RU2542264C2 - Hydrocarbon gas purification method from h2s and co2 - Google Patents

Hydrocarbon gas purification method from h2s and co2 Download PDF

Info

Publication number
RU2542264C2
RU2542264C2 RU2013112638/05A RU2013112638A RU2542264C2 RU 2542264 C2 RU2542264 C2 RU 2542264C2 RU 2013112638/05 A RU2013112638/05 A RU 2013112638/05A RU 2013112638 A RU2013112638 A RU 2013112638A RU 2542264 C2 RU2542264 C2 RU 2542264C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
solution
stage
absorber
weathering
gas
Prior art date
Application number
RU2013112638/05A
Other languages
Russian (ru)
Other versions
RU2013112638A (en
Inventor
Роман Лазаревич Шкляр
Сергей Владимирович Набоков
Анатолий Владимирович Мамаев
Елена Игоревна Чуманова
Румия Ахмедовна Мельситдинова
Original Assignee
Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий-Газпром ВНИИГАЗ"
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий-Газпром ВНИИГАЗ" filed Critical Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий-Газпром ВНИИГАЗ"
Priority to RU2013112638/05A priority Critical patent/RU2542264C2/en
Publication of RU2013112638A publication Critical patent/RU2013112638A/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2542264C2 publication Critical patent/RU2542264C2/en

Links

Images

Classifications

    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02C—CAPTURE, STORAGE, SEQUESTRATION OR DISPOSAL OF GREENHOUSE GASES [GHG]
    • Y02C20/00—Capture or disposal of greenhouse gases
    • Y02C20/40—Capture or disposal of greenhouse gases of CO2
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
    • Y02P20/00—Technologies relating to chemical industry
    • Y02P20/151—Reduction of greenhouse gas [GHG] emissions, e.g. CO2

Landscapes

  • Gas Separation By Absorption (AREA)

Abstract

FIELD: oil and gas industry.
SUBSTANCE: invention is referred to oil and gas and chemical industries, and namely to purification method of hydrocarbon gas from H2S and CO2. The method includes delivery of the purified gas to the absorber under pressure of 5-8 MPa, absorption of acid components by aqueous solution of activated methyl diethanolamine, sequential two-stage weathering of the methyl diethanolamine solution saturated with acid gases at high pressure at the first stage and at low pressure at the second stage, division of the coarse regenerated solution outputted from the second stage into two portions and delivery of a bigger portion to the absorber middle section and delivery of a less portion to a desorber for the purpose of fine thermal regeneration, delivery of the fine regenerated solution outputted from the desorber to the absorber top section. At that the solution outputted from the first stage is delivered to a pump where its pressure in increased per 0.5-1.0 MPa and directed to a waste heat exchanger for heating by the solution outputted from the desorber up to 100-105°C before the second stage of weathering. The fine regenerated solution outputted from the waste heat exchanger is cooled and divided into two portions; the less portion is mixed up with the bigger portion of the solution outputted from the second stage and upon cooling it is delivered to the absorber middle section while the bigger part is delivered to the absorber top section.
EFFECT: invention allows preventing H2S ingress to the CO2 absorption zone, reducing energy costs and consumption of expensive solution of methyl diethanolamine.
1 dwg, 2 tbl, 1 ex

Description

Изобретение относится к нефтегазовой и химической промышленности, а именно к способам очистки от H2S и СО2 природных, попутных, нефтезаводских и других промышленных углеводородных газов под давлением с использованием в качестве абсорбента, активированного добавками, ускоряющими скорость абсорбции СО2 водного раствора метилдиэтаноламина.The invention relates to the oil and gas and chemical industries, and in particular to methods of purification of H 2 S and CO 2 natural, associated, refinery and other industrial hydrocarbon gases under pressure using absorbent activated additives, accelerating the absorption rate of CO 2 an aqueous solution of methyldiethanolamine.

Наиболее близким техническим решением к заявленному изобретению является способ очистки газа от H2S и СО2, включающий подачу в абсорбер очищаемого газа под давлением, абсорбцию кислых компонентов из очищаемого газа водным раствором активированного метилдиэтаноламина, выветривание насыщенного кислыми газами раствора активированного метилдиэтаноламина последовательно в две ступени, выветривание раствора на первой ступени при повышенном давлении, а выветривание раствора на второй ступени при низком давлении, деление вытекающего со второй ступени выветривания груборегенерированного раствора на две части с последующей подачей большей его части в середину абсорбера, а меньшей части - в десорбер для тонкой тепловой регенерации, и подачу вытекающего из десорбера тонкорегенерированного раствора на верх абсорбера (см. публикацию «МДЭА based solvents used at the Lack processing plant», Revue de L′Institut Francais du petrole, vol. 51, №5, Septembre-Octobre, 1996).The closest technical solution to the claimed invention is a method of purifying gas from H 2 S and CO 2 , which includes applying pressure to the absorber of the gas to be purified under pressure, absorbing acidic components from the gas being purified with an aqueous solution of activated methyldiethanolamine, and weathering a solution of activated methyldiethanolamine saturated with acid gases in succession in two steps , weathering the solution in the first stage at elevated pressure, and weathering the solution in the second stage at low pressure, dividing the resulting the second stage of weathering the coarsely regenerated solution into two parts, followed by feeding most of it into the middle of the absorber, and the smaller part into the stripper for fine thermal regeneration, and supplying the finely regenerated solution flowing from the stripper to the top of the absorber (see the publication “MDEA based solvents used at the Lack processing plant ”, Revue de L′Institut Francais du petrole, vol. 51, No. 5, Septembre-Octobre, 1996).

Основными недостатками известного способа являются:The main disadvantages of this method are:

- высокая общая циркуляция раствора активированного метилдиэтаноламина;- high general circulation of the activated methyldiethanolamine solution;

- повышенный расход активатора и метилдиэтаноламина на заполнение растворной системы;- increased consumption of activator and methyldiethanolamine to fill the solution system;

- высокие потери активатора.- high losses of activator.

Следствием этих недостатков является высокий расход энергии на перекачку раствора активированного метилдиэтаноламина, высокие затраты на приобретение активатора, необходимость реконструкции абсорбера и системы циркуляции раствора.The consequence of these disadvantages is the high energy consumption for pumping a solution of activated methyldiethanolamine, the high cost of acquiring an activator, the need to reconstruct the absorber and the solution circulation system.

Задачей, на решение которой направлено предлагаемое изобретение, является устранение вышеуказанных недостатков.The problem to which the invention is directed, is to eliminate the above disadvantages.

Технический результат, на достижение которого направлено заявленное техническое решение, заключается в предотвращении попадания H2S в зону абсорбции СО2 и в более глубоком выветривании раствора активированного метилдиэтаноламина, снижении затрат энергии и расхода дорогостоящего активатора раствора метилдиэтаноламина.The technical result, to which the claimed technical solution is directed, is to prevent H 2 S from entering the CO 2 absorption zone and to more deeply weather the activated methyldiethanolamine solution, lowering the energy costs and expense of the expensive activator of the methyldiethanolamine solution.

Технический результат изобретения достигается за счет того, что в способе очистки углеводородного газа от H2S и CO2, включающем подачу в абсорбер очищаемого газа под давлением 5÷8 МПа, абсорбцию кислых компонентов из очищаемого газа водным раствором активированного метилдиэтаноламина, выветривание насыщенного кислыми газами раствора активированного метилдиэтаноламина последовательно в две ступени, выветривание раствора на первой ступени при повышенном давлении, а выветривание раствора на второй ступени при низком давлении, деление вытекающего со второй ступени выветривания груборегенерированного раствора на две части с последующей подачей большей его части в середину абсорбера, а меньшей части - в десорбер для тонкой тепловой регенерации, и подачу вытекающего из десорбера тонкорегенерированного раствора на верх абсорбера, вытекающий из первой ступени выветривания раствор подают в насос, где его давление повышают на 0,5÷1,0 МПа и направляют в рекуперативный теплообменник для нагрева вытекающим из десорбера тонкорегенерированным раствором до 100÷105°С перед второй ступенью выветривания, вытекающий из рекуперативного теплообменника тонкорегенерированный раствор охлаждают и делят на две части, меньшую часть которого смешивают с большей частью груборегенерированного раствора, вытекающего со второй ступени выветривания, и после охлаждения направляют в среднюю часть абсорбера, а большую часть подают на верх абсорбера, при этом количество подаваемой на смешение меньшей части тонкорегенерированного раствора регулируют по концентрации H2S и/или CO2 в очищенном газе.The technical result of the invention is achieved due to the fact that in the method of purification of hydrocarbon gas from H 2 S and CO 2 , comprising supplying a cleaned gas to the absorber under pressure of 5-8 MPa, absorption of acidic components from the cleaned gas with an aqueous solution of activated methyldiethanolamine, weathering saturated with acid gases activated methyldiethanolamine solution sequentially in two steps, weathering the solution in the first step at elevated pressure, and weathering the solution in the second step at low pressure, division into the coarse-regenerated solution flowing from the second stage of weathering is divided into two parts, followed by the majority of it being fed into the middle of the absorber, and the smaller part is fed into the stripper for fine thermal regeneration, and the fine-regenerated solution flowing from the stripper to the top of the absorber, the solution flowing from the first weathering stage is fed into pump, where its pressure is increased by 0.5 ÷ 1.0 MPa and sent to a regenerative heat exchanger for heating with a finely regenerated solution flowing from the stripper to 100 ÷ 105 ° С before the second unit During weathering, the finely regenerated solution flowing from the recuperative heat exchanger is cooled and divided into two parts, the smaller part of which is mixed with the majority of the coarse-regenerated solution flowing from the second weathering stage, and after cooling is directed to the middle part of the absorber, and the majority is fed to the top of the absorber, this amount supplied to the mixing of a smaller part of the finely regenerated solution is controlled by the concentration of H 2 S and / or CO 2 in the purified gas.

Сущность предлагаемого изобретения поясняется чертежом, где показана установка очистки газа от H2S и CO2, состоящая из трубопровода 1 подачи исходного газа на очистку от H2S и CO2, абсорбера 2, соединенного трубопроводом 3 с теплообменным аппаратом 14 для охлаждения груборегенерированного раствора активированного метилдиэтаноламина (МДЭА) и трубопроводом 4 с теплообменным аппаратом 13 для охлаждения тонкорегенерированного раствора МДЭА, трубопровода 18 вывода очищенного газа из верхней части абсорбера 2, трубопровода 28 подачи воды на верх абсорбера 2, трубопровода 5 вывода из абсорбера 2 насыщенного кислыми газами раствора активированного МДЭА, соединенного с расширительной турбиной 6, первого выветривателя 9 для выветривания насыщенного кислыми газами раствора активированного МДЭА, имеющего трубопровод 8 вывода выделенных из раствора активированного МДЭА углеводородов с частью кислых газов и соединенного через трубопровод 10, насос 11, рекуперативный теплообменник 12 и трубопровод 15 со вторым выветривателем 16 для выветривания большей части кислых газов из насыщенного кислыми газами раствора активированного МДЭА, насоса 31, установленного на трубопроводе 4, насоса 30, установленного на трубопроводе 20, а также десорбера 17 с испарителем 32 и насоса 27, соединенных с другими элементами установки посредством трубопроводов 21-26 и 29.The essence of the invention is illustrated by the drawing, which shows the installation of gas purification from H 2 S and CO 2 , consisting of a pipe 1 for supplying source gas for cleaning from H 2 S and CO 2 , an absorber 2 connected by a pipe 3 with a heat exchanger 14 for cooling a coarse-regenerated solution activated methyldiethanolamine (MDEA) and a pipe 4 with a heat exchanger 13 for cooling a finely regenerated MDEA solution, a pipe 18 for outputting purified gas from the upper part of the absorber 2, a pipe 28 for supplying water to the top of the ab sorber 2, pipe 5 of the output from the absorber 2 of the acid-gas-saturated activated MDEA solution connected to the expansion turbine 6, the first weathering device 9 for weathering the acid-gas-saturated activated MDEA solution having the pipe 8 of the output of hydrocarbons extracted from the MDEA-activated solution with part of the acid gas and connected through line 10, pump 11, recuperative heat exchanger 12 and line 15 with a second weathering device 16 for weathering most of the acid gases from saturated acid gases and activated MDEA solution pump 31 mounted on the pipe 4, the pump 30 mounted on the pipe 20 and the stripper 17 to an evaporator 32 and a pump 27 connected to the other installation elements by means of conduits 29 and 21-26.

Способ очистки углеводородного газа от H2S и CO2 реализуется следующим образом.The method of purification of hydrocarbon gas from H 2 S and CO 2 is implemented as follows.

Газ под давлением 5÷8 МПа подают на очистку от H2S и CO2 по трубопроводу 1 в абсорбер 2. В абсорбере 2 газ очищается от H2S и CO2 путем промывки водным раствором активированного МДЭА. Для уменьшения потерь абсорбента (активированного МДЭА) очищенный газ промывают водой, подаваемой на верх абсорбера 2 по трубопроводу 28. Очищенный газ выводят из верхней части абсорбера по трубопроводу 18, насыщенный кислыми газами раствор активированного метилдиэтаноламина выводят из нижней части абсорбера 2 по трубопроводу 5, соединенному с расширительной турбиной 6. В расширительной турбине 6 давление потока раствора, содержащего углеводороды, H2S и CO2 снижают до давления 1,8÷2,0 МПа и под этим давлением раствор подают по трубопроводу 7 в первый выветриватель 9. В первом выветривателе 9 проводят выветривание, т.е. из раствора активированного МДЭА выделяют основную часть углеводородов, которые по трубопроводу 8 выводят на использование или дальнейшую обработку. После первой ступени выветривания освобожденный от основной части углеводородов раствор активированного МДЭА по трубопроводу 10 под давлением 1,5÷2 МПа подают в первый насос 11, из которого раствор под давлением 2,0÷3,0 МПа направляют в рекуперативный теплообменник 12. Повышенное давление препятствует выделению газов в рекуперативном теплообменнике 12 при нагреве раствора активированного МДЭА. В рекуперативном теплообменнике 12 для повышения степени выветривания кислых компонентов раствор нагревают до температуры 100÷105°C, снижают давление до 0,2÷0,22 МПа и по трубопроводу 15 подают во второй выветриватель 16. Выделившиеся из раствора кислые газы из второго выветривателя 16 выводят по трубопроводу 19, соединенному с трубопроводом 29 вывода кислых газов из десорбера 17. Частично регенерированный раствор активированного МДЭА с температурой 70÷80°C направляют из нижней части второго выветривателя 16 по трубопроводу 20 во второй насос 30, где раствор дожимают до давления 0,7÷0,8 МПа и делят на две части: одну часть направляют в десорбер 17 по трубопроводу 22, а вторую часть по трубопроводу 21 подают в точку А на смешение с меньшей частью, примерно 25÷35% масс., тонкорегенерированного раствора активированного МДЭА, подаваемого в точку смешения по трубопроводу 25. Количество подаваемого на смешение тонкорегенерированного раствора регулируют по показаниям поточного хроматографа (на чертеже не показан), установленного на трубопроводе 18 очищенного газа с целью обеспечения требуемого остаточного содержания извлекаемого из газа компонента H2S и/или CO2. Раствор из точки смешения А подают в насос 27 и по трубопроводу 26 под давлением до 5 МПа направляют в теплообменный аппарат 14. После охлаждения раствора активированного МДЭА до 50÷60°C его по трубопроводу 3 подают в среднюю часть абсорбера 2. Тонкорегенерированный раствор из десорбера 17 с температурой 135°C и давлением 0,28 МПа по трубопроводу 23 подают в теплообменник 12, где его охлаждают в противотоке с груборегенерированным раствором. Далее тонкорегенерированный раствор по трубопроводу 24 направляют для охлаждения до 95°C в теплообменный аппарат 13, насос 31 и далее по трубопроводу 4 подают на верх абсорбера 2.Gas under a pressure of 5–8 MPa is fed to H 2 S and CO 2 for purification via a pipe 1 to an absorber 2. In an absorber 2, gas is purified from H 2 S and CO 2 by washing with an activated MDEA in an aqueous solution. To reduce the loss of absorbent (activated MDEA), the purified gas is washed with water supplied to the top of the absorber 2 through line 28. The purified gas is removed from the upper part of the absorber via line 18, the acid-saturated solution of activated methyldiethanolamine is removed from the bottom of the absorber 2 through line 5, connected with an expansion turbine 6. The turbine 6 expansion pressure fluid flow comprising hydrocarbons, H 2 S and CO 2 is reduced to a pressure of 1.8 ÷ 2.0 MPa and a solution under this pressure is fed through line 7 into n rvy vyvetrivatel 9. In the first vyvetrivatele 9 carried weathering, i.e. the main part of hydrocarbons is extracted from the activated MDEA solution, which are withdrawn for use or further processing via pipeline 8. After the first stage of weathering, the activated MDEA solution freed from the main part of the hydrocarbons is fed through pipeline 10 under a pressure of 1.5 ÷ 2 MPa to the first pump 11, from which the solution is sent under pressure of 2.0 ÷ 3.0 MPa to a regenerative heat exchanger 12. High pressure prevents the evolution of gases in the recuperative heat exchanger 12 when heating the activated MDEA solution. In a recuperative heat exchanger 12, to increase the degree of weathering of acidic components, the solution is heated to a temperature of 100 ÷ 105 ° C, the pressure is reduced to 0.2 ÷ 0.22 MPa, and through a pipe 15 it is fed to a second weathering device 16. Acid gases released from the solution from the second weathering 16 they are discharged through a pipe 19 connected to a pipe 29 for acid gas removal from the stripper 17. A partially regenerated activated MDEA solution with a temperature of 70–80 ° C is sent from the bottom of the second weathering device 16 via a pipe 20 to the second pump 30, where the creature is squeezed to a pressure of 0.7 ÷ 0.8 MPa and divided into two parts: one part is sent to the stripper 17 through a pipe 22, and the second part is fed through a pipe 21 to point A for mixing with a smaller part, about 25 ÷ 35% of the mass ., a finely regenerated activated MDEA solution fed to the mixing point through the pipeline 25. The amount of finely regenerated solution supplied to the mixing is controlled by the readings of a flow chromatograph (not shown in the drawing) installed on the purified gas pipeline 18 to ensure the required residual the content of the component extracted from the gas H 2 S and / or CO 2 . The solution from mixing point A is fed to the pump 27 and sent to the heat exchanger 14 under pressure up to 5 MPa 14. After cooling the activated MDEA solution to 50 ÷ 60 ° C, it is fed through pipe 3 to the middle part of the absorber 2. Fine-regenerated solution from the stripper 17 with a temperature of 135 ° C and a pressure of 0.28 MPa through a pipe 23 serves in the heat exchanger 12, where it is cooled in countercurrent with a coarsely regenerated solution. Next, the finely regenerated solution is sent through a pipe 24 to 95 ° C for cooling to a heat exchanger 13, a pump 31 and then through a pipe 4 is fed to the top of the absorber 2.

В предложенном изобретении часть тонкорегенерированного раствора активированного МДЭА подают в среднюю часть абсорбера. Положительный результат такого решения объясняется кинетикой взаимодействия CO2 и H2S с МДЭА и активатором (например, пиперазин). Реакция H2S с МДЭА и пиперазином протекает с мгновенной скоростью, поэтому основная масса H2S извлекается из очищаемого сырья в нижней части абсорбера. Реакция CO2 с МДЭА протекает с медленной скоростью, поэтому получить тонкую очистку газа от CO2 с использованием в качестве абсорбента раствора МДЭА в существующем абсорбере невозможно. Для глубокого извлечения CO2 в этом случае реакцию CO2 с МДЭА ускоряют путем добавки в раствор МДЭА активатора, например пиперазина, который образует с CO2 промежуточное соединение, вступающее в быструю реакцию с МДЭА. При этом образуется карбонат МДЭА и высвобождается свободный пиперазин. Таким образом пиперазин действует как катализатор реакции CO2 с МДЭА. Для поддержания концентрации активатора и его потерь на низком уровне содержание H2S в поступающем в верхнюю часть абсорбера газе должно быть пренебрежимо мало. Поэтому H2S должен быть извлечен из сырья как можно более полно до входа в верхнюю зону. В выветренном во второй ступени груборегенерированном растворе весь или большая часть активатора необратимо связана с H2S. Поэтому подача большего количества груборегенерированного раствора в среднюю часть абсорбера не приводит к существенному увеличению извлечения CO2 из газа, но благоприятно сказывается на увеличении извлечения H2S.In the proposed invention, part of the finely regenerated activated MDEA solution is fed into the middle part of the absorber. A positive result of this solution is explained by the kinetics of the interaction of CO 2 and H 2 S with MDEA and an activator (e.g. piperazine). The reaction of H 2 S with MDEA and piperazine proceeds at an instantaneous rate; therefore, the bulk of H 2 S is recovered from the raw material to be purified in the lower part of the absorber. The reaction of CO 2 with MDEA proceeds at a slow rate, so it is impossible to obtain a fine gas purification from CO 2 using an MDEA solution in an existing absorber as an absorbent. To deeply remove CO 2, in this case, the reaction of CO 2 with MDEA is accelerated by adding an activator, for example piperazine, to the MDEA solution, which forms an intermediate compound with CO 2 , which reacts rapidly with MDEA. In this case, MDEA carbonate is formed and free piperazine is released. Thus, piperazine acts as a catalyst for the reaction of CO 2 with MDEA. To maintain the activator concentration and its losses at a low level, the H 2 S content in the gas entering the upper part of the absorber should be negligible. Therefore, H 2 S must be extracted from the raw material as fully as possible before entering the upper zone. In a coarse regenerated solution weathered in the second stage, all or most of the activator is irreversibly bound to H 2 S. Therefore, the supply of a larger coarse regenerated solution to the middle part of the absorber does not lead to a significant increase in CO 2 extraction from the gas, but favorably affects the increase in H 2 S.

Пример реализации предлагаемого способа.An example implementation of the proposed method.

В абсорбционной колонне углеводородный газ очищается от H2S и CO2 под давлением 6,4 МПа путем промывки водным раствором активированного МДЭА.In the absorption column, the hydrocarbon gas is purified from H 2 S and CO 2 under a pressure of 6.4 MPa by washing with an aqueous solution of activated MDEA.

Состав раствора: МДЭА - 4,2 кмоль/м3 и активатор.The composition of the solution: MDEA - 4.2 kmol / m 3 and activator.

Состав очищаемого газа, % мольн.: H2S - 21,3; CO2 - 14,6; СН4 - 59,0; С2-С5 - 5,1%.The composition of the purified gas,% mol.: H 2 S - 21.3; CO 2 - 14.6; CH 4 - 59.0; C 2 -C 5 - 5.1%.

Температура абсорбирующей жидкости на входе в абсорбер:The temperature of the absorbing liquid at the inlet to the absorber:

- на верх - 47°C,- to the top - 47 ° C,

- в среднюю часть - 62°C.- in the middle part - 62 ° C.

Насыщенный раствор, выходящий из абсорбционной колонны под давлением 6,4 МПа, проходит через расширительную турбину и с давлением 2 МПа поступает в первый выветриватель. В первом выветривателе из раствора выделяется 0,058 кмол/м3 углеводородного газа, содержащего 34,6% мол. CO2, 32,3% мол. H2S и 28,6% углеводородов. Вытекающий из первой ступени выветривания раствор подают в насос, где его давление повышают на 0,5÷1,0 МПа. Затем частично выветренный раствор нагревают вытекающим из десорбера тонкорегенерированным раствором до 100÷105°C и направляют во второй выветриватель. Во втором выветривателе из раствора выделяется 1,92 кмол/м3 кислых газов, содержащих в % мольн.: CO2 - 34,2%, H2S - 45,5% и 0,12% углеводородов. Отбираемый снизу десорбера тонкорегенерированный раствор рециркулирует на верх абсорбционной колонны. Требуемую остаточную концентрацию H2S и CO2 в очищенном газе - до 7 мг/нм3 H2S и до 0,02% CO2 - регулировали добавлением к груборегенерированному раствору тонкорегенерированный раствор в соотношении 1:4. Количество подаваемой на смешение меньшей части тонкорегенерированного раствора регулировали по концентрации H2S и/или CO2 в очищенном газе при помощи поточного хроматографа, установленного на трубопроводе очищенного газа.A saturated solution exiting the absorption column under a pressure of 6.4 MPa passes through an expansion turbine and enters the first weathering apparatus with a pressure of 2 MPa. 0.058 kmol / m 3 of hydrocarbon gas containing 34.6 mol% is released from the solution in the first weathering unit. CO 2 , 32.3 mol% H 2 S and 28.6% hydrocarbons. The solution flowing from the first stage of weathering is fed to the pump, where its pressure is increased by 0.5–1.0 MPa. Then, the partially weathered solution is heated by the finely regenerated solution emerging from the stripper to 100 ÷ 105 ° C and sent to the second weathering device. In the second weathering unit, 1.92 kmol / m 3 of acid gases are released from the solution, containing in% mole .: CO 2 - 34.2%, H 2 S - 45.5% and 0.12% hydrocarbons. The finely regenerated solution taken from the bottom of the stripper is recycled to the top of the absorption column. The required residual concentration of H 2 S and CO 2 in the purified gas — up to 7 mg / nm 3 H 2 S and up to 0.02% CO 2 — was controlled by adding a finely regenerated solution in a ratio of 1: 4 to the coarse-regenerated solution. The amount supplied to the mixing of a smaller part of the finely regenerated solution was controlled by the concentration of H 2 S and / or CO 2 in the purified gas using a flow chromatograph installed on the purified gas pipeline.

Нагрев до 100÷105°C раствора ведут в рекуперативном теплообменнике 12 потоком раствора, подаваемым из десорбера 17. Диапазон температур нагреваемого в теплообменнике 12 раствора определяется условиями работы десорбера 17, в частности для эффективной работы десорбера 17 раствор должен кипеть по всей высоте колонны. Перегрев раствора сверх температуры кипения приводит к излишней тепловой нагрузке на систему дефлегмации десорбера 17 и поэтому нежелателен (при перегреве раствора расходуется дополнительный холод на конденсацию паров вторичного вскипания раствора). При недогреве раствора дополнительное тепло тратится на его нагрев до температуры кипения.Heating up to 100 ÷ 105 ° C of the solution is carried out in a recuperative heat exchanger 12 by the flow of the solution supplied from the stripper 17. The temperature range of the solution heated in the heat exchanger 12 is determined by the operating conditions of the stripper 17, in particular, for the effective operation of the stripper 17, the solution must boil over the entire height of the column. Overheating of the solution above the boiling point leads to excessive heat load on the reflux system of stripper 17 and is therefore undesirable (when the solution is overheated, additional cold is consumed to condense the secondary boiling vapor of the solution). When the solution is not heated, additional heat is spent on its heating to the boiling point.

Кроме того, повышение давления на 0,5-1,0 МПа продиктовано тем, что при нагреве из раствора в теплообменнике 12 не должна выделяться газовая фаза. При более низких давлениях произойдет дегазация раствора, а при более высоких - излишний перерасход электроэнергии на сжатие.In addition, an increase in pressure of 0.5-1.0 MPa is dictated by the fact that when heated from the solution in the heat exchanger 12, the gas phase should not be released. At lower pressures, degassing of the solution will occur, and at higher pressures, an excessive consumption of electricity for compression will occur.

В таблице 1 показана оценка расходов электроэнергии на перекачку раствора и тепла на его регенерацию в зависимости от температуры подогрева в теплообменнике 12.Table 1 shows an estimate of the energy consumption for pumping the solution and heat for its regeneration, depending on the heating temperature in the heat exchanger 12.

В таблице 2 приведены сравнительные данные эффективности абсорбции по данному изобретению и по прототипу (в среднюю часть абсорбера подают груборегенерированный раствор из второй ступени выветривания без смешения с частью тонкорегенерированного раствора).Table 2 shows comparative data on the absorption efficiency of this invention and of the prototype (a coarse-regenerated solution from the second stage of weathering is fed into the middle part of the absorber without mixing with a part of the finely regenerated solution).

Figure 00000001
Figure 00000001

Figure 00000002
Figure 00000002

Claims (1)

Способ очистки углеводородного газа от H2S и СО2, включающий подачу в абсорбер очищаемого газа под давлением 5÷8 МПа, абсорбцию кислых компонентов из очищаемого газа водным раствором активированного метилдиэтаноламина, выветривание насыщенного кислыми газами раствора активированного метилдиэтаноламина последовательно в две ступени, выветривание раствора на первой ступени при повышенном давлении, а выветривание раствора на второй ступени при низком давлении, деление вытекающего со второй ступени выветривания груборегенерированного раствора на две части с последующей подачей большей его части в середину абсорбера, а меньшей части - в десорбер для тонкой тепловой регенерации, и подачу вытекающего из десорбера тонкорегенерированного раствора на верх абсорбера, отличающийся тем, что вытекающий из первой ступени выветривания раствор подают в насос, где его давление повышают на 0,5÷1,0 МПа и направляют в рекуперативный теплообменник для нагрева вытекающим из десорбера тонкорегенерированным раствором до 100÷105°С перед второй ступенью выветривания, вытекающий из рекуперативного теплообменника тонкорегенерированный раствор охлаждают и делят на две части, меньшую часть которого смешивают с большей частью груборегенерированного раствора, вытекающего со второй ступени выветривания, и после охлаждения направляют в среднюю часть абсорбера, а большую часть подают на верх абсорбера, при этом количество подаваемой на смешение меньшей части тонкорегенерированного раствора регулируют по концентрации H2S и/или CO2 в очищенном газе. A method of purifying hydrocarbon gas from H 2 S and CO 2 , comprising supplying a gas to be purified into an absorber under a pressure of 5 ÷ 8 MPa, absorption of acidic components from a gas to be purified with an aqueous solution of activated methyldiethanolamine, weathering of an acidic gas solution of activated methyldiethanolamine sequentially in two stages, weathering the solution at the first stage at elevated pressure, and the weathering of the solution at the second stage at low pressure, dividing the coarsely regenerated effluent from the second stage of weathering the solution into two parts, followed by the supply of most of it to the middle of the absorber, and the smaller part to the stripper for fine thermal regeneration, and the flow of the finely regenerated solution flowing from the stripper to the top of the absorber, characterized in that the solution flowing from the first weathering stage is fed to the pump, where its pressure is increased by 0.5–1.0 MPa and sent to a recuperative heat exchanger for heating with a finely regenerated solution flowing from the stripper to 100–105 ° С before the second weathering stage, resulting from the recuperation fine heat exchanger finely regenerated solution is cooled and divided into two parts, a smaller part of which is mixed with most of the coarse regenerated solution, resulting from the second stage of weathering, and after cooling is directed to the middle part of the absorber, and most of it is fed to the top of the absorber, while the amount fed to the mixing a smaller portion of the finely regenerated solution is controlled by the concentration of H 2 S and / or CO 2 in the purified gas.
RU2013112638/05A 2013-03-21 2013-03-21 Hydrocarbon gas purification method from h2s and co2 RU2542264C2 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2013112638/05A RU2542264C2 (en) 2013-03-21 2013-03-21 Hydrocarbon gas purification method from h2s and co2

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2013112638/05A RU2542264C2 (en) 2013-03-21 2013-03-21 Hydrocarbon gas purification method from h2s and co2

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2013112638A RU2013112638A (en) 2014-09-27
RU2542264C2 true RU2542264C2 (en) 2015-02-20

Family

ID=51656339

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2013112638/05A RU2542264C2 (en) 2013-03-21 2013-03-21 Hydrocarbon gas purification method from h2s and co2

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2542264C2 (en)

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2686186C1 (en) * 2018-06-27 2019-04-24 Публичное акционерное общество "Газпром" Method of purifying gases from acidic components and unit for its implementation
RU2703253C1 (en) * 2018-12-28 2019-10-15 Общество с ограниченной ответственностью "ЭЛИСТЕК инжиниринг" Method of cleaning process condensates from hydrogen sulphide and ammonia
RU2780621C1 (en) * 2019-04-12 2022-09-28 Мицубиси Хеви Индастриз Энджиниринг, Лтд. Co2 and/or h2s absorbent and apparatus and method for extracting co2 and/or h2s

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2069081C1 (en) * 1993-10-06 1996-11-20 Акционерное общество открытого типа "Научно-исследовательский и проектный институт по переработке газа" Process for cleaning gas from acid components
RU2270233C1 (en) * 2004-08-06 2006-02-20 Открытое акционерное общество криогенного машиностроения (ОАО "Криогенмаш") Method of combined purification of a natural gas and the device for its realization
EP2335802A2 (en) * 2009-12-03 2011-06-22 Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. CO2 recovery system and CO2 recovery method
RU2469774C1 (en) * 2011-04-13 2012-12-20 Открытое акционерное общество "Научно-исследовательский и проектный институт по переработке газа" ОАО "НИПИгазпереработка" Installation for purification of liquified hydrocarbon gases from acidic components

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2069081C1 (en) * 1993-10-06 1996-11-20 Акционерное общество открытого типа "Научно-исследовательский и проектный институт по переработке газа" Process for cleaning gas from acid components
RU2270233C1 (en) * 2004-08-06 2006-02-20 Открытое акционерное общество криогенного машиностроения (ОАО "Криогенмаш") Method of combined purification of a natural gas and the device for its realization
EP2335802A2 (en) * 2009-12-03 2011-06-22 Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. CO2 recovery system and CO2 recovery method
RU2469774C1 (en) * 2011-04-13 2012-12-20 Открытое акционерное общество "Научно-исследовательский и проектный институт по переработке газа" ОАО "НИПИгазпереработка" Installation for purification of liquified hydrocarbon gases from acidic components

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2686186C1 (en) * 2018-06-27 2019-04-24 Публичное акционерное общество "Газпром" Method of purifying gases from acidic components and unit for its implementation
RU2703253C1 (en) * 2018-12-28 2019-10-15 Общество с ограниченной ответственностью "ЭЛИСТЕК инжиниринг" Method of cleaning process condensates from hydrogen sulphide and ammonia
RU2780621C1 (en) * 2019-04-12 2022-09-28 Мицубиси Хеви Индастриз Энджиниринг, Лтд. Co2 and/or h2s absorbent and apparatus and method for extracting co2 and/or h2s

Also Published As

Publication number Publication date
RU2013112638A (en) 2014-09-27

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2429051C2 (en) Apparatus and method of extracting co2
US9186619B2 (en) CO2 recovery unit and method therefor
CA2311199C (en) Carbon dioxide recovery with composite amine blends
US10130897B2 (en) Contacting a gas stream with a liquid stream
KR20110085983A (en) Reabsorber for ammonia stripper offgas
JP5859076B2 (en) Removal of non-volatiles from ammonia-based CO2 absorbing solution
RU2480401C2 (en) Method and apparatus for regenerating amine-containing solution to wash incoming gas during purification
AU2014206161B2 (en) An ammonia stripper for a carbon capture system for reduction of energy consumption
CN1800308A (en) Stripped gas method for recovering C2 and higher carbon content hydrocarbon constituent
WO2014017654A1 (en) Carbon dioxide recovery method and carbon dioxide recovery device
CN106311149B (en) A kind of absorbent for natural gas decarbonization
KR101726162B1 (en) Method of resource reuse of stripping system for acid gas capture
CN105126380A (en) Coking exhaust gas treatment method
RU2542264C2 (en) Hydrocarbon gas purification method from h2s and co2
JP2016000381A (en) Acidic gas treatment method and acidic gas treatment device
CN106433831B (en) Method and apparatus for purifying biomass gas and recovering methane
KR20140042393A (en) Apparatus for treating acidic gas and methof thereof
CN104307341A (en) Flare gas compression and desulphurization technology
KR20130035638A (en) Method and apparatus of efficient solvent scrubbing acid gas capture system
CN105233689A (en) Organic amine wet flue gas desulphurization and desorption system with high-efficiency and low-energy consumption
KR101151264B1 (en) Absorbent for improving absorbent velocity and absorbent capability of hydrogen sulfate
CN104667709A (en) Natural gas decarbonization treatment system
CN204522695U (en) Natural gas carbonization treatment system
RU2381823C1 (en) Method of purifying gas from acid components and installation for realising said method
CN205055476U (en) Totally -enclosed coking tail gas processing apparatus

Legal Events

Date Code Title Description
PD4A Correction of name of patent owner
PC41 Official registration of the transfer of exclusive right

Effective date: 20180920