素及び前記二酸化炭素の大部分を含み、
    前記方法は、
    前記再生器容器からの前記第２の酸性ガス流を圧縮機ステーションに送り出すステップと、
    圧縮機ステーションにおいて圧力を前記再生器容器からの前記第２の酸性ガス流に加えるステップと、
    前記第２の酸性ガス流を地下貯留層中に注入するステップと、備えている、
    ことを特徴とする方法。
  18. 前記吸収器容器は、二酸化炭素と亜硫酸成分の両方を吸収するアミンを利用し、前記テールガス処理ユニットに入る前記二酸化炭素の大部分が前記吸収器容器内に吸収され、そして前記吸収器容器からリッチ溶剤流前記再生器容器に放出されるようにする、請求項１７記載の方法。
  19. 前記アミンは、ジエタノールアミン（ＤＥＡ）、ジイソプロパノールアミン（ＤＩＰＡ）、モノエタノールアミン（ＭＥＡ）又はこれらの組み合わせを含む、請求項１８記載の方法。
  20. 前記アミンは、メチルジエタノールアミン（ＭＤＥＡ）を含み、
    前記ＭＤＥＡは、ＣＯ2吸収を容易にするよう活性化される、請求項１８記載の方法。
  21. 前記ＭＤＥＡは、ピペラジンにより活性化される、請求項２０記載の方法。
  22. 石油・原油の回収増進作業のために前記テールガス処理ユニットの前記再生器容器からの前記第２の酸性ガス流を前記地下貯留層に送る複数個の酸性ガス注入ウェルを用意するステップを更に有する、請求項１７記載の方法。
  23. 前記酸性ガス除去施設からの前記第１の酸性ガス流の一部分が前記圧縮機ステーションに取り出され、前記テールガス処理ユニットの前記再生器容器からの前記第２の酸性ガス流と一緒に前記地下貯留層中への注入のために加圧される、請求項１７記載の方法。
  24. 前記凝縮器容器で前記第２の酸性ガス流中の二酸化炭素及び亜硫酸成分から残留アミン及び凝縮水を分離するステップと、
    前記残留アミン及び前記凝縮水を前記再生器容器に戻すよう差し向けるステップとを更に有し、
    前記再生器容器からの前記第２の酸性ガス流は、前記第２の酸性ガス流が前記圧縮機ステーションに送り出される前に、残留アミンの除去のために前記凝縮器容器に通される、請求項１８記載の方法。
  25. 前記ガス処理施設は、前記酸性ガス除去施設からの前記第１の酸性ガス流を受け、該第１の酸性ガス流を（ｉ）オーバーヘッドＣＯ2リッチ流及び（ｉｉ）Ｈ2Ｓリッチ酸性ガス流に分離する酸性ガス富化施設を更に有し、
    前記方法は、
    前記クラウス硫黄回収ユニットにおいて前記Ｈ2Ｓリッチ酸性ガス流を前記酸性ガス流として受けるステップと、
    前記オーバーヘッドＣＯ2リッチ流を前記圧縮機ステーションに送り出すステップと、
    前記圧縮機ステーションにおいて圧力を前記オーバーヘッドＣＯ2リッチ流に加えるステップと、
    前記オーバーヘッドＣＯ2リッチ流を前記テールガス処理ユニットの前記再生器容器からの前記第２の酸性ガス流と一緒に前記地下貯留層中に注入するステップとを更に有する、請求項１７載の方法。
  26. 前記吸収器容器からの前記オーバーヘッド副生物流を焼却するステップと、前記焼却された副生物流を大気中に放出するステップとを更に有する、請求項１７記載の方法。
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