WO2006128619A2 - Verfahren zur abreicherung von schwefelwasserstoff in erdgas aus der förderung von erdöl-erdgas-gemischen - Google Patents

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    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/34—Arrangements for separating materials produced by the well
    • E21B43/40—Separation associated with re-injection of separated materials

Definitions

  • the invention relates to a process for the depletion of hydrogen sulfide in natural gas.
  • natural gas In the extraction of oil sometimes large quantities of natural gas are also recovered, which may have a significant amount of hydrogen sulfide H 2 S, often is about the H 2 S content at 5%, sometimes even over 20%, each based on standard volumes.
  • This crude gas is dissolved under the pressure prevailing in producing high pressure in crude oil. During the extraction, subsequent transport and processing of the crude oil, this raw gas is extracted from the crude oil.
  • H 2 S is a highly toxic respiratory poison for humans, animals and plants.
  • H 2 S is a highly toxic respiratory poison for humans, animals and plants.
  • leaks or accidents given the usual large production volumes from a borehole, such a significant amount of highly toxic H 2 S could quickly leak into the environment, leading to significant damage to personnel and the environment, and immediately ceasing to produce oil would.
  • the object of the invention is therefore to provide a safe and very compact method available, with a significant depletion of H 2 S can be performed from natural gas at the site of promotion, continue to be safe and robust in the design and In addition, a secure whereabouts of H 2 S guaranteed.
  • the invention solves this problem according to the main claim by
  • the high-pressure, crude crude oil-natural gas mixture is initially expanded to a pressure of 70 to 130 bar, preferably 90 bar,
  • the outgassed raw gas is subjected to a gas scrubbing after the cooling without further measures of pressure release, which absorbs a large part of the H 2 S contained in the raw gas by means of a physically acting solvent and cleans the raw gas in this way,
  • the charged solvent is passed into at least one pressure release stage,
  • the supplied solvent is supplied with the heat which has been removed during the cooling of the raw gas, the hydrogenated out H 2 S is allowed to outgas from the solvent,
  • the crude oil expanded to 70 to 130 bar is expanded to a pressure of 20 to 40 bar, preferably 30 bar, and the outgassing further, H 2 S-rich raw gas is separated from the crude oil, • to 20 to 40 bar relaxed crude oil to a pressure of 2 to 15 bar, preferably 10 bar, depressurized, thereby separating outgassing further crude gas from the crude oil,
  • the condensed liquid phase to the same pressure of 20 to 40 bar, preferably 30 bar is relaxed, such as the crude oil, wherein the resulting gas phase with the ausgasenden from the crude gas phase and the remaining liquid phase are merged with the crude oil.
  • this can be done by clamping both the crude oil and the withdrawn liquid phase into the same degassing vessel.
  • a third embodiment of the method according to the invention is subjected to the cooling of the outgassed from the crude gas crude gas condensing, liquid phase of a throttling in which it completely evaporated and cools according to the Joule-Thomson effect, the resulting cold is used for cooling the regenerated solvent, and the H 2 S-containing gas stream after compression combined with the other H 2 S-containing gas streams.
  • the auskondensierende liquid phase before being treated with it as described above, be previously subjected to a treatment for H 2 S enrichment.
  • the withdrawn after cooling of the raw gas, liquid phase is slightly increased by a pump in the pressure, this liquid phase is then fed to a preheater, which it to about 70 0 C. warms up, forming a two-phase system and mainly volatile hydrocarbons are released as gas phase, this gas phase is returned to the raw gas before the raw gas cooler and the remaining liquid phase is enriched accordingly in H 2 S content.
  • the slight pressure increase must be only so great that it compensates for the pressure losses occurring, so that the resulting gas phase can be recycled before the raw gas cooler.
  • the last solvent pressure relief stage is designed and operated as a low-pressure stripping column and used purified natural gas as the stripping gas.
  • N-formylmorpholine N-formylmorpholine
  • NAM N-acetylmorpholine
  • the oxygen gas scrubbing process can be used in a similar manner as described there, but no high demands must be placed on the purity of the product gas and thus the regeneration of the solvent.
  • a suitable place of use is, for example, an oil rig.
  • a washing process with a physical solvent has the advantage over other methods that it manages with a very low detergent circulation and can be built very compactly. Sensitive parts such as thin membranes or the like are not used. Through the use of pressure Reductions for the regeneration of the solvent no external regeneration energy, such as steam, is required, which leads to an even more compact design and is an advantage of the invention.
  • FIG. 1 shows a block flow diagram of the method installed on an oil rig, wherein the valves shown are for devices for pressure reduction, but which can also be designed as reverse-running pumps and compressors (expander).
  • crude crude crude oil mixture 1 is relaxed to 95 bar in the Hochdruckabscheider 2, where form under cooling 2 phases, a liquid crude oil phase and a gaseous crude gas phase.
  • these two phases are separated from each other.
  • the gas phase is cooled to about 10 ° C as raw gas 3 in the raw gas cooler 4, which can also be designed in several stages. In this case, a liquid phase 5 condenses out.
  • the cooled crude gas 6 is then washed in the scrubber 7 with the detergent 8, wherein most of the H 2 S present in the raw gas is absorbed in the detergent.
  • the pre-cleaned natural gas 9 leaves the scrubber 7 and is piped to an external natural gas treatment station where a specification-compliant natural gas is produced.
  • the loaded with H 2 S, saturated detergent 10 is relaxed in several stages, this heated in the heater 11, which is connected to the radiator 4, whereby the solubility of the H 2 S is reduced, whereupon H 2 S from the heated detergent 12 in the Niederbuchstrippkolonne 13 by means of at least partially purified natural gas 14, which can be withdrawn, for example, from the pre-purified natural gas 9, at ambient pressure in an advantageous manner is particularly largely stripped.
  • the seasoned detergent 15 is cooled to the use temperature in the detergent cooler 16 and returned to the scrubber 7.
  • the high-pressure crude oil 17 obtained from the high-pressure separator 2 is expanded to 30 bar in the medium-pressure separator 18, with further dissolved gas constituents being outgassed from the crude oil and discharged as medium-pressure raw gas 19.
  • the middle pressure crude oil 20 removed from the medium-pressure separator 18 is further expanded to 9 bar in the low-pressure separator 21, with further dissolved gas components outgassing the crude oil and being discharged as low-pressure raw gas 22.
  • the low-pressure crude oil 23 from the low-pressure separator 21 is conveyed via pipeline or by ship to an external refinery, where further processing takes place.
  • the exhaust gas 24 leaving the low-pressure stripping column 13 is compressed in the exhaust gas compressor 25 to the pressure of the low-pressure raw gas and combined with the low-pressure crude gas 22. If - not shown here - further H 2 S-containing gas flows incurred, for example, behind the depressurization to which the saturated detergent is subjected, or the relaxed and vaporized condensate 5, these streams can also here, or before the exhaust gas compressor 24, when the pressure otherwise not enough, to be involved.
  • the low-pressure sour gas 26 is brought in the low-pressure compressor 27 to the pressure level of the medium-pressure separator 18 and brought together after cooling in the medium-pressure cooler 28 with the medium-pressure crude gas 19.
  • the merged medium-pressure sour gas 29 is then compressed in the high-pressure compressor 30 on storage pressure-layer and fed into the oil reservoir 31.
  • the cooled in the raw gas cooler 4 to about 10 0 C, condensed, liquid phase 5 is divided into 2 partial streams.
  • the one partial stream 32 is passed to the crude oil deposit 33, wherein was dispensed with the representation of the pump.
  • the other partial flow 34 is slightly increased in its pressure by means of the feed pump 35 and heated in the reheater 36 to 70 0 C.
  • phase separation 37 the outgassing gas phase and the remaining liquid phase are separated from each other.
  • the liquid phase 38 is expanded to the pressure of the medium-pressure separator 18 and fed into the medium-pressure separator 18.
  • the gas phase 39 is admixed with the raw gas 3.

Abstract

Verfahren zur Abreicherung von Schwefelwasserstoff in Erdgas aus der Förderung von sauergashaltigen Erdöl-Erdgas-Gemischen, wobei das unter hohem Druck stehende, rohe Erdöl-Erdgas-Gemisch zunächst auf einen Druck von 70 bis 130 bar, vorzugsweise 90 bar, entspannt wird, das ausgasende Rohgas vom Rohöl getrennt und das Rohgas gekühlt wird, wobei die bei der Kühlung des Rohgases kondensierende, flüssige Phase abgezogen wird, das ausgegaste Rohgas im Anschluss an die Kühlung ohne weitere Maßnahmen der Druckentspannung einer Gaswäsche unterzogen wird, welche einen großen Teil des im Rohgas enthaltenen H2S mittels eines physikalisch wirkenden Lösungsmittels absorbiert und das Rohgas auf diese Weise reinigt, das beladene Lösungsmittel in mindestens eine Druckentspannungsstufe geleitet wird, dem beladenen Lösungsmittel die Wärme, die bei der Kühlung des Rohgases abgeführt wurde, zugeführt wird, man das gelöste H2S aus dem Lösungsmittel ausgasen lässt, das dadurch regenerierte Lösungsmittel kühlt und zur Gaswäsche zurückführt, das auf 70 bis 130 bar entspannte Rohöl in einer weiteren Stufe auf einen Druck von 20 bis 40 bar, vorzugsweise 30 bar, entspannt und das dabei ausgasende weitere, H2S-reiche Rohgas vom Rohöl trennt, das auf 20 bis 40 bar entspannte Rohöl auf einen Druck von 2 bis 15 bar, vorzugsweise 10 bar, entspannt, das dabei ausgasende weitere Rohgas vom Rohöl trennt, das aus dem Lösungsmittel ausgegaste H2S-haltige Gas auf den Druck des aus dem Rohöl ausgegasten H2S-reichen Rohgas bringt und alle ausgegasten H2S-haltigen Gasströme zusammenführt, diesen zusammengeführten H2S-haltigen Gasstrom auf einen Druck oberhalb des Drucks der Erdöllagerstätte bringt und in ein Bohrloch der Erdöllagerstätte führt.

Description

Verfahren zur Abreicherung von Schwefelwasserstoff in Erdgas aus der Förderung von Erdöl-Erdgas-Gemischen
[0001] Die Erfindung betrifft ein Verfahren zur Abreicherung von Schwefelwasser- stoff in Erdgas. Bei der Förderung von Erdöl werden zuweilen auch große Mengen Erdgas mitgewonnen, die einen erheblichen Anteil an Schwefelwasserstoff H2S aufweisen können, oft über liegt der H2S-Anteil bei 5 %, teilweise sogar über 20 %, jeweils auf Normvolumina bezogen. Dieses Rohgas ist unter dem in Förderstätten herrschenden hohen Druck im Erdöl gelöst. Während der Förderung, dem anschließenden Transport und der Verarbeitung des Rohöls gast dieses Rohgas aus dem Rohöl aus.
[0002] Problematisch ist der hohe H2S-Anteil des Rohgases vor allem aus Sicherheitsgründen: H2S ist ein hochgiftiges Atemgift für Menschen, Tiere und Pflanzen. Im Falle von Leckagen oder Unfällen könnte angesichts der üblichen großen Fördervolu- mina aus einem Bohrloch sehr schnell eine solch erhebliche Menge des hochgiftigen H2S in die Umgebung gelangen, dass erheblicher Schaden für Personal und Umwelt zu befürchten wäre und außerdem die ölförderung sofort eingestellt werden müsste.
[0003] Das Problem wird noch verschärft, wenn die ölförderung auf einer ölplatt- form stattfindet, und die Möglichkeit einer schnellen Evakuierung im Notfall nicht unter allen Umständen für das gesamte Personal gegeben ist. Ein Abhilfe schaffendes Verfahren sollte daher aufgrund der rauen Bedingungen auf See äußerst robust und im übrigen auch platzsparend sein.
[0004] Weiterhin problematisch ist der Verbleib des H2S, welches zwar nach bekannten Verfahren zu Schwefeldioxid, Schwefel und Schwefelsäure weiterverarbeitet werden könnte, was aber vor Ort hohen Aufwand bedeuten würde, und, wenn die Verarbeitung vor Ort nicht möglich ist, zu Transportproblemen führen würde.
[0005] Die Aufgabe der Erfindung ist es daher, ein sicheres und besonders kompaktes Verfahren zur Verfügung zu stellen, mit dem eine erhebliche Abreicherung von H2S aus Erdgas am Ort der Förderung durchgeführt werden kann, weiterhin sicher und robust in der Ausführung ist und außerdem einen sicheren Verbleib des H2S gewährleistet. [0006] Die Erfindung löst diese Aufgabe entsprechend dem Hauptanspruch, indem
• das unter hohem Druck stehende, rohe Erdöl-Erdgas-Gemisch zunächst auf einen Druck von 70 bis 130 bar, vorzugsweise 90 bar, entspannt wird,
• das ausgasende Rohgas vom Rohöl getrennt und das Rohgas gekühlt wird, • wobei die bei der Kühlung des Rohgases kondensierende, flüssige Phase abgezogen wird,
• das ausgegaste Rohgas im Anschluss an die Kühlung ohne weitere Maßnahmen der Druckentspannung einer Gaswäsche unterzogen wird, welche einen großen Teil des im Rohgas enthaltenen H2S mittels eines physikalisch wirkenden Lö- sungsmittels absorbiert und das Rohgas auf diese Weise reinigt,
• das beladene Lösungsmittel in mindestens eine Druckentspannungsstufe geleitet wird,
• dem beladenen Lösungsmittel die Wärme, die bei der Kühlung des Rohgases abgeführt wurde, zugeführt wird, • man das gelöste H2S aus dem Lösungsmittel ausgasen lässt,
• das dadurch regenerierte Lösungsmittel kühlt und zur Gaswäsche zurückführt
• das auf 70 bis 130 bar entspannte Rohöl in einer weiteren Stufe auf einen Druck von 20 bis 40 bar, vorzugsweise 30 bar, entspannt und das dabei ausgasende weitere, H2S-reiche Rohgas vom Rohöl trennt, • das auf 20 bis 40 bar entspannte Rohöl auf einen Druck von 2 bis 15 bar, vorzugsweise 10 bar, entspannt, das dabei ausgasende weitere Rohgas vom Rohöl trennt,
• das aus dem Lösungsmittel ausgegaste H2S-haltige Gas auf den Druck des aus dem Rohöl ausgegasten H2S-reichen Rohgas bringt und alle ausgegasten H2S- haltigen Gasströme zusammenführt,
• diesen zusammengeführten H2S-haltigen Gasstrom auf einen Druck oberhalb des Drucks der Erdöllagerstätte bringt und in ein Bohrloch der Erdöllagerstätte führt.
[0007] Auf diese Weise wird ein Großteil des geförderten H2S dazu genutzt, den Förderdruck der Erdöllagerstätte aufrecht zu erhalten, was die mögliche Gesamtausbeute an Öl und Gas insgesamt vergrößert. Hierbei ist in Rechnung zu stellen, dass die Rückführung langfristig zu einer Anreicherung des H2S im geförderten Rohgas der Erdöllagerstätte führt.
[0008] Umso wichtiger ist es daher, dass das vorgestellte Verfahren auch die gefahrlose und wirtschaftliche Verarbeitung von sehr hohen H2S-Konzentrationen gewährleistet, indem bei einem Anstieg des H2S-Gehaltes im Rohgas einfach ein ent- sprechend größerer Anteil der aus dem Rohgas durch Kühlung auskondensierenden flüssigen Phase, die einen Großteil des im Rohgas enthaltenen H2S mit aufnimmt, abgezogen werden kann, was ein Vorteil der Erfindung ist. Für diese flüssige Phase gibt es eine Reihe von alternativen Verwendungsmöglichkeiten, die sich bei einem konti- nuierlichen Anstieg des H2S-Gehaltes auch sowohl abwechseln können als auch additiv eingesetzt werden können.
[0009] In einer ersten Ausgestaltung des erfindungsgemäßen Verfahrens wird daher vorgesehen, dass die nach der Kühlung des Rohgases abgezogene, flüssige Phase mittels einer Pumpe in ein Bohrloch der Erdöllagerstätte eingeleitet wird.
[0010] In einer zweiten Ausgestaltung des erfindungsgemäßen Verfahrens wird die kondensierte flüssige Phase auf den gleichen Druck von 20 bis 40 bar, vorzugsweise 30 bar, entspannt wird, wie das Rohöl, wobei die entstehende Gasphase mit der aus dem Rohöl ausgasenden Gasphase und die verbleibende flüssige Phase mit dem Rohöl zusammengeführt werden. Praktisch kann dies geschehen, indem sowohl das Rohöl als auch die abgezogene flüssige Phase in den gleichen Ausgasbehälter hineinentspannt werden.
[0011] In einer dritten Ausgestaltung des erfindungsgemäßen Verfahrens wird die, bei der Kühlung des aus dem Rohöl ausgegasten Rohgases kondensierende, flüssige Phase einer Drosselung unterworfen, bei der sie vollständig verdampft und sich entsprechend dem Joule-Thomson-Effekt abkühlt, die entstehende Kälte wird zur Kühlung des regenerierten Lösungsmittels eingesetzt, und der H2S-haltige Gasstrom nach Ver- dichtung mit den anderen H2S-haltigen Gasströmen zusammengeführt.
[0012] Die auskondensierende flüssige Phase kann, bevor mit ihr wie vorstehend beschieben verfahren wird, zuvor einer Behandlung zur H2S-Anreicherung unterzogen werden. In einer weiteren Ausgestaltung des erfindungsgemäßen Verfahrens wird da- her vorgesehen, dass die nach der Kühlung des Rohgases abgezogene, flüssige Phase mittels einer Pumpe geringfügig im Druck erhöht wird, diese flüssige Phase dann einem Vorwärmer zugeführt wird, der sie auf ca. 70 0C aufwärmt, wobei ein 2- Phasen-System entsteht und vorwiegend leichtflüchtige Kohlenwasserstoffe als Gasphase freigesetzt werden, diese Gasphase vor dem Rohgaskühler wieder ins Rohgas zurückgeführt wird und die verbleibende flüssige Phase entsprechend im H2S-Gehalt angereichert ist. [0013] Die geringfügige Druckanhebung muss dabei nur so groß sein, dass sie die auftretenden Druckverluste ausgleicht, so dass die entstehende Gasphase vor den Rohgaskühler zurückgeführt werden kann. Weiterhin kann es sinnvoll sein, wenn die verbleibende, flüssige Phase abgekühlt wird, wobei sie ihre Wärme wenigstens zum Teil als inneren Wärmetausch an die nach der Kühlung des Rohgases abgezogene Phase abgibt. Dies gilt insbesondere dann, wenn die flüssige Phase anschließend zur Kälteerzeugung eingesetzt werden soll.
[0014] Zur verbesserten Regeneration des Lösungsmittels kann man eine Zusatz- regeneration vorsehen, welche mit Druckabsenkungen arbeitet, wie sie die EP 0 920 901 B1 vorsieht. In einer weiteren Ausgestaltung des erfindungsgemäßen Verfahrens wird die letzte Lösungsmittel-Druckentspannungsstufe als Niederdruck- Strippkolonne ausgeführt und betrieben und gereinigtes Erdgas als Strippgas eingesetzt.
[0015] Es ist bei Verwendung eines physikalischen Lösungsmittels nicht vermeidbar, dass auch höhere Kohlenwasserstoffe teilweise mitabsorbiert werden. Diese mitabgeschiedenen Wertkomponenten werden erfindungsgemäß zusammen mit H2S zunächst in die Erdöllagerstätte zurückgeführt. Sobald die Anreicherung des H2S in der Erdöllagerstätte zu erhöhter H2S-Konzentration in der H2S-Wäsche führt, findet aber eine absorptive Verdrängung durch das gegenüber Kohlenwasserstoffen besser absorbierbare H2S statt und die höheren Kohlenwasserstoffe gelangen zu einem immer größeren Anteil in das vorgereinigte Erdgas. Sie sind also langfristig nicht verloren, sondern ihre Ausbeutung erfolgt tendenziell nur zu einem späteren Zeitpunkt.
[0016] In einer weiteren Ausgestaltung des erfindungsgemäßen Verfahrens wird als Lösungsmittel eine Mischung aus N-Formylmorpholin (NFM) und N-Acetylmorpholin (NAM), wie sie auch in der EP 0 920 901 B1 beschrieben wird, verwendet. Das Sauer- gaswaschverfahren kann in ähnlicher Weise, wie dort beschrieben, eingesetzt werden, wobei aber keine hohen Anforderungen an die Reinheit des Produktgases und damit die Regeneration des Lösungsmittels gestellt werden müssen. Ein passender Einsatzort ist beispielsweise eine ölbohrinsel.
[0017] Ein Waschverfahren mit einem physikalischen Lösungsmittel hat gegen- über anderen Methoden den Vorteil, dass es mit einem sehr geringen Waschmittelumlauf auskommt und sehr kompakt gebaut werden kann. Empfindliche Teile wie dünne Membranen oder dergleichen werden nicht verwendet. Durch den Einsatz von Druck- absenkungen zur Regeneration des Lösungsmittels wird keine externe Regenerationsenergie, wie etwa Dampf, benötigt, was zu einer noch kompakteren Bauweise führt und ein Vorteil der Erfindung ist.
[0018] Die Erfindung wird im Folgenden an einem Ausführungsbeispiel näher erläutert. Fig. 1 zeigt dabei ein Blockfließbild des auf einer ölbohrinsel installierten Verfahrens, wobei die gezeigten Ventile für Vorrichtungen zur Druckabsenkungen stehen, die aber auch als rückwärts laufende Pumpen und Kompressoren (Expander) ausgeführt sein können.
[0019] Das mit ca. 800 bar aus der Erdöllagerstätte geförderte, warme Rohöl- Rohgas-Gemisch 1 wird auf 95 bar in den Hochdruckabscheider 2 entspannt, wo sich unter Abkühlung 2 Phasen ausbilden, eine flüssige Rohölphase und eine gasförmige Rohgasphase. Im Hochdruckabscheider 2 werden diese beiden Phasen voneinander getrennt. Die Gasphase wird als Rohgas 3 im Rohgaskühler 4, der auch mehrstufig ausgeführt sein kann, auf ca. 10 °C abgekühlt. Hierbei kondensiert eine flüssige Phase 5 aus. Das gekühlte Rohgas 6 wird anschließend im Wäscher 7 mit dem Waschmittel 8 gewaschen, wobei der größte Teil des im Rohgas vorhandenen H2S im Waschmittel absorbiert wird. Das vorgereinigte Erdgas 9 verlässt den Wäscher 7 und wird über Pipeline zu einer externen Erdgas-Aufbereitungsstation gefördert, wo ein spezifikationsgerechtes Erdgas hergestellt wird.
[0020] Das mit H2S beladene, gesättigte Waschmittel 10 wird mehrstufig entspannt, hierbei im Aufheizer 11, der mit dem Kühler 4 verbunden ist, erwärmt, wodurch sich die Löslichkeit des H2S verringert, worauf H2S aus dem erwärmten Waschmittel 12 in der Niederdruckstrippkolonne 13 mittels zumindest teilgereinigtem Erdgas 14, welches z.B. aus dem vorgereinigten Erdgas 9 abgezogen werden kann, bei Umgebungsdruck in vorteilhafter Weise besonders weitgehend ausgestrippt wird. Das abgerei- cherte Waschmittel 15 wird im Waschmittelkühler 16 auf Einsatztemperatur abgekühlt und in den Wäscher 7 zurückgeführt.
[0021] Das aus dem Hochdruckabscheider 2 gewonnene Hochdruck-Rohöl 17 wird in den Mitteldruckabscheider 18 auf 30 bar entspannt, wobei weitere gelöste Gasbestandteile aus dem Rohöl ausgasen und als Mitteldruck-Rohgas 19 abgeführt wer- den. [0022] Das dem Mitteldruckabscheider 18 entnommene Mitteldruck-Rohöl 20 wird in den Niederdruck-Abscheider 21 weiter auf 9 bar entspannt, wobei wieder weitere gelöste Gasbestandteile aus dem Rohöl ausgasen und als Niederdruck-Rohgas 22 abgeführt werden. Das Niederdruck-Rohöl 23 aus dem Niederdruckabscheider 21 wird über Pipeline oder per Schiff zu einer externen Raffinerie gefördert, wo eine weitere Aufarbeitung erfolgt.
[0023] Das die Niederdruckstrippkolonne 13 verlassende Abgas 24 wird im Abgasverdichter 25 auf den Druck des Niederdruck-Rohgases verdichtet und mit dem Niederdruck-Rohgas 22 zusammengeführt. Sofern - hier nicht gezeigt - weitere H2S- haltige Gasströme anfallen, etwa hinter den Druckentspannungen, denen das gesättigte Waschmittel unterworfen wird, oder das entspannte und verdampfte Kondensat 5, können diese Ströme ebenfalls hier, oder vor dem Abgasverdichter 24, wenn deren Druck sonst nicht ausreicht, eingebunden werden.
[0024] Das Niederdruck-Sauergas 26 wird im Niederdruck-Kompressor 27 auf das Druckniveau des Mitteldruckabscheiders 18 gebracht und nach Kühlung im Mitteldruckkühler 28 mit dem Mitteldruck-Rohgas 19 zusammengeführt. Das zusammengeführte Mitteldruck-Sauergas 29 wird danach im Hochdruckkompressor 30 auf Lager- Stättendruck verdichtet und in die Erdöllagerstätte 31 geleitet.
[0025] Die im Rohgaskühler 4 auf ca. 10 0C abgekühlte, kondensierte, flüssige Phase 5 wird in 2 Teilströme aufgeteilt. Der eine Teilstrom 32 wird zur Erdöllagerstätte 33 geleitet, wobei auf die Darstellung der Pumpen verzichtet wurde. Der andere Teilstrom 34 wird in seinem Druck mittels der Förderpumpe 35 leicht erhöht und im Aufheizer 36 auf 70 0C erwärmt.
[0026] In der Phasentrennung 37 werden die ausgasende Gasphase und die verbleibende Flüssigphase voneinander getrennt. Die Flüssigphase 38 wird auf den Druck des Mitteldruckabscheiders 18 entspannt und in den Mitteldruckabscheider 18 geführt. Die Gasphase 39 wird dem Rohgas 3 beigemischt.
[0027] Vom ursprünglichen H2S-Gehalt des Rohöl-Rohgas-Gemisches 1 verbleiben auf diese Weise ca. 83 % in der Erdöllagerstätte 31 , ca. 10 % im vorgereinigten Rohgas 8 und ca. 7 % im Rohöl, was zu einer erheblichen Senkung des Umwelt- und Havarie-Risikos führt. Bezugszeichenliste
Rohöl-Rohgas-Gemisch
Hochdruckabscheider
Rohgas
Rohgaskühler
Kondensat gekühltes Rohgas
Wäscher
Waschmittel vorgereinigtes Erdgas gesättigtes Waschmittel
Aufheizer erwärmtes Waschmittel
Niederdruck-Strippkolonne
Strippgas abgereicherte Waschmittel
Waschmittelkühler
Hochdruck-Rohöl
Mitteldruckabscheider
Mitteldruck-Rohgas
Mitteldruck-Rohöl
Niederdruck-Abscheider
Niederdruck-Rohgas
Niederdruck-Rohöl
H2S-Abgas
Abgasverdichter
Niederdruck-Sauergas
Niederdruck-Kompressor
Niederdruckkühler
Mitteldruckgas
Hochdruckkompressor
Erdöllagerstätte
Teilstrom
Erdöllagerstätte
Teilstrom
Förderpumpe Aufheizer Phasentrennung Flüssigphase Gasphase

Claims

Patentansprüche
1. Verfahren zur Abreicherung von Schwefelwasserstoff in Erdgas aus der Förderung von sauergashaltigen Erdöl-Erdgas-Gemischen (1), wobei • das unter hohem Druck stehende, rohe Erdöl-Erdgas-Gemisch (1) zunächst auf einen Druck von 70 bis 130 bar, vorzugsweise 90 bar, entspannt wird,
• das ausgasende Rohgas vom Rohöl getrennt und das Rohgas (3) gekühlt wird,
• wobei die bei der Kühlung des Rohgases kondensierende, flüssige Phase (5) abgezogen wird,
• das ausgegaste Rohgas (6) im Anschluss an die Kühlung (4) ohne weitere Maßnahmen der Druckentspannung einer Gaswäsche (7) unterzogen wird, welche einen großen Teil des im Rohgas enthaltenen H2S mittels eines physikalisch wirkenden Lösungsmittels (8) absorbiert und das Rohgas auf diese Weise reinigt,
• das beladene Lösungsmittel (10) in mindestens eine Druckentspannungsstufe geleitet wird,
• dem beladenen Lösungsmittel die Wärme, die bei der Kühlung des Rohgases abgeführt wurde, zugeführt wird, • man das gelöste H2S aus dem Lösungsmittel ausgasen lässt,
• das dadurch regenerierte Lösungsmittel (15) kühlt und zur Gaswäsche (7) zurückführt,
• das auf 70 bis 130 bar entspannte Rohöl (17) in einer weiteren Stufe auf einen Druck von 20 bis 40 bar, vorzugsweise 30 bar, entspannt und das dabei ausgasende weitere, H2S-reiche Rohgas vom Rohöl trennt,
• das auf 20 bis 40 bar entspannte Rohöl (20) auf einen Druck von 2 bis 15 bar, vorzugsweise 10 bar, entspannt, das dabei ausgasende weitere Rohgas vom Rohöl trennt,
• das aus dem Lösungsmittel ausgegaste H2S-haltige Gas (24) auf den Druck des aus dem Rohöl ausgegasten H2S-reichen Rohgas (22) bringt und alle ausgegasten H2S-haltigen Gasströme zusammenführt,
• diesen zusammengeführten H2S-haltigen Gasstrom (29) auf einen Druck oberhalb des Drucks der Erdöllagerstätte bringt und in ein Bohrloch der Erdöllagerstätte (31) führt.
2. Verfahren nach Anspruch 1 , dadurch gekennzeichnet, dass die nach der Kühlung des Rohgases abgezogene, flüssige Phase (32) mittels einer Pumpe in ein Bohrloch der Erdöllagerstätte (33) eingeleitet wird.
3. Verfahren nach Anspruch 1 , dadurch gekennzeichnet, dass die kondensierte flüssige Phase (38) auf den gleichen Druck von 20 bis 40 bar, vorzugsweise 30 bar, entspannt wird, wie das Rohöl, wobei die entstehende Gasphase mit der aus dem Rohöl ausgasenden Gasphase (19) und die verbleibende flüssige Phase mit dem Rohöl zusammengeführt werden.
4. Verfahren nach Anspruch 1 , dadurch gekennzeichnet, dass die aus der Kühlung des Rohgases erhaltene, flüssige Phase einer Drosselung unterworfen wird, bei der sie verdampft und sich entsprechend dem Joule-Thomson-Effekt abkühlt, die entstehende Kälte zur Kühlung des regenerierten Lösungsmittels eingesetzt wird, und der H2S-haltige Gasstrom nach Verdichtung mit den anderen H2S-haltigen Gasströmen zusammengeführt wird.
5. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 4, dadurch gekennzeichnet, dass die nach der Kühlung des Rohgases abgezogene, flüssige Phase (34) mittels einer Pumpe (35) zunächst geringfügig im Druck erhöht wird, diese flüssige Phase dann einem Vorwärmer (36) zugeführt wird, wobei ein 2-Phasen-System entsteht und vorwiegend leichtflüchtige Kohlenwasserstoffe als Gasphase (39) freigesetzt werden, diese Gasphase vor dem Rohgaskühler (4) wieder ins Rohgas (3) zurückgeführt wird und die verbleibende flüssige Phase entsprechend im H2S-Gehalt angereichert ist.
6. Verfahren nach Anspruch 5, dadurch gekennzeichnet, dass die verbleibende, flüssige Phase abgekühlt wird, wobei sie ihre Wärme wenigstens zum Teil an die nach der Kühlung des Rohgases abgezogene Phase abgibt.
7. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 6, dadurch gekennzeichnet, dass die letzte Lösungsmittel-Druckentspannungsstufe als Niederdruck-Strippkolonne ausgeführt und betrieben und gereinigtes Erdgas als Strippgas eingesetzt wird.
8. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 7, dadurch gekennzeichnet, dass als Lösungsmittel eine Mischung aus N-Formylmorpholin und N-Acetylmorpholin ver- wendet wird.
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