RU2127146C1

RU2127146C1 - Natural gas purification process

Info

Publication number: RU2127146C1
Application number: RU96116905A
Authority: RU
Inventors: Арне Эймер Даг; Андерссон Грю
Original assignee: Норск Хюдро А.С.
Priority date: 1993-12-27
Filing date: 1994-12-23
Publication date: 1999-03-10
Also published as: NO934854D0

Abstract

FIELD: gas treatment. SUBSTANCE: invention aims at purifying natural gas until it fits requirements for commercial gas, in particular, dew point between 0 and -18 C and content of hydrogen sulfide below 4 ppm v/v. Hydrogen sulfide and water are removed simultaneously from gas in absorption tower wherein gas is brought into contact with amine-glycol solution. The latter is then heated, evaporated and brought into contact with drying gas to be freed of H₂S and water. After that, drying gas containing removed H₂S and water is burned with air to convert H₂S into SO₂ which is further absorbed in contact apparatus into which sea water is fed to be brought into contact with exhausted gas from combustion apparatus. Absorption solution is preferably mixture of primary and/or secondary alkanolamines dissolved in mono-, di-, and/or triethylene glycol. EFFECT: enhanced gas purification process in integrated mode and with reduced expenses. 8 cl, 3 dwg, 8 ex

Description

Настоящее изобретение относится к очистке природного газа для доведения его до соответствия требованиям товарных спецификаций трубопроводов. Это подразумевает, что температуры точки росы газа по воде должны быть в пределах от 0 до 18^oC и объемное содержание H₂S должно быть менее 4 млн.^-1
В частности, изобретение относится к природному газу, в котором содержание H₂S составляет несколько сот млн.^-1 или менее. Это типично для газа, полученного при добыче нефти, когда в коллектор подается морская вода для увеличения его нефтеотдачи.The present invention relates to the purification of natural gas to bring it into line with the requirements of commodity specifications of pipelines. This implies that the water dew point temperature of the gas should be in the range from 0 to 18 ^o C and the volume content of H ₂ S should be less than 4 million ^-1
In particular, the invention relates to natural gas, wherein the content of H ₂ S is several hundred million. ^-1 or less. This is typical of gas produced during oil production, when sea water is supplied to the reservoir to increase its oil recovery.

Улучшенные методы очистки природного газа в отношении H₂S в последнее время становятся все более важным. Это отчасти объясняется тем, что газ на многих новых месторождениях содержит больше H₂S, чем на старых, а также тем, что для увеличения нефтеотдачи на нефтяных месторождениях используется закачка воды. Закачанная вода может содержать бактерии, которые вызывают/усиливают образование H₂S в попутном газе.Improved H ₂ S natural gas purification methods have recently become increasingly important. This is partly due to the fact that gas in many new fields contains more H ₂ S than in old ones, as well as the fact that water injection is used to increase oil recovery in oil fields. The injected water may contain bacteria that cause / increase the formation of H ₂ S in the associated gas.

Из книги Коля и Ризенфельда "Очистка газа" известно, что удаление H₂S возможно различными путями. Могут быть использованы прогрессивные абсорбционно-десорбционные системы на базе различных решений, использующих амины, но такие заводы велики и дороги, и они не решают проблему конечного содержания H₂S или присутствующей серы. Превращение H₂S в S на установках Клауса в принципе выгодно, но такие установки велики и трудноуправляемы, если конвертировать нужно лишь малые количества H₂S и концентрация мала. Возможно также прямое окисление H₂S до S с использованием комплексов железа, как например в процессе Стретфорда, но эти установки тоже велики и дороги и соответственно непригодны для монтажа в условиях морской добычи. H₂S можно также осаждать на активированный уголь или окись цинка. Такие установки будут меньше, чем уже упомянутые, но требуют подогрева газа для облегчения конверсии в сульфид, и в конце они требуют работы с большим количеством использованного адсорбента, что порождает проблему захоронения.From the book by Kohl and Riesenfeld "Gas Purification" it is known that the removal of H ₂ S is possible in various ways. Progressive absorption and desorption systems based on various solutions using amines can be used, but such plants are large and expensive, and they do not solve the problem of the final H ₂ S content or sulfur present. The conversion of H ₂ S to S at Klaus plants is in principle beneficial, but such plants are large and difficult to control if only small amounts of H ₂ S are to be converted and the concentration is low. It is also possible direct oxidation of H ₂ S to S using iron complexes, such as in the Stretford process, but these plants are also large and expensive and therefore unsuitable for installation in offshore production. H ₂ S can also be deposited on activated carbon or zinc oxide. Such plants will be smaller than those already mentioned, but require gas heating to facilitate conversion to sulfide, and in the end they require work with a large amount of adsorbent used, which causes a burial problem.

Далее из той же книги "Очистка газа" известен также процесс удаления кислотных газов с использованием водяного гликольамина в качестве абсорбирующего раствора вода-гликольамин. Он был впервые описан в патенте Хатчинсона (US 2.177.068), но в этом процессе используется слишком много воды в бедном растворе для того, чтобы сушить газ до температур точки росы ниже 0^oC. Далее Кулиевым и другими в советском патенте S-822856-B было отмечено, что некоторые растворители, и среди них некоторые гликоли, добавляли в водные растворы амина для улучшения абсорбции H₂S и CO₂, однако указанное содержание воды сделает раствор непригодным для эффективного удаления воды. Газзи и другие, итальянский патент 841Т-023739, обсуждают улучшение селективности к H₂S путем использования амина и неводного раствора, но этот процесс специально предназначен для удаления кислотного газа, удалению воды внимание не уделяется.Further, from the same book "Gas Purification", the process of acid gas removal using aqueous glycolamine as an absorbing water-glycolamine solution is also known. It was first described in Hutchinson's patent (US 2.177.068), but in this process too much water is used in a poor solution in order to dry the gas to dew point temperatures below 0 ^o C. Then Kuliev and others in the Soviet patent S-822856 -B it was noted that some solvents, including some glycols, were added to aqueous amine solutions to improve the absorption of H ₂ S and CO ₂ , however, the indicated water content would render the solution unsuitable for effective water removal. Gazzi and others, Italian patent 841T-023739, discuss the improvement of H ₂ S selectivity by using an amine and non-aqueous solution, but this process is specifically designed to remove acid gas, attention is not paid to water removal.

Из литературы также известно ("Очистка газа"), что процессы абсорбции, такие как "Селексол" и "Сепасолв", использующие полигликолевые травители без добавок амина, имеют некоторую способность удалять воду, но эти процессы не используются для сушки природного газа. Эти процессы, использующие физические растворители, особенно пригодны для массового удаления CO₂ и/или H₂S, но однако неэкономичны для удавления H₂S до низких уровней млн.^-1.It is also known from the literature ("Gas Purification") that absorption processes, such as Selexol and Sepasolv, using polyglycol etchants without amine additives, have some ability to remove water, but these processes are not used to dry natural gas. These processes, which use physical solvents are particularly suitable for bulk CO ₂ removal and / or H ₂ S, but however uneconomical for strangulation H ₂ S to low levels million. ^-1.

Главным предметом настоящего изобретения было - найти улучшенный способ для удаления малых количеств как H₂S, так и воды из природного газа, в особенности для морских месторождений. Новый способ не должен обладать ограничениями и недостатками вышеупомянутых известных способов.The main subject of the present invention was to find an improved method for removing small amounts of both H ₂ S and water from natural gas, especially for offshore fields. The new method should not have the limitations and disadvantages of the above known methods.

Другим предметом было - найти способ, способный осаждать серу, извлеченную из газа, приемлемым с точки зрения экологии методом. Another subject was to find a method capable of precipitating sulfur extracted from gas using an environmentally acceptable method.

Следующим объектом было - найти интегрированный способ для одновременного удаления H₂S и воды и осаждения из газа соединений серы.The next object was to find an integrated method for the simultaneous removal of H ₂ S and water and the deposition of sulfur compounds from gas.

Тщательно изучив известные способы и стараясь совместить разработку нового способа с требованиями низких затрат, изобретатели начали с предположения об использовании существующего оборудования для удаления из газа воды. Обычно удаление проводится с помощью гликоля. Идея заключалась в том, чтобы использовать гликоль также и для удаления из газа H₂S. Одной из причин таких попыток было то, что большинство оборудования, такого как морские платформы для добычи нефти или газа, уже оснащены таким способом обезвоживания. В случае новой установки такое оборудование должно быть предусмотрено в любом случае, и имеется некоторая свобода в проектировании. Скоро стало ясно, что некоторые усовершенствования необходимы. Далее были предложены изменения, заключающиеся в добавках алканоламина в триетиленгликоль (ТЭГ), используемый в качестве осушителя. В установках регенерации должен быть использован дополнительный осушающий газ. В качестве осушающего газа в принципе можно использовать любой газ, кроме кислорода и воздуха. В большинстве случаев предпочтительны природный газ или метан, поскольку они уже имеются. Азот, если имеется, также наиболее пригоден в качестве осушающего газа. Использованный осушающий газ, содержащий воду и H₂S, по трубопроводу подается в камеру сжигания, где H₂S превращается в SO₂. Отработанный от сжигания газ может быть приведен в контакт с морской водой, где SO₂ абсорбируется и мгновенно превращается в сульфат натрия. Сульфит, в свою очередь, превращается в сульфат за счет содержащегося в морской воде кислорода, который затем уносится промывным потоком. Химическая потребность в кислороде ничтожна по сравнению с содержанием кислорода в прибрежной зоне и в море. Так что для превращения присутствующей серы в вид, пригодный для захоронения, не требуется дополнительной подачи кислорода.Having carefully studied known methods and trying to combine the development of a new method with low-cost requirements, the inventors began with the assumption of using existing equipment to remove water from a gas. Usually, the removal is carried out using glycol. The idea was to use glycol also to remove H ₂ S from the gas. One of the reasons for such attempts was that most equipment, such as offshore platforms for oil or gas, was already equipped with this dehydration method. In the case of a new installation, such equipment should be provided in any case, and there is some freedom in the design. It soon became clear that some improvements were needed. Further, changes were proposed consisting in the addition of alkanolamine to triethylene glycol (TEG), used as a desiccant. In regeneration plants, additional drying gas must be used. In principle, any gas can be used as a drying gas, except oxygen and air. In most cases, natural gas or methane is preferred, as they are already available. Nitrogen, if available, is also most suitable as a drying gas. The used drying gas containing water and H ₂ S is piped to the combustion chamber, where H ₂ S is converted to SO ₂ . Exhaust gas can be brought into contact with seawater, where SO _{2 is} absorbed and instantly converted to sodium sulfate. Sulfite, in turn, is converted to sulfate due to the oxygen contained in seawater, which is then carried away by the wash stream. The chemical oxygen demand is negligible compared to the oxygen content in the coastal zone and in the sea. So, to convert the sulfur present to a suitable form for disposal, additional oxygen supply is not required.

Однако было обнаружено, что при применении смесей метилдиэтаноламин-триэтиленгликоля (МДЭА-ТЭГ) в качестве абсорбента скорость циркуляции абсорбента возрастает для достижения желаемой степени удаления H₂S из природного газа. Хотя такое возрастание можно получить при работе существующей абсорбционной колонны, более выгодно далее усовершенствовать процесс.However, it was found that when using methyldiethanolamine-triethylene glycol (MDEA-TEG) mixtures as absorbent, the absorbent circulation rate is increased to achieve the desired degree of H ₂ S removal from natural gas. Although such an increase can be obtained by operating an existing absorption column, it is more advantageous to further improve the process.

Когда на существующем оборудовании используется новый способ, необходимо ограничиться возможно меньшим числом изменений. В настоящем случае скорость циркуляции абсорбента ограничена циркуляционным насосом. Этот насос мал и может быть заменен, полностью или частично, без возникновения неприемлемых проблем. Дальнейший рост скорости этой жидкости может потребовать изменения распределителя жидкости в колонне или трубопроводе. Таким образом желательно удерживать скорость рециркуляции невысокой, или в пределах ограничений существующего оборудования. Чем больше требуется изменений, тем менее будет приемлем новый способ. When a new method is used on existing equipment, you need to limit yourself to as few changes as possible. In the present case, the circulation speed of the absorbent is limited by the circulation pump. This pump is small and can be replaced, in whole or in part, without unacceptable problems. A further increase in the velocity of this fluid may require a change in the fluid distributor in the column or conduit. Thus, it is desirable to keep the recirculation rate low, or within the limitations of existing equipment. The more changes required, the less acceptable the new method.

В первую очередь изобретатели изучили возможное влияние на скорость циркуляции замены используемого в ТЭГ алканоламина на моноэтиламин (МЭА), 2-амино-2метил-1-пропанола (АМП) или диэтиленгликоля (ДЭГ). Использование этих алканоламинов повышает абсорбирующую способность раствора, однако недостаточно, чтобы устранить необходимость повышения скорости циркуляции по сравнению с той, при которой удаляется только вода. First of all, the inventors studied the possible effect on the circulation rate of replacing the alkanolamine used in TEG with monoethylamine (MEA), 2-amino-2methyl-1-propanol (AMP) or diethylene glycol (DEG). The use of these alkanolamines increases the absorption capacity of the solution, however, it is not enough to eliminate the need to increase the circulation rate compared to that at which only water is removed.

Затем было исследовано изменение гликолевого компонента смеси и было обнаружено, что если ТЭГ заменить диэтиленгликолем (ДЭГ) и применять те же амины, то можно получить значительную степень удаления H₂S из сырого газа. Приемлемое снижение H₂S может быть получено при использовании смеси амин-ДЭГ без увеличения скорости циркуляции свыше той, которая используется при удалении воды. Но даже при использовании первичных аминов АМП и МЭА было невозможно полное удаление при всех концентрациях H₂S в сыром газе без повышения скорости циркуляции, даже при том, что потребности в циркуляции были меньше по сравнению с растворами на основе ТЭГ.Then, the change in the glycol component of the mixture was investigated and it was found that if TEG was replaced with diethylene glycol (DEG) and the same amines were used, a significant degree of H ₂ S removal from the raw gas could be obtained. An acceptable decrease in H ₂ S can be obtained by using an amine-DEG mixture without increasing the circulation rate above that used to remove water. But even with the use of the primary amines AMP and MEA, it was impossible to completely remove at all concentrations of H ₂ S in the raw gas without increasing the circulation rate, even though the circulation requirements were lower compared to solutions based on TEG.

Следующим шагом в исследовании оптимальной системы было замещение в присадке ТЭГ на моноэтиленгликоль МЭГ с МДЭА, ДЭА, МЭА АМП или ТЭА (триэтаноламин). Результаты этих исследований показали, что абсорбирующая способность этих последних растворов значительно выше, чем для систем на основе ДЭГ или ТЭГ, и H₂S удаляется из обрабатываемого газа до концентраций 2 - 4 млн.^-1 от начальной концентрации в несколько сот млн.^-1 без увеличения скорости циркуляции.The next step in the study of the optimal system was the substitution in the addition of TEG to monoethylene glycol MEG with MDEA, DEA, MEA AMP or TEA (triethanolamine). Results of these studies showed that the absorption capacity of the latter solutions is significantly higher than on the basis of DEG or TEG systems, and H ₂ S is removed from the process gas to a concentration 2 - 4 million ^-1 of the initial concentration of several hundred million ^-1.. without increasing the speed of circulation.

Далее исследование показало, что смеси вышеуказанных аминов с МЭГ также применимы для получения желаемого удаления H₂S. И хотя МЭГ является предпочтительным гликолем, смеси МЭГ с некоторым количеством ТЭГ и/или ДЭГ также приемлемы. В равной мере амины можно смешивать до тех пор, пока достаточное количество аминов являются активными.Further research showed that mixtures of the above amines with MEG are also applicable to obtain the desired removal of H ₂ S. And although MEG is the preferred glycol, mixtures of MEG with some TEG and / or DEG are also acceptable. Equally, amines can be mixed as long as enough amines are active.

Исследования концентрации аминов в гликоле для приемлемой абсорбирующей смеси показали, что следует использовать 0,2 - 2,5 М амина в гликоле. Предпочтительны концентрации 0,5 - 1,5 М. Однако необходимое количество амина, конечно, зависит от уровня H₂S в обрабатываемом газе.Studies of the concentration of amines in glycol for an acceptable absorbent mixture have shown that 0.2 to 2.5 M amines in glycol should be used. Concentrations of 0.5 to 1.5 M are preferred. However, the required amount of amine, of course, depends on the level of H ₂ S in the gas being treated.

Абсорбирующий раствор на выходе в абсорбционную колонку должен быть существенно свободным от воды. Приемлемо содержание воды в диапазоне 3 - 0,3 вес.%, и, разумеется, чем меньше, тем лучше. The absorbent solution at the outlet of the absorption column should be substantially free of water. Acceptable water content in the range of 3 - 0.3 wt.%, And, of course, the less the better.

Ступени абсорбции и сушки могут проводиться в широком диапазоне температур. Пригодные рабочие температуры в процессе абсорбции 20 - 60^oC, предпочтительно 30 - 45^oC. Рабочие температуры в процессе сушки должны быть в диапазоне 100 - 200^oC. Эти температуры будут несколько зависеть от гликоля, применяемого в абсорбционном растворе, и далее будет показано, что при низких температурах нужно меньше осушаемого газа.The absorption and drying steps can be carried out over a wide temperature range. Suitable operating temperatures during the absorption process are 20-60 ^° C, preferably 30-45 ^° C. Operating temperatures during the drying process should be in the range of 100-200 ^° C. These temperatures will depend somewhat on the glycol used in the absorption solution, and hereinafter will be It is shown that at low temperatures less drained gas is needed.

При разработке нового процесса изобретатели обнаружили, что наиболее предпочтительным абсорбентом является АМП. МЭА столь же активен, но несколько вырождается, особенно если в H₂S присутствует спутный CO₂. ДЭА менее активен, но даже ДЭА может быть использован в процессе без повышения скорости циркуляции.When developing a new process, the inventors found that the most preferred absorbent is AMP. MEA is just as active, but somewhat degenerate, especially if tangled CO _{2 is} present in H ₂ S. DEA is less active, but even DEA can be used in the process without increasing the circulation rate.

Объем изобретения и его отдельные признаки описаны в прилагаемой формуле изобретения. The scope of the invention and its individual features are described in the attached claims.

Изобретение будет далее раскрыто в связи с описанием чертежей и следующих примеров. The invention will be further disclosed in connection with the description of the drawings and the following examples.

На фиг. 1 представлена общая картина коммуникации потоков для способа по изобретению;
на фиг. 2 показаны альтернативные блоки для использования в способе, показанном на фиг. 1;
на фиг. 3 показана другая альтернатива блоков для использования в способе, показанном на фиг. 1.In FIG. 1 shows a general picture of the communication of flows for the method according to the invention;
in FIG. 2 shows alternative blocks for use in the method shown in FIG. 1;
in FIG. 3 shows another alternative blocks for use in the method shown in FIG. 1.

На фиг. 1 показан способ согласно изобретению, в котором сырой природный газ поступает по трубе 1 в абсорбционную колонну 2 и туда же по трубе 10 поступает абсорбент. Донная фракция 4 из колонны 2 обменивается теплом в теплообменнике 8, а затем поступает в колонну 7 в виде потока 5. Осушающий газ 11 поступает в колонну 7, и очищенная жидкость 6 выходит из дна колонны 7 и по трубе 9 переносится в блок 8 прежде, чем она вернется в колонну 2. Очищенный газ выходит из колонны 2 в ее верхней части в виде потока 3. Газ в трубе 12, содержащий удаленные H₂S и воду, поступает в камеру сжигания 14, в которую поступает воздух 13. Прогоревший газ 15 обменивается теплом в теплообменнике 16 и поступает в колонну 21 в виде потока 17. Морская вода 22 поступает в контактный блок колонны 21. Очищенный прогоревший газ выходит из блока колонн 1 в виде потока 24, а морская вода, содержащая абсорбированный SO₂, сливается в море в виде потока 23.In FIG. 1 shows the method according to the invention, in which the natural gas enters through the pipe 1 into the absorption column 2 and the absorbent enters through the pipe 10. The bottom fraction 4 from the column 2 exchanges heat in the heat exchanger 8, and then enters the column 7 in the form of a stream 5. The drying gas 11 enters the column 7, and the purified liquid 6 leaves the bottom of the column 7 and is transferred to the block 8 before through the pipe 9, how will it return to column 2. The purified gas leaves column 2 at its upper part in the form of stream 3. Gas in pipe 12, containing removed H ₂ S and water, enters the combustion chamber 14, into which air 13 is burnt. The burnt gas 15 exchanges heat in the heat exchanger 16 and enters the column 21 in the form of a stream 17. Sea water yes 22 enters the contact block of the column 21. The purified burnt gas leaves the block of columns 1 in the form of stream 24, and sea water containing absorbed SO ₂ is discharged into the sea in the form of stream 23.

На фиг. 2 показано другое решение для удаления SO₂ из отработанного газа 17. В этом случае контакт между морской водой, поступающий в виде потока 22, и отработанным газом 17 происходит в эжекторе 25.In FIG. 2 shows another solution for removing SO ₂ from the exhaust gas 17. In this case, the contact between the seawater coming in stream 22 and the exhaust gas 17 occurs in the ejector 25.

На фиг. 3 показана дальнейшая модификация процесса удаления SO₂ из отработанного газа 17, который приводится в контакт с морской водой 26 в первом эжекторе 27, а образующийся смешанный газожидкостный поток 28 поступает во второй эжектор 30, куда поступает следующая порция морской воды 29.In FIG. Figure 3 shows a further modification of the process for removing SO ₂ from the exhaust gas 17, which is brought into contact with sea water 26 in the first ejector 27, and the resulting mixed gas-liquid stream 28 enters the second ejector 30, where the next portion of sea water 29 enters.

Пример 1. Этот пример описывает представление способа по изобретению, он показан на фиг. 1. Example 1. This example describes a representation of the method of the invention; it is shown in FIG. 1.

1,6 • 10⁶ S м³/сут природного газа в трубе 1 при 40^oC и 70 бар, содержащего 100 млн.^-1 H₂S и насыщенного водой, поступает в колонну 2, где встречается с потоком 10, который представляет собой 0,5-молярный раствор метил-диэтанол-амина (МДЭА) в ТЭГ (32 м³/час), который абсорбирует требуемое количество H₂S и воды в поток 4, делая поток очищенного природного газа 3 готовым для транспортировки. Очищенный природный газ содержит 3,5 млн.^-1 H₂S и имеет температуру точки росы - 14^oC. Использованный абсорбент 4 нагревается в теплообменнике 8 и подается в вершину закрытой колонны насадочной/выпаривающей/ 7 в виде потока 5. В колонне 7 абсорбент контактирует с 480 S м³/час сухого и свободного от H₂S осушающего газа 11 по схеме противотока при атмосферном давлении и 200^oC. Использованным осушающим газом может быть природный газ. Регенерированная жидкость 6 приводится к давлению абсорбционной колонны и охлаждается в теплообменнике 8 прежде, чем рециркулируется в колонну 2. Использованный осушающий газ 12 подается в камеру сжигания 14, где смешивается с воздухом 13 (атмосферное давление, 15^oC и 10 кмоль/час) до превращения H₂S в SO₂. Отработанный в результате сжигания газ 15 при температуре примерно 1500^oC охлаждается в теплообменнике 16. Образующийся поток 19 поступает в контактор морской воды колонну 21, где SO₂ абсорбируется морской водой, приходящей в виде потока 22. Контактор 21 может работать по схеме противотока или попутного потока, поскольку требуется только одна стадия. Морская вода находится при температуре и давлении 18^oC и 4 бар, плотность потока составляет 100 м³/час. Образующийся поток 23 может быть слит в море.1,6 • S June ¹⁰ m ³ / day of natural gas in the tube 1 at 40 ^o C and 70 bar containing 100 million. ^-1 H ₂ S and water saturated fed to column 2, where it meets with the stream 10, which is a 0.5 molar solution of methyl diethanol amine (MDEA) in TEG (32 m ³ / h), which absorbs the required amount of H ₂ S and water into stream 4, making the purified natural gas stream 3 ready for transportation. The purified natural gas contains 3.5 million ^-1 H ₂ S and has a dew point temperature -. 14 ^o C. The used absorbent 4 is heated in heat exchanger 8 and supplied to the top of a packed column closed / evaporated / 7 as stream 5. In column 7 the absorbent is in contact with 480 S m ³ / h of dry and free of H ₂ S drying gas 11 according to the counterflow scheme at atmospheric pressure and 200 ^o C. Natural gas may be used as the drying gas. The regenerated liquid 6 is brought to the pressure of the absorption column and cooled in the heat exchanger 8 before being recycled to the column 2. The used drying gas 12 is supplied to the combustion chamber 14, where it is mixed with air 13 (atmospheric pressure, 15 ^o C and 10 kmol / h) to conversion of H ₂ S to SO ₂ . The exhaust gas 15 is cooled at a temperature of about 1,500 ^° C in a heat exchanger 16. The resulting stream 19 enters the column 21 of the sea water contactor, where SO _{2 is} absorbed by the sea water coming in stream 22. The contactor 21 can operate in a countercurrent or associated circuit flow because only one stage is required. Sea water is at a temperature and pressure of 18 ^o C and 4 bar, the flow density is 100 m ³ / h. The resulting stream 23 can be drained into the sea.

Пример 2. Этот пример показывает другое осуществление изобретения, как показано на фиг. 2. Example 2. This example shows another embodiment of the invention, as shown in FIG. 2.

Процесс проходит так же как на фиг. 1, но со следующими отклонениями. Контактор 21 заменен эжектором, использующим в качестве рабочей среды морскую воду. Плотность потока составляет примерно 500 м³/час, а давление выпуска поддерживается на уровне атмосферного давления. Контактор 25 будет теперь работать по схеме попутного потока. Использование эжектора обеспечивает вакуумирование потоков 17, 15, 12 и 13. Осушающая колонка 7 будет тогда работать при 525 мм рт.ст. Необходимый для сжигания воздух всасывается в камеру сжигания, которая теперь работает при пониженном давлении. Этот способ осуществления изобретения улучшает осушение в колонке 7. Плотность потока 11 тем самым снижается до 370 S м³/час.The process proceeds as in FIG. 1, but with the following deviations. Contactor 21 is replaced by an ejector using seawater as a working medium. The flow density is about 500 m ³ / h, and the discharge pressure is maintained at atmospheric pressure. Contactor 25 will now operate according to the flow pattern. The use of an ejector ensures the evacuation of flows 17, 15, 12, and 13. The drying column 7 will then operate at 525 mmHg. The air required for combustion is sucked into the combustion chamber, which now operates under reduced pressure. This embodiment of the invention improves the drainage in column 7. The density of the stream 11 is thereby reduced to 370 S m ³ / h.

Очищенный газ содержит 3,0 млн.^-1 H₂S и имеет температуру точки росы -12^oC.The purified gas contains 3.0 million ^-1 H ₂ S and has a dew point temperature of -12 ^o C.

Пример 3. Этот пример показывает процесс, проходящий так же, как в примере 2, за исключением того, что здесь отсутствует охладитель 16. Горячий отработанный газ направляется прямо к модифицированному эжектору 25, который работает также охладителем. Вакуумный потенциал тем самым снижается до 6600 мм рт.ст. Example 3. This example shows a process that proceeds in the same way as in Example 2, except that there is no cooler 16. Hot exhaust gas is sent directly to the modified ejector 25, which also works as a cooler. The vacuum potential is thereby reduced to 6600 mm Hg.

Очищенный газ содержит 3,5 млн.^-1 H₂S и имеет температуру точки росы -10^oC.The purified gas contains 3.5 million. ^-1 H ₂ S and has a dew point temperature of -10 ^o C.

Пример 4. Этот пример показывает способ, описанный в любом из примеров 2 и 3, но контактор 21 разделен на две части, как показано на фиг. 3. Здесь поток 26 расходует 20 м³/час и поток 29 расходует 500 м³/час. Такой режим работы позволяет изолировать все проблемы материалов, относящиеся к охлаждению горячего газа и образованию кислого конденсата, на маленьком "первом эжекторе" 27, который тем самым можно изготовить из материала с высокой коррозийной стойкостью при низких затратах.Example 4. This example shows the method described in any of examples 2 and 3, but the contactor 21 is divided into two parts, as shown in FIG. 3. Here, stream 26 consumes 20 m ³ / h and stream 29 consumes 500 m ³ / h. This mode of operation makes it possible to isolate all material problems related to the cooling of hot gas and the formation of acid condensate on a small “first ejector” 27, which can thereby be made of a material with high corrosion resistance at low cost.

Пример 5. Этот пример показывает процесс, проходящий так же, как в примере 1, за исключением того, что абсорбент был заменен на 1,0 М АМП в МЭГ. Скорость циркуляции абсорбента была снижена до 1,46 м³/час. Поток осушающего газа 11 в колонне 7 снижен до 22 S м³/час. Количество подаваемой морской воды соответствует количеству H₂S и соответственно не меняется.Example 5. This example shows a process proceeding in the same manner as in Example 1, except that the absorbent was replaced with 1.0 M AMP in the MEG. The absorbent circulation rate was reduced to 1.46 m ³ / h. The flow of drying gas 11 in the column 7 is reduced to 22 S m ³ / hour. The amount of supplied sea water corresponds to the amount of H ₂ S and, accordingly, does not change.

Пример 6. Этот пример показывает процесс, проходящий так же, как в примере 5, за исключением того, что в качестве абсорбента применен 1М ДЭА в ДЭГ. Скорость циркуляции абсорбента увеличена до 7,95 м³/час как следствие использования ДЭА/ДЭГ вместо АМП/МЭГ в примере 5. Поток осушающего газа 11 в колонне 7 увеличен до 120 м³/час. Количество подаваемой морской воды соответствует количеству H₂S и потому не меняется.Example 6. This example shows a process proceeding in the same manner as in Example 5, except that 1M DEA in DEG was used as absorbent. The circulation speed of the absorbent was increased to 7.95 m ³ / h as a result of using DEA / DEG instead of AMP / MEG in Example 5. The flow of drying gas 11 in column 7 was increased to 120 m ³ / h. The amount of supplied sea water corresponds to the amount of H ₂ S and therefore does not change.

Пример 7. Этот пример показывает процесс, проходящий так же, как в примере 5, за исключением того, что в качестве абсорбента применен 1 М МЭА в МЭГ. Все рабочие параметры по существу неизменны. Скорость циркуляции абсорбента составила 1,5 м³/час, поток осушающего газа 11 до 22 S м³/час. Поток морской воды не изменился.Example 7. This example shows a process that proceeds in the same manner as in Example 5, except that 1 M MEA in MEG was used as absorbent. All operating parameters are essentially unchanged. The absorbent circulation rate was 1.5 m ³ / h, the flow of drying gas 11 to 22 S m ³ / h. The flow of sea water has not changed.

Пример 8. Этот пример показывает процесс, проходящий так же, как в примере 1, за исключением того, что необработанный газ содержит 35 млн.^-1 H₂S. В отличие от 0,5 раствора МДЭА в ТЭГ примера 1, здесь использован циркулирующий раствор абсорбента 1 М АМП в ДЭГ. Скорость циркуляции составила 1,5 м³/час и газ очищен так, что обработанный газ содержит только 3 млн.^-1 H₂S.EXAMPLE 8 This example illustrates the process of extending the same manner as in Example 1 except that the raw gas contains 35 million. ^-1 H ₂ S. Unlike 0.5 TEG solution of MDEA in Example 1, used herein circulating a solution of absorbent 1 M AMP in deg. The circulation rate was 1.5 m ³ / h and purified gas so that the treated gas contains only 3 million. ^-1 H ₂ S.

Настоящим изобретением авторы достигли успеха в разработке нового способа, который удаляет из природного газа одновременно H₂S и воду, доводя его до соответствия требованиям товарного газа. Способ можно проводить с некоторыми минимальными, но существенными изменениями, на существующем оборудовании для удаления попутной воды. В интегрированном способе использована проверенная технология удаления SO₂ из отработанного газа, полученного от первого преобразования H₂S путем сжигания.The present invention, the authors achieved success in developing a new method that removes H ₂ S and water from natural gas at the same time, bringing it to meet the requirements of commercial gas. The method can be carried out with some minimal, but significant changes, on existing equipment for the removal of associated water. The integrated method uses the proven technology for removing SO ₂ from the exhaust gas obtained from the first H ₂ S conversion by combustion.

Способ по изобретению является приемлемым с точки зрения экологии способом работы с серой. Нужно заметить, что большинство проблем серы происходит в первую очередь от сброшенных в морскую воду сульфатов. The method according to the invention is an environmentally acceptable method for working with sulfur. It should be noted that most of the problems of sulfur occur primarily from sulfates discharged into sea water.

Новое оборудование - камера сжигания и контактор морской воды - являют собой относительно малые части оборудования. Можно предполагать использование морской воды в форме израсходованной охлаждающей воды на платформе. Во втором примере воплощения, где применен эжектор, устранена нужда в сжигательном вентиляторе. The new equipment — the combustion chamber and the seawater contactor — are relatively small pieces of equipment. It can be assumed that seawater is used in the form of spent cooling water on the platform. In a second embodiment where an ejector is used, the need for a combustion fan is eliminated.

Следующим преимуществом нового способа является применение в нем хорошо опробованных деталей оборудования, а те детали, которые должны быть изготовлены из дорогих материалов, имеют относительно малый размер, что приводит к низким полным затратам на оборудование. Затраты на осуществление изобретения поддерживаются на низком уровне также путем использования оборудования, которое уже требуется. Как сжигатель, так и эжектор являются малыми узлами в контексте газопереработки. A further advantage of the new method is the use of well-tested equipment parts in it, and those parts that must be made of expensive materials are relatively small in size, which leads to low total equipment costs. The cost of implementing the invention is also kept low by using equipment that is already required. Both the burner and the ejector are small nodes in the context of gas processing.

Claims

1. The method of purification of natural gas to bring it into compliance with the requirements for commercial gas or gas supplied through the pipeline, according to which the gas has a dew point temperature between 0 ^o C and -18 ^o C and the content of H ₂ S below 4 million ^-1 by volume comprising contacting the gas in an absorption column with a solution containing amine and glycol, characterized in that the absorption column from the natural gas is removed H ₂ S and water simultaneously by contacting the gas with an absorption solution of the amine-glycol, then a solution of the amine-glycol heated Dropped ivayut and brought into contact with a drying gas for excluding water and H ₂ S, whereupon the drying gas containing removed H ₂ S and water is combusted with air to convert H ₂ S in the exhaust gas to SO _2, which respectively absorbed in the contact a unit to which sea water is supplied and brought into contact with the exhaust gas from the combustion unit.

2. The method according to claim 1, characterized in that the absorption solution is a mixture of primary and / or secondary alkanolamines in mono-, di- and / or triethylene glycol and the concentration of amine in glycol is in the range of 0.2 - 2.5 mol.

3. The method according to claim 1, characterized in that the exhaust gas is brought into contact with sea water in a contact block made in the form of an ejector, in which sea water is a working medium, and the resulting vacuum is used to reduce the pressure for the process of draining the solution .

4. The method according to claim 3, characterized in that the flow of the drying gas or the temperature of the drying is reduced by using a vacuum formed by the ejector.

5. The method according to claim 3, characterized in that the absorption of SO ₂ from the exhaust gas is carried out in a liquid ejector, which works as a combination of an absorber and a vacuum source.

6. The method according to claim 3, characterized in that the exhaust gas is cooled between the combustion chamber and the ejector, thereby reducing the amount of gas to be processed in the ejector.

7. The method according to claim 1, characterized in that the primary amine is 2-amino-2-methyl-1-propanol.

8. The method according to claim 1, characterized in that the absorption solution is a mixture of primary alkanolamine and monoethylene glycol and the concentration of amine is 0.5 to 1.5 mol.