WO2016076755A1 - Способ переработки природного газа и устройство для его осуществления - Google Patents

Способ переработки природного газа и устройство для его осуществления Download PDF

Info

Publication number
WO2016076755A1
WO2016076755A1 PCT/RU2015/000740 RU2015000740W WO2016076755A1 WO 2016076755 A1 WO2016076755 A1 WO 2016076755A1 RU 2015000740 W RU2015000740 W RU 2015000740W WO 2016076755 A1 WO2016076755 A1 WO 2016076755A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
gas
hydrogen sulfide
sulfur
separation
unit
Prior art date
Application number
PCT/RU2015/000740
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
Виктор Алексеевич КРЮЧКОВ
Александр Львович СЕРЕБРОВСКИЙ
Лев Аркадьевич БАГИРОВ
Салават Зайнетдинович ИМАЕВ
Владимир Иванович РЕЗУНЕНКО
Original Assignee
Общество с ограниченной ответственностью "ЭНГО Инжиниринг"
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 "ЭНГО Инжиниринг" filed Critical Общество с ограниченной ответственностью "ЭНГО Инжиниринг"
Publication of WO2016076755A1 publication Critical patent/WO2016076755A1/ru

Links

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B17/00—Sulfur; Compounds thereof
    • C01B17/02—Preparation of sulfur; Purification
    • C01B17/04—Preparation of sulfur; Purification from gaseous sulfur compounds including gaseous sulfides
    • C01B17/0404—Preparation of sulfur; Purification from gaseous sulfur compounds including gaseous sulfides by processes comprising a dry catalytic conversion of hydrogen sulfide-containing gases, e.g. the Claus process
    • C01B17/0408—Pretreatment of the hydrogen sulfide containing gases
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/002—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by condensation
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/14—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
    • B01D53/1456—Removing acid components
    • B01D53/1468—Removing hydrogen sulfide
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B17/00—Sulfur; Compounds thereof
    • C01B17/02—Preparation of sulfur; Purification
    • C01B17/04—Preparation of sulfur; Purification from gaseous sulfur compounds including gaseous sulfides
    • C01B17/0404—Preparation of sulfur; Purification from gaseous sulfur compounds including gaseous sulfides by processes comprising a dry catalytic conversion of hydrogen sulfide-containing gases, e.g. the Claus process
    • C01B17/0413—Preparation of sulfur; Purification from gaseous sulfur compounds including gaseous sulfides by processes comprising a dry catalytic conversion of hydrogen sulfide-containing gases, e.g. the Claus process characterised by the combustion step
    • C01B17/0417—Combustion reactors
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B17/00—Sulfur; Compounds thereof
    • C01B17/02—Preparation of sulfur; Purification
    • C01B17/04—Preparation of sulfur; Purification from gaseous sulfur compounds including gaseous sulfides
    • C01B17/0404—Preparation of sulfur; Purification from gaseous sulfur compounds including gaseous sulfides by processes comprising a dry catalytic conversion of hydrogen sulfide-containing gases, e.g. the Claus process
    • C01B17/0426—Preparation of sulfur; Purification from gaseous sulfur compounds including gaseous sulfides by processes comprising a dry catalytic conversion of hydrogen sulfide-containing gases, e.g. the Claus process characterised by the catalytic conversion
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B17/00—Sulfur; Compounds thereof
    • C01B17/02—Preparation of sulfur; Purification
    • C01B17/04—Preparation of sulfur; Purification from gaseous sulfur compounds including gaseous sulfides
    • C01B17/0404—Preparation of sulfur; Purification from gaseous sulfur compounds including gaseous sulfides by processes comprising a dry catalytic conversion of hydrogen sulfide-containing gases, e.g. the Claus process
    • C01B17/0447—Separation of the obtained sulfur
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L3/00—Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
    • C10L3/06—Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by C10G, C10K3/02 or C10K3/04
    • C10L3/10—Working-up natural gas or synthetic natural gas
    • C10L3/101—Removal of contaminants
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L3/00—Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
    • C10L3/06—Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by C10G, C10K3/02 or C10K3/04
    • C10L3/10—Working-up natural gas or synthetic natural gas
    • C10L3/101—Removal of contaminants
    • C10L3/102—Removal of contaminants of acid contaminants
    • C10L3/103—Sulfur containing contaminants
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L3/00—Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
    • C10L3/06—Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by C10G, C10K3/02 or C10K3/04
    • C10L3/10—Working-up natural gas or synthetic natural gas
    • C10L3/101—Removal of contaminants
    • C10L3/102—Removal of contaminants of acid contaminants
    • C10L3/104—Carbon dioxide
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L3/00—Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
    • C10L3/06—Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by C10G, C10K3/02 or C10K3/04
    • C10L3/10—Working-up natural gas or synthetic natural gas
    • C10L3/101—Removal of contaminants
    • C10L3/106—Removal of contaminants of water
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2252/00—Absorbents, i.e. solvents and liquid materials for gas absorption
    • B01D2252/20—Organic absorbents
    • B01D2252/202—Alcohols or their derivatives
    • B01D2252/2023—Glycols, diols or their derivatives
    • B01D2252/2026—Polyethylene glycol, ethers or esters thereof, e.g. Selexol
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2256/00—Main component in the product gas stream after treatment
    • B01D2256/24—Hydrocarbons
    • B01D2256/245—Methane
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2257/00—Components to be removed
    • B01D2257/30—Sulfur compounds
    • B01D2257/304—Hydrogen sulfide
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2257/00—Components to be removed
    • B01D2257/50—Carbon oxides
    • B01D2257/504—Carbon dioxide
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2257/00—Components to be removed
    • B01D2257/70—Organic compounds not provided for in groups B01D2257/00 - B01D2257/602
    • B01D2257/702—Hydrocarbons
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2257/00—Components to be removed
    • B01D2257/80—Water
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2259/00—Type of treatment
    • B01D2259/80—Employing electric, magnetic, electromagnetic or wave energy, or particle radiation
    • B01D2259/816—Sonic or ultrasonic vibration
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L2290/00—Fuel preparation or upgrading, processes or apparatus therefore, comprising specific process steps or apparatus units
    • C10L2290/46—Compressors or pumps
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L2290/00—Fuel preparation or upgrading, processes or apparatus therefore, comprising specific process steps or apparatus units
    • C10L2290/54—Specific separation steps for separating fractions, components or impurities during preparation or upgrading of a fuel
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L2290/00—Fuel preparation or upgrading, processes or apparatus therefore, comprising specific process steps or apparatus units
    • C10L2290/54—Specific separation steps for separating fractions, components or impurities during preparation or upgrading of a fuel
    • C10L2290/541—Absorption of impurities during preparation or upgrading of a fuel
    • 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

Definitions

  • the invention relates to the oil and gas industry, in particular, to the technology of processing natural gas using a low-temperature separation process for purification from hydrogen sulfide and carbon dioxide.
  • gas from the Astrakhan gas condensate field with reserves of about 3 trillion. m 3 of gas and 1 billion tons of condensate is characterized by a high content of hydrogen sulfide (up to 25 vol.%), carbon dioxide (up to 16 vol.%), as well as organosulfur compounds, mercaptans with a significant proportion of heavy hydrocarbons.
  • the following technology is used to purify gas from acidic components (hydrogen sulfide and carbon dioxide).
  • the prior art method for the purification of raw natural gas including primary separation with separation from the gas mixture of condensate and water, followed by vortex separation to extract hydrogen sulfide and carbon dioxide from the gas mixture (see patent RU 2216698, IPC: F25J3 / 08, published 20.11. 2003).
  • the method involves the extraction of hydrogen sulfide and carbon dioxide at one general stage of vortex separation, which carries the risk of clogging the purified natural gas with vapors of boiling hydrogen sulfide.
  • the process of expansion of the mixture is carried out by passing the mixture through the nozzle channel, and in the nozzle channel and / or at the entrance to the nozzle channel, the mixture flow is twisted, at the outlet of the nozzle channel or part thereof, the mixture stream is divided into at least two streams, one of which is enriched with components heavier than methane, and the other is depleted in these components.
  • the enriched stream is partially or completely sent to the distillation column, and the gas-phase products obtained in the distillation column are partially or completely sent to the mixture until it is expanded (see RF patent Q 2272973, IPC: F25J3 / 02, published March 27, 2006).
  • the described method allows to improve the quality of separation of the components of the mixture and significantly increase the purity of the selected phases.
  • the closest analogue of the invention is the aforementioned method for purification of raw natural gas, including primary separation and subsequent vortex separation by joint extraction of hydrogen sulfide and carbon dioxide from a gas mixture (RU 2216698, IPC: F25J3 / 08, published 20.1.2003).
  • the invention is aimed at improving the environmental safety of the processes of processing natural gas and gas condensate with a high content of acidic components.
  • the technical result is to increase the degree of purification of natural gas from hydrogen sulfide and carbon dioxide while providing a more complete conversion of sulfur compounds.
  • the claimed invention allows to reduce the content of ballast components and harmful impurities in commercial products gas processing while increasing the efficiency of technological processes, in particular, the Klaus process.
  • a method for purification and processing of natural gas including primary separation of the flow of crude natural gas with separation of water and gas condensate from it and subsequent purification of the gas of separation from acidic components containing hydrogen sulfide and carbon dioxide.
  • the claimed solution differs from the prototype in that the extraction of hydrogen sulfide (as well as other sulfur compounds) and the extraction of carbon dioxide is carried out at different stages.
  • the separation gas is cleaned from hydrogen sulfide and carbon dioxide in two stages, the step is first to extract hydrogen sulfide using an absorbent with selective hydrogen sulfide selectivity (for example, an absorbent based on polyethylene glycol compounds), and in the next step, carbon dioxide is extracted and residual gas condensate phase using supersonic separation.
  • the gas condensate after primary separation and the gas condensate obtained after exiting the supersonic separation unit (unit) are subjected to a stabilization process, while the stabilization gas is returned to the hydrogen sulfide extraction step, and hydrogen sulfide from the hydrogen sulfide extraction step is sent to the sulfur separation step by direct oxidation in furnaces using the Klaus process.
  • the sulfur obtained is subjected to degassing, and the gas from sulfur degassing is returned to the hydrogen sulfide extraction step. After degassing, sulfur is preferably granulated.
  • tail gases obtained after the separation of sulfur using the Klaus process are subjected to fine purification from hydrogen sulfide by its adsorption by iron oxides (or adsorbents based on iron oxides) with the direction of the released sulfur also to granulation, and the residual after fine purification of tail gases to afterburning (torch).
  • the produced water released during the primary separation of raw natural gas, containing salts and solids, is filtered and disposed of.
  • Gas condensate obtained after the primary separation of crude natural gas and gas condensate obtained after exiting the supersonic separation unit is an unstable product that requires further processing. It is subjected to a stabilization process. As a result of the stabilization process, a fraction of stable gas condensate and a wide fraction of light hydrocarbons (NGL) are isolated.
  • NGL is either further fractionated to produce liquefied gases and with the release of the residual fraction of stable gas condensate, or shipped as a commercial product to the consumer.
  • the supersonic separation stage is carried out with the output from the installation of products in the form of pure carbon dioxide and purified (commercial) natural gas containing a mixture of hydrocarbons based on methane (methane - more than 85% vol., Ethane-propane-butane 12-13 vol. .%).
  • the above-mentioned commercial natural gas contains an admixture of carbon dioxide in an amount of not more than 3%, and nitrogen not more than 0.6%.
  • the finished product obtained in the form of pure carbon contains CO 2> 80%, preferably - C0 2> 85%, most preferably the amount of C0 2 is greater than 95% (by volume).
  • the proposed technological scheme is based on the concept of separate stepwise extraction of acidic components from natural gas.
  • sulfur compounds are extracted from the separation gas using an absorbent with selective hydrogen sulfide selectivity, for example, Selexol.
  • the gas released from the main mass of H 2 S enters supersonic separation installation, where the separation of C0 2 and residual condensate phases.
  • the output is a marketable natural gas containing less than 3% C0 2 and a fraction containing more than 80% C0 2, it is also a commercial product.
  • figure 1 shows one of the possible options for the installation of purification and processing of natural gas of the claimed method.
  • an installation for purification and processing of natural gas which includes the following main blocks, interconnected by the flow of gas and / or components (products) extracted from it:
  • the installation for purification and processing of natural gas contains interconnected unit 1 for the primary separation of raw natural gas, configured to separate water and gas condensate, unit 2 for the extraction of hydrogen sulfide with absorbent with selective selectivity for hydrogen sulfide, and block 3 for supersonic separation. Moreover, block 3 is installed with the possibility of obtaining carbon dioxide and marketable natural gas based on methane at the outlet of it.
  • the first input of the hydrogen sulfide extraction unit 2 is connected with the first output of the unit 1 primary separation, the second outlet of which serves to withdraw water with mechanical impurities, the third outlet is connected to the first inlet of the gas condensate stabilization unit 4, and the inlet is connected to the raw natural gas supply system.
  • the second and third inputs of the hydrogen sulfide extraction unit 2 are connected respectively to the condensate stabilization unit 4 and to the sulfur degassing unit 5, and the outputs of this block are connected to the sulfur recovery unit 6 using the Klaus process and to the supersonic separation unit 3.
  • the output of block 3 is connected to the second input of the condensate stabilization block 4, with the possibility of obtaining stable condensate at the output.
  • the output of the NGL stabilization unit 4 is communicated with the NGL fractionation unit 7, and the sulfur separation unit 6 is connected to the sulfur granulation unit 8 via the Claus process through the degassing unit 5 and through the fine hydrogen purification unit 9, respectively.
  • Primary separation is the primary process for processing natural gas in the fields.
  • the formation mixture of the raw natural gas is separated into separated gas, unstable gas condensate and produced water.
  • Crude natural gas from a field at a pressure of approximately 7 MPa and with a temperature of approximately 30 ° C is routed through a pipeline to the buffer tank of unit 1, where the primary separation of the liquid phase from the crude gas stream takes place.
  • the separated liquid (condensate, produced water) is throttled from 7.0 MPa to 6.2 MPa and is fed to the upper part of the separation tank equipped with a chipper.
  • the chipper When you hit the chipper, the liquid is sprayed, than on the one hand, the process of its degassing is intensified, on the other hand, the gas is saturated with a droplet liquid and an emulsion is formed.
  • a) water containing mechanical impurities and salts is sent through a filter to a water treatment plant after separation of solid particles;
  • hydrocarbon condensate is sent to a stabilization plant or tank farm;
  • the separated gas is sent to the hydrogen sulfide extraction unit 2.
  • the separation of hydrogen sulfide on block 2 is carried out by physical absorption using solutions of absorbents that absorb hydrogen sulfide well and do not absorb carbon dioxide, for example, polyethylene glycol dimethyl ether or a similar Selexol absorbent containing a mixture of dimethyl ethers of polyethylene glycols (tri-, tetra- , penta-, hexa- and heptaethylene glycols).
  • Selexol for absorption is used in concentrated form with a water content of from 0 to 5 wt.%.
  • the process of releasing hydrogen sulfide by an absorbent such as Selexol has a high selectivity for hydrogen sulfide, the solubility of which in the absorber is 9 to 10 times higher than that of carbon dioxide, and therefore its use allows to achieve deep gas purification from sulfur-containing components.
  • the absorbent is pre-saturated with C0 2 .
  • the main element of block 2 is a packed absorber. Separation gas at a temperature of 20 ° C and a pressure of 7 MPa enters the lower part of the packed absorber, on top of which a regenerated absorbent Seleskol is supplied, which passes through an air cooler and an irrigation tank to reduce losses of absorbent with purified gas. An absorbent saturated with acidic components and containing a certain amount of hydrocarbons is discharged from the bottom of the absorber. After removal of hydrogen sulfide, natural gas enriched in carbon dioxide, is sent to block 3, which includes installation of a supersonic separation to separate C0 2. The sulfur content in it is about 5 g / and 3 .
  • the main acidic component is carbon dioxide.
  • Block 3 which includes a supersonic separation unit, allows you to split the gas into two streams: a stream depleted in C0 2 is a commodity natural gas based on methane (admixture C0 2 ⁇ 2 wt.%) And a stream enriched in C0 2 , in which the content of C0 2 > 95 wt.%.
  • Block 3 includes the following basic equipment: heat exchangers, fractionation column, supersonic separation unit, gas-liquid separator, pump, Joule-Thomson valve, mixer, inlet and outlet compressors.
  • heat exchangers fractionation column
  • supersonic separation unit gas-liquid separator
  • pump Joule-Thomson valve
  • mixer inlet and outlet compressors.
  • compressor equipment which is installed on the feed and gas flow of gas.
  • Block 3 works as follows. After compression and drying, the inlet gas enters the inlet of the heat exchanger with a pressure of 4.6 MPA, where it is cooled to a temperature of 55 ° C. Then the cooled stream is sent to the middle part of the fractionation column. The gas stream from the top of the column is mixed in the mixer with part of the commercial gas that has been compressed and cooled in the heat exchanger. Due to mixing with commercial gas, the gas stream from the top of the column is cooled to a temperature of - 70 ° C and enters the inlet of the gas-liquid separator. The gas phase from the specified separator is directed to the inlet of the supersonic separation unit, in which the natural gas is cooled in a supersonic swirling gas stream.
  • the supersonic flow is realized using the Laval confuser-diffuser nozzle, in which the gas accelerates to speeds exceeding the speed of sound propagation in the gas. In this case, strong cooling of the gas occurs.
  • the liquid (carbon dioxide) released as a result of cooling by centrifugal forces with acceleration reaching 10 m / s is thrown to the walls of the outlet pipe, and the purified natural gas (mainly methane) leaves through the diffuser.
  • the kinetic energy acquired by the flow passes into pressure (the outlet pressure is 70-80% of the inlet pressure). Yu
  • the purified flow of commercial natural gas exiting the supersonic separation unit is heated in a heat exchanger and sent for compression to the commercial gas compressor.
  • a two-phase stream containing unstable gas condensate, leaving the supersonic separation unit is heated in a heat exchanger and sent to the input of the compressor for raw gas.
  • a hot feed gas is supplied to the supersonic separation unit.
  • the extracted CO 2 from the bottom of the column is throttled to a pressure of 0.5 MPA in the Joule-Thomson valve and heated in a heat exchanger.
  • Block 3 provides a reduction of C0 2 in the gas is from 60% to 2.7%, while fully crystalline avoids the formation of C0 2 in the installation elements.
  • a two-phase stream containing unstable gas condensate is directed from the output of block 3 to the input of the gas condensate stabilization block 4.
  • a stream of unstable gas condensate obtained in the process of primary separation of raw natural gas at block 1 is directed to another input of said block 4.
  • Block 4 includes one or several parallel working lines that implement the following stages of condensate processing:
  • the target product of the block 4 stabilization of gas condensate are: gas stabilization (degassing) of the condensate supplied to the block 2 extraction of hydrogen sulfide absorbent with selective selectivity for hydrogen sulfide;
  • Unstable gas condensate enters block 4, first into a tank - accumulator, then to the first stage of degassing and sludge into a separator, where the gas phase and condensate are separated from water.
  • the separated condensate passes sequentially through two heat exchangers, where additional gas condensate degassing takes place, as well as water settling.
  • process water is supplied to the condensate and thoroughly mixed to dissolve the salts in the condensate.
  • the supply of process water to the condensate is carried out in two streams.
  • the first stream of water in an amount of up to 3 m 3 / h is injected into the condensate before entering the electric desalting machine.
  • a second stream of water is supplied to the hydrocarbon condensate in front of the heat exchanger.
  • a manual mixing valve is installed on the condensate line after injection. After mixing, the condensate emulsion is fed into an electric desalting machine.
  • the electric desalting device is equipped with electrodes, which are supplied with voltage up to 16000 V through a transformer.
  • electrodes which are supplied with voltage up to 16000 V through a transformer.
  • Dehydrated and desalted condensate rises and is discharged in the upper part of the electric desalting machine.
  • the salt-enriched water, separated from the condensate is discharged from its lower part. Maintaining a certain water level in the lower part of the apparatus creates an additional electric field in the sludge zone between the surface of the water layer and the electrodes, which contributes to a more efficient dehydration of the condensate.
  • Water from the electric demineralizer is discharged to the filtration unit. Condensate from the top of the desalination unit is fed into the stabilization column. The desalted condensate after the electric desalting unit is divided into two streams.
  • the first stream in an amount of up to 40% of the total quantity is fed to the 19th plate of the stabilization column as cold irrigation.
  • the second desalted condensate stream is sent to heat exchangers, where it is heated by the oncoming stream of stable condensate. 13O-150 ° C and served on the eighth plate of the stabilization column as power.
  • the stabilization column is a vertical apparatus equipped with 19 valve plates.
  • the bottom part of the column is divided by a vertical partition into two compartments.
  • the design of the 15th and 17th plates allows you to output the water evaporated from the condensate to a remote collection. Water from the collector is discharged into the collector of contaminated process water and then to the filtration unit.
  • the stabilized condensate contacts the upward steam flow on the plates, is freed from light hydrocarbons and flows into the “cold compartment” of the cube of the stabilization column, from where it is pumped to the coil of the furnace for heating.
  • Stable condensate from the "cold compartment" of the cube column is pumped through a centrifugal pump through a coarse strainer and is fed into the convection chamber of the furnace in four streams.
  • the vapor-liquid mixture coming from the furnace under the first plate of the stabilization column is divided into gas and liquid phases.
  • liquid phase (stable condensate) flows into the second compartment of the column cube and is discharged to the consumer as it accumulates.
  • the gas phase of the stable condensate with a temperature of 245-260 ° C from the cube of the stabilization column passes into the annular space of the heat exchanger, where it is cooled to a temperature of 195 - 205 ° C by unstable condensate entering the feed part of the column and fed into the annular space of the next heat exchanger.
  • the stable condensate is supplied for cooling to the air cooler and to the water cooler.
  • Block 6 processes acid gas, which mainly contains hydrogen sulfide (> 84%), which is extracted from the separation gas stream on block 2 with an absorbent with selective hydrogen sulfide selectivity. Hydrogen sulfide at block 6 is processed using the Claus process with the release of elemental sulfur. 20 High concentration of hydrogen sulfide and low C0 2 content in the acidic gas entering on the Claus process, the implementation of the claimed method allows to reduce the energy conversion process.
  • the Klaus process is the main process for producing sulfur from hydrogen sulfide and is based on the oxidation of hydrogen sulfide to sulfur.
  • oxidation is divided into two stages - thermal and catalytic.
  • flame hydrogen sulphide is oxidized by air with a stoichiometric amount of oxygen at 900–1350 ° ⁇ .
  • part of the hydrogen sulfide is oxidized to sulfur dioxide:
  • the technology for producing sulfur by the Klaus method implements the above reactions, usually in three stages.
  • the technological design of the process depends on the composition of acid gas - the content of hydrogen sulfide and hydrocarbons in it.
  • the hydrogen sulfide content determines the stability of combustion of acid gas: when its content is above 45% (vol.), Combustion is stable, and if it is lower, then appropriate measures must be taken to stabilize combustion (heating gas and air, etc.).
  • the high content of carbon dioxide also negatively affects the combustion process of hydrogen sulfide.
  • the preliminary extraction of hydrogen sulfide at the stage of absorption separation by an absorbent with selective selectivity for hydrogen sulfide leads to the fact that in the acid gas supplied to the Claus process, there will be mainly hydrogen sulfide in an amount of 84-94 vol.% With small impurities of CO 2 and hydrocarbons.
  • the volume of acid gas is significantly reduced due to a sharp decrease in the content of CO 2 in it.
  • Such an acid gas burns well, which significantly improves the economic performance of the Claus process, improves the degree of purification of sulfur compounds from the exhaust gases, and increases the yield of elemental sulfur.
  • Block 6 for the implementation of the Klaus process consists of two stages of sulfur production - thermal and catalytic. Acid gas is burned at the thermal stage, and the oxygen in the air is supplied to the furnace in the amount necessary for the oxidation of hydrogen sulfide to sulfur:
  • cylindrical reactors consisting of a combustion chamber and a tubular heat exchanger.
  • burners In the end parts of the combustion chamber are located burners.
  • the main part of hydrogen sulfide and air is fed through tangential channels.
  • combustion occurs in a swirling flow.
  • passing a grate of staggered refractory bricks the combustion products enter the main combustion chamber of a cylindrical shape of a larger diameter.
  • the combustion products are cooled by water, passing through the tube space of the tubular heat exchanger, and enter the condenser, from where the sulfur obtained in the thermal stage is discharged into the storage.
  • the process gas after the thermal stage containing unreacted hydrogen sulfide, sulfur dioxide, formed simultaneously with sulfur during the flame combustion of hydrogen sulfide, as well as carbon sulfide and carbon disulfide (products of side reactions occurring in the reactor), is again heated to 220-300 ° C and fed to the catalytic the stage where the main reaction occurs in the catalyst bed:
  • the sulfur output in the Klaus process usually reaches 95-97% of the theoretically possible value.
  • Sulfur obtained at block 6 is transferred further to block 5 degassing of sulfur.
  • Sulfur obtained at Klaus plants contains dissolved hydrogen sulfide in the form of free hydrogen sulfide and chemically bound hydrogen polysulfide, which leads to its deposition during storage and transportation of liquid sulfur. Such spontaneous release of hydrogen sulfide from liquid sulfur creates dangerous situations in connection with the toxicity and explosiveness of hydrogen sulfide.
  • the sulfur content of H 2 S is approximately 100-700 ppm.
  • non-degassed sulfur is more corrosive to apparatus and equipment.
  • Liquid sulfur, obtained at block 6 of the Klaus process flows by gravity through underground pipelines to the receiving pit of block 5. The volume of the pit is designed to receive sulfur generated during the day at nominal capacity.
  • the receiving pit is a semi-underground concrete duct, the arch of which is equipped with two explosive safety valves.
  • the receiving pit is equipped with a heating coil, to which low-pressure steam is supplied.
  • Sulfur is pumped from the receiving well by pumps through a steam-heated pipeline to a sulfur degassing pit, where hydrogen sulfide is removed and compounds of the composition H 2 S X are destroyed in liquid sulfur.
  • the design of the degassing pit is similar to the design of the receiving pit. Sulfur degassing is performed once a day. If there is a normal filling level in the pit, the circulation pumps are switched on, while ammonia is fed into the pump inlet zone. Ammonia contributes to the destruction of sulfates and degassing of sulfur. The degassing gas released from sulfur containing hydrogen sulfide is sent to the inlet of unit 2.
  • sulfur is preferably sent to granulation, then shipped to the consumer. But other options for shipment of finished sulfur are possible, both in the form of liquid sulfur, and in the form of lumpy or powder sulfur.
  • Block 8 granulation of sulfur consists of the following technological units: a granulator, a system for separating water and transporting granular sulfur to a warehouse, a sulfur storage site and a system for collecting and neutralizing water.
  • Sulfur droplets form from sulfur streams under the influence of gravity and surface tension of liquid sulfur.
  • a drop of sulfur separates from a stream of sulfur, a fine granule is formed from the tail of the large granule. Its outer surface cools quickly and forms a crust.
  • the inner part of the droplet cools slowly due to the insulating properties of the crust, cooling and contracting towards the already cooled outer part, forms a low pressure point.
  • the pellet shell is destroyed around this point, forming a small recess or hole.
  • the amount of moisture in this hole is quite small, less than 0.1%.
  • Such a low level of moisture in granular sulfur is explained by the surface tension of water acting on the surface of the granule and the fact that the surface of the hole is small compared to the surface of a spherical granule. Drops fall through cold zone, and by the time you reach the bottom of the conical granulator, they turn into solid smooth granules.
  • Process water is supplied countercurrently towards sulfuric droplets. They continue to cool gradually, passing through the lower and colder zones of the granulator, which are a chamber for annealing sulfur drops.
  • Block 7 fractionation of NGL is standard.
  • Target products of BFLH processing are: propane - butane fraction (SPBT), technical butane fraction (BT), the top of the condensate fraction - gas - methane.
  • SPBT propane - butane fraction
  • BT technical butane fraction
  • By-products are sulfur and water.
  • Block 9 of fine purification from hydrogen sulfide
  • the purpose of the fine block is to stabilize the cleaning process and increase the depth of purification of the exhaust gas of the Klaus process.
  • additional gas purification from sulfur compounds to values> 99.99% the use of the method of chemical adsorption of sulfur compounds by iron oxides or adsorbents based on them is proposed.
  • the oxidation process using iron oxides is taken as a basis.
  • the novelty of the unit for fine purification from hydrogen sulfide is the use of a catalyst for the oxidation process, which is subject to repeated regeneration.
  • the principle of operation of block 9 is as follows:
  • Sour gas from the Klaus process passes through the catalyst bed of the column, then through the separator and filter it will be flared.
  • An inert gas (nitrogen) with a small content of air (oxygen) is passed through the second column.
  • the catalyst regenerates. The reaction comes with a great warming up.
  • the blown sulfur flows through separators and a filter into the storage hopper.
  • the columns operate alternately in the cleaning and regeneration mode. Catalyst regeneration schemes are possible in water or in the presence of hot steam.
  • FIG. 1 An example of the implementation of the inventive method is shown in relation to the technology of purification and processing of raw (reservoir) natural gas of the Astrakhan field, which was carried out on a pilot plant, a simplified version of which is schematically shown in FIG. 1.
  • the crude natural gas stream coming from the field at a pressure of approximately 7 MPa and at a temperature of approximately 30 ° C is separated into a separated natural gas stream (separation gas), and a liquid phase stream including formation water and unstable gas condensate.
  • Water containing mechanical impurities and salts is separated from the liquid phase on block 1, which, after separation of solid particles through the filter, is sent to the water treatment unit at block 10, and unstable gas condensate is sent to the gas condensate stabilization installation at block 4 or to the tank farm,
  • the separation gas has approximately the following composition (in mol.%):
  • the separation gas stream is sent to block 2 for extraction of hydrogen sulfide with an absorbent with selective selectivity for hydrogen sulfide.
  • the allocation of hydrogen sulfide on block 2 is carried out by physical absorption using solutions of absorbents that absorb hydrogen sulfide well and poorly absorb carbon dioxide.
  • polyethylene glycol dimethyl ether is used as an absorbent.
  • the main element of block 2 is a packed absorber (absorption column). Separation gas at a temperature of 20 ° C and a pressure of 7 MPa enters the lower part of the packed absorber, on top of which a regenerated absorbent is fed, which passes through an air cooler and an irrigation tank to reduce losses of absorbent with purified gas. From the bottom of the absorber an absorbent saturated with acidic components and containing a certain amount of hydrocarbons.
  • Block 3 which includes a supersonic separation unit, allows you to divide the natural gas stream into two streams: a stream depleted in CO 2 is a commodity natural gas based on methane (an admixture of CO 2 ⁇ 2 wt.%) And a stream enriched in CO 2 , in which the content of C0 2 > 95 wt.%.
  • the gas stream is cooled to a temperature of 70 ° C and enters the inlet of the gas-liquid separator.
  • the gas phase from the specified separator is directed to the inlet of the supersonic separation unit, in which the natural gas is cooled in a supersonic swirling gas stream.
  • the supersonic flow is realized using the Laval confuser-diffuser nozzle, in which the gas accelerates to speeds exceeding the speed of sound propagation in the gas. In this case, strong cooling of the gas occurs.
  • the liquid (carbon dioxide) released as a result of cooling by centrifugal forces with acceleration reaching 10 6 m / s 2 is thrown to the walls of the outlet pipe, and the purified natural gas (mainly methane) leaves through the diffuser.
  • the purified flow of commercial natural gas exiting the supersonic separation unit is heated in a heat exchanger and sent for compression to the commercial gas compressor.
  • the extracted C0 2 goes for implementation.
  • the use of the resulting carbon dioxide may be that it is pumped back into the formation.
  • Block 3 provides a reduction in the content of C0 2 in the natural gas stream from 60% to 2.7%.
  • the unstable gas condensate from the outlet of the primary separation unit 1 and the gas condensate obtained at the outlet of the supersonic separation unit 3 are subjected to the stabilization process on the unit 4, while the stabilization gas is returned to the hydrogen sulfide extraction step to block 2, and the hydrogen sulfide from the hydrogen sulfide extraction step is sent to block 6 to the stage of sulfur separation by direct oxidation in furnaces using the Claus process.
  • phase C 2 -C 4 less than 2.4
  • phase is less than 0. 5 0.214
  • Block 6 for the implementation of the Klaus process consists of two stages of sulfur production - thermal and catalytic. Acid gas is burned at the thermal stage, and the oxygen in the air is supplied to the furnace in the amount necessary for the oxidation of hydrogen sulfide to sulfur:
  • cylindrical reactors consisting of a combustion chamber and a tubular heat exchanger.
  • the combustion products are cooled by water, passing through the tube space of the tubular heat exchanger, and enter the condenser, from where the sulfur obtained in the thermal stage is discharged into the storage.
  • the process gas after the thermal stage containing unreacted hydrogen sulfide, sulfur dioxide, formed simultaneously with sulfur during the flame combustion of hydrogen sulfide, as well as carbon sulfide and carbon disulfide (products of side reactions occurring in the reactor), is again heated to 220-300 ° C and fed to the catalytic the stage where the main reaction occurs in the catalyst bed:
  • the sulfur output in the Klaus process usually reaches 95-97% of the theoretically possible value.
  • Sulfur obtained at block 6 is transferred further to block 5 degassing of sulfur.
  • Sulfur obtained at Klaus plants contains dissolved hydrogen sulfide in the form of free hydrogen sulfide and chemically bound hydrogen polysulfide, which leads to its release during storage and transportation of liquid sulfur.
  • the spontaneous release of hydrogen sulfide from liquid sulfur creates dangerous situations in connection with the toxicity and explosion hazard of hydrogen sulfide. Therefore, the sulfur obtained at block 6 is degassed at block 5, and the gas from sulfur degassing is again returned to block 2 at the stage of hydrogen sulfide extraction. After degassing, sulfur is preferably sent to block 8 for granulation.
  • tail gases obtained in block 6 after the sulfur separation by the Claus process are subjected to fine purification from hydrogen sulfide in block 9 by adsorption of hydrogen sulfide by iron oxides (or adsorbents based on iron oxides) with the direction of the released sulfur also to granulation to block 8, and tail gases after fine cleaning unit 9 is sent to the afterburner (torch).
  • gas condensate is stabilized to obtain stable gas condensate at the outlet as a finished product.
  • the output of stabilization unit 4 according to NGL can be either communicated with block 7 fractionation of BFLH, or the flow of BFLD is withdrawn from the installation as a finished product.
  • the proposed approach to the purification and processing of raw natural gas introduces innovations not only in the sequence of operations of a method for purifying a natural gas stream from acidic components, but also the processes of primary gas processing themselves change the quality and quantity indicators for the better.
  • Table 1 shows the indicators of the processing process according to the new technological scheme shown in figure 1. The calculations were carried out for a pilot plant with a separation gas flow rate of 30,000 nm / hour.
  • the proposed method allows to achieve a degree of conversion of sulfur compounds, close to 99.9%.
  • an additional block of fine purification is used using the method of chemical adsorption by iron oxides or adsorbents based on them.
  • the acid gas flow to the Claus plant is reduced by 33%, the reaction time of the combustion of hydrogen sulfide at such higher concentrations in acid gas is reduced by 35-50%.
  • the required capacity of the hydrogen sulfide extraction unit and the fine purification unit is also 33% less. As an advantage, the lower operating costs of these plants should also be taken into account.

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Inorganic Chemistry (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Analytical Chemistry (AREA)
  • Gas Separation By Absorption (AREA)

Abstract

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности, к технологии очистки и переработки природного газа с использованием процесса низкотемпературной сепарации для удаления кислых компонентов, включающих сероводород и углекислоту. Заявлен способ очистки природного газа, включающий первичную сепарацию потока сырого природного газа с отделением от него воды и газового конденсата и последующую очистку газа сепарации от кислых компонентов, содержащих сероводород и углекислый газ, отличающийся тем, что очистку от сероводорода и углекислого газа осуществляют последовательно, сначала осуществляют этап извлечения сероводорода с использованием абсорбента с избирательной селективностью по сероводороду, а на следующем этапе извлекают углекислый газ и остаточную фазу газового конденсата с использованием сверхзвуковой сепарации, углекислый газ направляется или на закачку в пласт или утилизируется, как товарный продукт, причем газовый конденсат после первичной сепарации, а также после сверхзвуковой сепарации, подвергают процессу стабилизации, при этом газ стабилизации возвращают на этап извлечения сероводорода, сероводород с этапа извлечения сероводорода направляют на этап выделения серы с помощью процесса Клауса, полученную серу подвергают дегазации, и газ от дегазации серы возвращают на этап извлечения сероводорода. Также заявлено устройство для реализации предложенного способа. Техническим результатом изобретения является повышение степени очистки природного газа от сероводорода и углекислого газа при обеспечении более полной конверсии сернистых соединений. Кроме того, заявленное изобретение позволяет снизить содержание балластных компонентов и вредных примесей в товарных продуктах газопереработки при повышении эффективности технологических процессов, в частности, процесса Клауса.

Description

СПОСОБ ПЕРЕРАБОТКИ ПРИРОДНОГО ГАЗА И
УСТРОЙСТВО ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ
Область техники, к которой относится изобретение Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности, к технологии переработки природного газа с использованием процесса низкотемпературной сепарации для очистки от сероводорода и углекислоты.
Уровень техники
Проблемы освоения запасов природного газа на газовых и газоконденсатных месторождениях с высоким содержанием сероводорода связаны с наличием существенных экологических ограничений по выбросам в атмосферу сернистых соединений с газоперерабатывающих предприятий.
Например, газ Астраханского газоконденсатного месторождения, имеющего запасы около 3 трлн. м3 газа и 1 млрд. т конденсата, характеризуется высоким содержанием сероводорода (до 25 об.%), углекислоты (до 16 об.%), а также сероорганических соединений, меркаптанов при значительной доле тяжёлых углеводородов.
На Астраханском газоперерабатывающем заводе (ГПЗ) для очистки газа от кислых компонентов (сероводорода и углекислоты) используется следующая технология.
1. Первичная сепарация потока сырого природного газа с отделением от него воды и газового конденсата.
2. Абсорбционная очистка газа сепарации от кислых компонентов. В качестве абсорбентов используется водный раствор диэтаноламина с исходной концентрацией 38,3% масс. Принципиальная особенность этой технологии: H2S и С02 сорбируются совместно без разделения на компоненты и совместно, как балласт, удаляются из основного потока природного газа.
3. Извлечение основного объема серы из сероводорода на установке Клауса посредством прямого окисления в реакционных печах. При этом углекислота не удаляется, а в качестве балласта переходит в хвостовой газ.
4. Доочистка хвостовых газов на катализаторе установки «Сульфрин» с дополнительным извлечением серы из газа. 5. Далее перед сбросом в атмосферу все сернистые соединения, имеющиеся на выходе блока «Сульфрин», преобразуются в S02 на блоке печей дожига остаточных газов.
6. Для извлечения сероводорода, абсорбированного в сере, полученной в блоках «Клаус» и «Сульфрин», используют процесс дегазации жидкой серы. См.: http://www.vipusk.msoil.net/pages/daykariera/50/en.html В данной технологии высокое содержание углекислого газа в кислой части смеси газов, поступающих на окисление на блоки Клауса, отрицательно влияет на процесс горения сероводорода. Кроме того, за счет реакций сероводорода с углекислым газом образуются соединения CS2 и COS, которые не подвергаются дальнейшей конверсии, уменьшают выход серы и затрудняют работу блока «Сульфрин». По описанной технологии достигается извлечение из природного газа сероводорода не более 99,6%. С точки зрения экологии, достигнутая степень очистки природного газа от сернистых соединений недостаточна, и при дальнейшем увеличении его добычи масса выбросов серы становится экологически опасной, поскольку при существующей производительности ГПЗ за год выбрасывается в атмосферу большой объем сернистых соединений. Технология переработки газа Астраханского месторождения требует усовершенствования.
Из уровня техники известен способ очистки сырого природного газа, включающий первичную сепарацию с отделением от газовой смеси конденсата и воды с последующей вихревой сепарацией для извлечения из газовой смеси сероводородов и углекислого газа (см. патент RU 2216698, МПК: F25J3/08, опубликованный 20.11.2003). Способ предусматривает извлечение сероводорода и углекислого газа на одном общем этапе вихревой сепарации, что несет в себе риск засорения очищенного природного газа парами выкипающего сероводорода.
Известна технология очистки потока сырого природного газа от сероводорода, в которой после сепарации сероводорода из потока выделяют серу с помощью установки Клауса, осуществляют дегазацию серы, а полученный газ дегазации возвращают на этап извлечения сероводорода (см. патент Японии JP3602268, МПК: B01D53/86; С01В17/04, опубликованный 15.12.2004). Полученный природный газ не очищен от С02 , что снижает его качество и затрудняет последующую переработку. Кроме того, из уровня техники известен способ разделения смеси углеводородных газов, включающий охлаждение смеси, расширение смеси или ее части, частичную конденсацию смеси при ее расширении, разделение смеси или ее части в ректификационной колонне с получением продуктов в жидкой и газовой фазе. Процесс расширения смеси проводят, пропуская смесь через сопловой канал, причем в сопловом канале и/или на входе в сопловой канал поток смеси закручивают, на выходе из соплового канала или его части поток смеси разделяют по крайней мере на два потока, один из которых обогащен компонентами тяжелее метана, а другой обеднен этими компонентами. Обогащенный поток частью или полностью направляют в ректификационную колонну, а газофазные продукты, полученные в ректификационной колонне, частично или полностью направляют в смесь до ее расширения (см. патент РФ Q 2272973, МПК: F25J3/02, опубликованный 27.03.2006). Описанный способ позволяет улучшить качество разделения компонентов смеси и существенно повысить чистоту выделенных фаз.
В уровне техники не обнаружены источники информации, раскрывающие проведение этапа извлечения сероводородов и этапа извлечения углекислого газа из природного газа при помощи отдельных последовательно выполняемых операций с использованием для извлечения С02 метода сверхзвуковой сепарации.
Наиболее близким аналогом изобретения является упомянутый выше способ очистки сырого природного газа, включающий первичную сепарацию и последующую вихревую сепарацию при совместном извлечении из газовой смеси сероводорода и углекислого газа (RU 2216698, МПК: F25J3/08, опубликованный 20.1 1.2003).
Сущность изобретения
Изобретение направлено на повышение экологической безопасности процессов переработки природного газа и газового конденсата с высоким содержанием кислых компонентов.
Техническим результатом является повышение степени очистки природного газа от сероводорода и углекислого газа при обеспечении более полной конверсии сернистых соединений. Кроме того, заявленное изобретение позволяет снизить содержание балластных компонентов и вредных примесей в товарных продуктах газопереработки при повышении эффективности технологических процессов, в частности, процесса Клауса.
Для решения поставленной задачи предложен способ очистки и переработки природного газа, включающий первичную сепарацию потока сырого природного газа с отделением от него воды и газового конденсата и последующую очистку газа сепарации от кислых компонентов, содержащих сероводород и углекислый газ. Заявленное решение отличается от прототипа тем, что извлечение сероводорода (а также других сернистых соединений) и извлечение углекислого газа осуществляют на разных этапах. То есть, очистку газа сепарации от сероводорода и углекислого газа осуществляют последовательно в два этапа, сначала осуществляют этап извлечения сероводорода с использованием абсорбента с избирательной селективностью по сероводороду (например, абсорбента на основе соединений полиэтил енглико ля), а на следующем этапе извлекают углекислый газ и остаточную фазу газового конденсата с использованием сверхзвуковой сепарации. Газовый конденсат после первичной сепарации и газовый конденсат, полученный после выхода из установки (блока) сверхзвуковой сепарации, подвергают процессу стабилизации, при этом газ стабилизации возвращают на этап извлечения сероводорода, а сероводород с этапа извлечения сероводорода, направляют на этап выделения серы прямым окислением в печах с помощью процесса Клауса. Полученную серу подвергают дегазации, а газ от дегазации серы возвращают на этап извлечения сероводорода. После дегазации серу, предпочтительно, гранулируют.
Полученные после выделения серы с помощью процесса Клауса хвостовые газы подвергают тонкой очистке от сероводорода путем его адсорбции окислами железа (или адсорбентами на основе оксидов железа) с направлением выделенной серы также на грануляцию, а остаточных после тонкой очистки хвостовых газов - на дожиг (факел).
Пластовую воду, выделенную при первичной сепарации сырого природного газа, содержащую соли и механические примеси, подвергают фильтрации и утилизации.
Газовый конденсат, полученный после первичной сепарации сырого природного газа и газовый конденсат, полученный после выхода из установки сверхзвуковой сепарации, является нестабильным продуктом, который требует дальнейшей обработки. Его подвергают процессу стабилизации. В результате осуществления процесса стабилизации выделяют фракцию стабильного газового конденсата и широкую фракцию легких углеводородов (ШФЛУ).
ШФЛУ либо подвергают дальнейшему фракционированию с получением сжиженных газов и с выделением остаточной фракции стабильного газового конденсата, либо отгружают в качестве товарного продукта потребителю.
Следует отметить, что этап сверхзвуковой сепарации осуществляют с выводом из установки продуктов в виде чистого углекислого газа и очищенного (товарного) природного газа, содержащего смесь углеводородов на основе метана (метан - более 85 об.%, этан-пропан-бутан 12-13 об.%). Причем упомянутый товарный природный газ содержит примесь углекислого газа в количестве не более 3%, и азота не более 0,6%. Готовый продукт, полученный в виде чистого углекислого газа, содержит СО2>80%, предпочтительно - С02>85%, наиболее предпочтительно количество С02 составляет более 95% (по объему).
В основу предложенной технологической схемы положена концепция раздельного постадийного извлечения кислых компонентов из природного газа. На первой стадии извлечения кислых компонентов (после первичной сепарации) из газа сепарации извлекаются сернистые соединения с использованием абсорбента с избирательной селективностью по сероводороду, например, «Селексол».
Преимущества абсорбента типа «Селексол» для предложенной схемы очистки газа:
• стабильность абсорбционной способности (до 10 лет);
• хорошая биологическая разлагаемость;
· нетоксичность и очень малая коррозионная активность;
• небольшая теплота абсорбции (не требуется промежуточное охлаждение в абсорбере);
• высокая гигроскопичность и возможность достижения низкой точки росы газа в одну ступень;
· низкая склонность к вспениванию и малое давление насыщенных паров:
• низкая абсорбция углекислого газа по сравнению с сероводородом. На второй стадии газ, освободившийся от основной массы H2S, поступает на установку сверхзвуковой сепарации, где происходит сепарирование С02 и остаточных конденсатных фаз. На выходе получается товарный природный газ, содержащий не более 3% С02 и фракция, содержащая более 80% С02, тоже являющаяся товарным продуктом.
Описание чертежей
Изобретение иллюстрируется фигурой 1, на которой показан один из возможных вариантов схемы установки очистки и переработки природного газа заявленным способом.
Для осуществления заявленного способа используется установка для очистки и переработки природного газа, включающая в себя следующие основные блоки, связанные между собой по потоку газа и/или выделенных из него компонентов (продуктов):
блок 1 первичной сепарации сырого природного газа;
блок 2 извлечения сероводорода абсорбентом с избирательной селективностью по сероводороду;
блок 3 сверхзвуковой сепарации;
блок 4 стабилизации газового конденсата;
блок 5 дегазации серы;
блок 6 выделения серы с помощью процесса Клауса;
блок 7 фракционирования ШФЛУ;
блок 8 грануляции серы;
блок 9 тонкой очистки от сероводорода остаточных газов после процесса Клауса;
блок 10 очистки воды.
Установка очистки и переработки природного газа содержит связанные между собой блок 1 первичной сепарации сырого природного газа, выполненный с возможностью отделения воды и газового конденсата, блок 2 извлечения сероводорода абсорбентом с избирательной селективностью по сероводороду и блок 3 сверхзвуковой сепарации. Причем блок 3 установлен с возможностью получения на выходе из него углекислого газа и товарного природного газа на основе метана. При этом первый вход блока 2 извлечения сероводорода связан с первым выходом блока 1 первичной сепарации, второй выход которого служит для вывода на утилизацию воды с механическими примесями, третий выход соединен с первым входом блока 4 стабилизации газового конденсата, а вход сообщен с системой подачи сырого природного газа. Причем второй и третий входы блока 2 извлечения сероводорода связаны соответственно с блоком 4 стабилизации конденсата и с блоком 5 дегазации серы, а выходы этого блока связаны с блоком 6 выделения серы с помощью процесса Клауса и с блоком 3 сверхзвуковой сепарации. Выход блока 3 связан со вторым входом блока 4 стабилизации конденсата, с возможностью получения на выходе стабильного конденсата. При этом выход блока 4 стабилизации по ШФЛУ сообщен с блоком 7 фракционирования ШФЛУ, а блок 6 выделения серы с помощью процесса Клауса своими первым и вторым выходами связан с блоком 8 грануляции серы соответственно через блок 5 дегазации и через блок 9 тонкой очистки от сероводорода.
Характеристики основных блоков установки.
Первичная сепарация является головным процессом переработки природного газа на месторождениях. На блоке 1 первичной сепарации пластовая смесь сырого природного газа разделяется на отсепарированный газ, нестабильный газовый конденсат и пластовую воду.
Сырой природный газ с промысла под давлением, приблизительно, 7 МПа и с температурой, приблизительно, 30°С по трубопроводу направляется в буферную ёмкость блока 1 , где происходит первичное выделение жидкой фазы из потока сырого газа. Отсепарированная жидкость (конденсат, пластовая вода) дросселируется с 7,0 МПа до 6,2 МПа и подаётся в верхнюю часть сепарационной ёмкости, снабжённую отбойником. При ударе об отбойник жидкость разбрызгивается, чем с одной стороны - интенсифицируется процесс ее дегазирования, с другой стороны - происходит насыщение газа капельной жидкостью и образование эмульсии.
Газ из буферной емкости через клапан - регулятор давления поступает по патрубкам в верхнюю часть сепарационной емкости. В отстойнике сепарационной емкости происходит разделение на три потока:
а) вода, содержащая механические примеси и соли, через фильтр направляется на установку обработки вод после сепарации твёрдых частиц; b) углеводородный конденсат направляется на установку стабилизации или в резервуарный парк;
c) газ из отстойника, проходя завихритель, необходимый для более чёткой сепарации газа, поступает в колонну, оснащенную пятью колпачковыми тарелками, обеспечивающую удаление микрокапель жидкости, увлечённых газовой фазой.
После колонны отсепарированный природный газ с Р = 6,6 МПа и Т = 39°С, проходя через замерный пункт, отправляется на очистку от кислых компонентов на блоки 2 и 3.
Сначала отсепарированный газ отправляется на блок 2 извлечения сероводорода. Выделение сероводорода на блоке 2 осуществляется физической абсорбцией с применением растворов абсорбентов, которые хорошо абсорбируют сероводород и плохо абсорбируют углекислый газ, например, в качестве абсорбента используют диметиловый эфир полиэтиленгликоля или аналогичный абсорбент "Селексол", содержащий смесь диметиловых эфиров полиэтиленгликолей (три-, тетра-, пента-, гекса- и гептаэтиленгликолей). Селексол для абсорбции используют в концентрированном виде при содержании воды от 0 до 5масс.%.
По снижению поглотительной способности Селексола различные компоненты газа располагаются в следующем ряду:
Н20 > CS2 > CH3SH > H2S > С5Н12 > С4Н10 > С3Н8 > С02 > С3Н6
Процесс выделения сероводорода абсорбентом типа Селексол обладает высокой избирательностью по сероводороду, растворимость которого в поглотителе в 9 - 10 раз выше, чем углекислого газа, и поэтому его использование позволяет достичь глубокой очистки газа от серосодержащих компонентов. Для повышения селективности процесса абсорбент предварительно насыщают С02.
Основным элементом блока 2 является насадочный абсорбер. Газ сепарации при температуре 20 °С и давлении 7 МПа поступает в нижнюю часть насадочного абсорбера, на верх которого подается регенерированный абсорбент Селескол, проходящий предварительно через воздушный холодильник и емкость орошения для снижения потерь абсорбента с очищенным газом. Из нижней части абсорбера выводится абсорбент, насыщенный кислыми компонентами и содержащий некоторое количество углеводородов. После извлечения сероводорода природный газ, обогащенный углекислым газом, направляется на блок 3, включающий в себя установку сверхзвуковой сепарации для выделения С02. Содержание серы в нем порядка 5 г/и3. Основным кислым компонентом является углекислый газ. Блок 3, включающий в себя установку сверхзвуковой сепарации, позволяет разделить газ на два потока: поток, обедненный С02, - это товарный природный газ на основе метана (примесь С02 ~ 2 мас.%) и поток, обогащенный С02, в котором содержание С02 > 95 мас.%.
Блок 3 включает в себя следующее основное оборудование: теплообменники, колонна фракционирования, установку сверхзвуковой сепарации, газожидкостный сепаратор, насос, клапан Джоуля-Томсона, смеситель, входной и выходной компрессоры. Для компримирования газа возможно также использовать компрессорное оборудование, которое установлено на сырьевом и товарном потоке газа.
Блок 3 работает следующим образом. Входной газ после компримирования и осушки поступает на вход теплообменника с давлением 4,6 МПА, где охлаждается до температуры - 55°С. После чего охлажденный поток направляется в среднюю часть колонны фракционирования. Газовый поток с верха колонны смешивается в смесителе с частью товарного газа, прошедшего компримирование и охлаждение в теплообменнике. За счет смешения с товарным газом газовый поток с верха колонны охлаждается до температуры - 70° С и поступает на вход газожидкостного сепаратора. Газовая фаза из указанного сепаратора направляется на вход установки сверхзвуковой сепарации, в которой происходит охлаждение природного газа в сверхзвуковом закрученном потоке газа. Сверхзвуковой поток реализуется с помощью конфузорно-диффузорного сопла Лаваля, в котором газ разгоняется до скоростей превышающих скорость распространения звука в газе. При этом происходит сильное охлаждение газа. Выделившаяся в результате охлаждения жидкость (углекислота) центробежными силами с ускорением достигающим 10 м/с отбрасывается к стенкам выходного раструба, а очищенный природный газ (в основном - метан) выходит через диффузор. В диффузоре кинетическая энергия, приобретенная потоком, переходит в давление (давление на выходе составляет 70-80 % от входного давления). ю
Очищенный поток товарного природного газа, выходящий из установки сверхзвуковой сепарации, нагревается в теплообменнике и направляется для сжатия в компрессор товарного газа. Двухфазный поток, содержащий нестабильный газовый конденсат, выходя из установки сверхзвуковой сепарации, нагревается в теплообменнике и направляется на вход компрессора для сырьевого газа. Для обеспечения в двухфазном потоке, поступающем из установки сверхзвуковой сепарации, температуры выше температуры кристаллизации С02, осуществляется подача в установку сверхзвуковой сепарации горячего сырьевого газа. Для снижения мощности нагрева низа колонны предлагается дополнительно прокачивать жидкость из одной части колонны в другую с помощью насоса, при этом прокачиваемая жидкость нагревается в теплообменнике. Извлеченный СО2 с низа колонны дросселируется до давления 0,5 МПА в клапане Джоуля-Томсона и нагревается в теплообменнике.
В блоке 3 не используются источники внешнего охлаждения (холодильники отсутствуют). Тепловая мощность 1,8 МВТ, необходимая для нагрева колонны, может быть подведена за счет охлаждения сырьевого или товарного газа, прошедшего компримирование.
Блок 3 обеспечивает снижение содержания С02 в газе с 60% до 2.7%, при этом полностью исключается образование кристаллического С02 в элементах установки.
Двухфазный поток, содержащий нестабильный газовый конденсат, с выхода блока 3 направляется на вход блока 4 стабилизации газового конденсата. Кроме этого на другой вход указанного блока 4 направляется поток нестабильного газового конденсата, полученного в процессе первичной сепарации сырого природного газа на блоке 1.
Блок 4 включает в себя одну или несколько параллельно работающих линий, реализующих следующие стадии обработки конденсата:
a) двухступенчатая дегазация конденсата с одновременным отстоем от воды;
b) электрообессоливание конденсата;
с) стабилизация конденсата.
Целевым продуктом блока 4 стабилизации газового конденсата являются: газ стабилизации (дегазации) конденсата, поступающей на блок 2 извлечения сероводорода абсорбентом с избирательной селективностью по сероводороду;
• стабильный конденсат, поступающий на производство нефтепродуктов. Нестабильный газовый конденсат поступает блок 4 сначала в ёмкость - накопитель, затем на первую ступень дегазации и отстоя в сепаратор, где происходит отделение газовой фазы и конденсата от воды. Отсепарированный конденсат проходит последовательно два теплообменника, где происходит дополнительная дегазация газоконденсата, а также отстаивание воды.
Обессоливание осуществляется в два этапа:
1) в конденсат подаётся технологическая вода и тщательно перемешивается для растворения солей, находящихся в конденсате.
2) конденсатную эмульсию подают в электрообессоливатель для разделения конденсата и воды с растворёнными солями.
Подача технологической воды в конденсат осуществляется двумя потоками.
Первый поток воды в количестве до 3 м3/ч впрыскивается в конденсат перед входом в электрообессоливатель. Второй поток воды подаётся в углеводородный конденсат перед теплообменником. Для улучшения перемешивания конденсата с водой на линии конденсата после впрыска установлен ручной смесительный клапан. После перемешивания конденсатная эмульсия подаётся в электрообессоливатель.
Электрообессоливатель оборудован электродами, на которые через трансформатор подаётся напряжение до 16000 В. При попадании конденсатной эмульсии в переменное электрическое поле между электродами мелкие капли воды поляризуются, укрупняются и осаждаются вместе с растворёнными в ней солями.
Обезвоженный и обессоленный конденсат поднимается и выводится в верхней части электрообессоливателя. Обогащённая солями вода, отделённая от конденсата, выводится из его нижней части. Поддержание определённого уровня воды в нижней части аппарата создаёт дополнительное электрическое поле в зоне отстоя между поверхностью слоя воды и электродами, что способствует более эффективному обезвоживанию конденсата. Вода из электрообессоливателя сбрасывается на установку фильтрации. Конденсат с верхней части электрообессоливателя подаётся на загрузку в колонну стабилизации. Обессоленный конденсат после электрообессоливателя разделяется на два потока. Первый поток в количестве до 40% от общего количества подаётся на 19-ю тарелку колонны стабилизации в качестве холодного орошения. 5 Второй поток обессоленного конденсата направляется в теплообменники, где нагревается за счёт встречного потока стабильного конденсата. 13О-150°С и подаётся на восьмую тарелку колонны стабилизации в качестве питания.
Колонна стабилизации представляет собой вертикальный аппарат, оборудованный 19-ю клапанными тарелками. Кубовая часть колонны разделена Ю вертикальной перегородкой на два отсека. Конструкция 15-й и 17-й тарелок позволяет выводить отпаренную от конденсата воду в выносной сборник. Вода из сборника сбрасывается в коллектор загрязненных технологических вод и далее на установку фильтрации.
В колонне стабилизации при давлении 14,7 - 16 кгс/см и температуре куба 245
15 - 260°С отпариваются легкие углеводороды, чем достигается стабилизация конденсата. Тепло, необходимое для отпарки легких углеводородов, подводится в кубовую часть потоком горячей циркуляции конденсата через печь. Восходящий из куба паровой поток контактирует на тарелках с встречным потоком конденсата. В результате тепло- и массообмена конденсат освобождается от легких компонентов,
20 которые при температуре 40- 5°С в виде газов стабилизации отводится из верхней части колонны стабилизации в коллектор, ведущий на вход блока 2.
Стабилизируемый конденсат контактирует на тарелках с восходящим паровым потоком, освобождается от легких углеводородов и стекает в "холодный отсек" куба колонны стабилизации, откуда насосом подается в змеевик печи для подогрева.
25 Подвод тепла в куб колонны осуществляется за счёт циркуляцией конденсата через змеевики упомянутой печи.
Стабильный конденсат из "холодного отсека" куба колонны центробежным насосом прокачивается через сетчатый фильтр грубой очистки и четырьмя потоками подается в конвекционную камеру печи.
зо Подогретый в конвекционной камере печи отходящими дымовыми газами стабильный конденсат поступает в радиантную камеру печи, где за счет теплового излучения продуктов сгорания нагревается до температуры 245 - 260°С и объединенным потоком подается под нижнюю тарелку колонны стабилизации.
Парожидкостная смесь, поступающая от печи под первую тарелку колонны стабилизации, разделяется на газовую и жидкую фазы.
5 Жидкая фаза (стабильный конденсат) стекает во второй отсек куба колонны и по мере накопления выводится к потребителю.
Газовая фаза стабильного конденсата с температурой 245-260°С из куба колонны стабилизации проходит в межтрубное пространство теплообменника, где охлаждается до температуры 195 - 205°С нестабильным конденсатом, поступающим ю в питательную часть колонны, и подается в межтрубное пространство следующего теплообменника.
После теплообменника стабильный конденсат подается на охлаждение в воздушный холодильник и в водяной холодильник.
Охлажденный стабильный конденсат с температурой для дальнейшей 15 переработки на нефтепродукты или на склад хранения.
Блок 6 перерабатывает кислый газ, содержащий в основном сероводород (>84%), выделенный из потока газа сепарации на блоке 2 абсорбентом с избирательной селективностью по сероводороду. Сероводород на блоке 6 перерабатывается при помощи процесса Клауса с выделением элементарной серы. 20 Большая концентрация сероводорода и низкое содержание С02 в кислом газе, поступающем на процесс Клауса, при реализации заявленного способа позволяет снизить энергозатраты процесса переработки.
Процесс Клауса является основным процессом получения серы из сероводорода и основан на окислении сероводорода до серы.
25 В модифицированном варианте окисление разделяют на две стадии - термическую и каталитическую. На термической стадии ведут пламенное окисление сероводорода воздухом со стехиометрическим количеством кислорода при 900- 1350°С. При этом, часть сероводорода окисляется до диоксида серы:
2H2S + 302 -> 2S02 + 2H20; АН = 520 кДж
зо На каталитической стадии идет реакция между сероводородом и диоксидом серы в присутствии катализатора - боксита или активного триоксида алюминия при 220-250°С. 2H2S + S02 -> 3S + 2H20; ΔΗ = 95 кДж
Одновременно с таким двухстадийным образованием серы протекает реакция прямого окисления:
2H2S + О2 -» 2S + 2Н2О; ΔΗ = 615 кДж
Поскольку в составе кислых газов кроме сероводорода присутствуют другие компоненты, в процессе горения протекают также следующие побочные реакции:
СО2 + H2S -» COS + Н2О
CH4 + S2 - CS2 + 2H2
Технология получения серы методом Клауса реализует указанные выше реакции обычно в три ступени. Технологическое оформление процесса зависит при этом от состава кислого газа - содержания в нем сероводорода и углеводородов. Содержание сероводорода определяет стабильность горения кислого газа: при содержании его выше 45% (об.) горение стабильное, а если оно ниже, то требуется предпринимать соответствующие меры для стабилизации горения (подогрев газа и воздуха и др.). Большое содержание углекислого газа также отрицательно влияет на процесс горения сероводорода.
В предложенном способе предварительное извлечение сероводорода на стадии абсорбционной сепарации абсорбентом с избирательной селективностью по сероводороду приводит к тому, что в кислом газе, поступающем на процесс Клауса, будет находиться преимущественно сероводород в количестве 84-94 об.% с небольшими примесями СО2 и углеводородов. К тому же объем кислого газа заметно уменьшается за счет резкого снижения содержания в нем СО2. Такой кислый газ прекрасно горит, что значительно улучшает экономические показатели процесса Клауса, улучшается степень очистки от соединений серы отходящих газов и возрастает выход элементарной серы.
Блок 6 для осуществления процесса Клауса состоит из двух ступеней получения серы - термической и каталитической. Кислый газ на термической ступени сжигается, причем кислород воздуха подается в топку в количестве, необходимом для протекания окисления сероводорода до серы:
H2S + I/2O2 -»· 1/xSx +Н2О.
На термической ступени установок Клауса применяют цилиндрические реакторы, состоящие из топочной камеры и трубчатого теплообменника. В торцевой части топочной камеры расположены горелки. Основная часть сероводорода и воздуха подается по тангенциальным каналам. В зоне их смешения горение происходит в закрученном потоке. Затем, проходя решетку из расположенного в шахматном порядке огнеупорного кирпича, продукты сгорания поступают в основной топочный объем также цилиндрической формы большего диаметра.
Затем продукты сгорания охлаждаются водой, проходя по трубному пространству трубчатого теплообменника, и поступают в конденсатор, откуда полученная в термической ступени сера выводится в хранилище. Технологический газ после термической ступени, содержащий непрореагировавший сероводород, сернистый ангидрид, образовавшийся одновременно с серой при пламенном сжигании сероводорода, а также серооксид углерода и сероуглерод (продукты побочных реакций, протекающих в реакторе), вновь подогревается до 220-300°С и поступает на каталитическую ступень, где в слое катализатора происходит основная реакция:
2H2S + S02 -+3/nSn+2H20.
Выход серы в процессе Клауса обычно достигает 95-97% от теоретически возможного значения. За счет применения раздельной схемы извлечения сероводорода и углекислого газа удалось увеличить выход серы до 99-99,5%.
Сера, полученная на блоке 6, передается далее на блок 5 дегазации серы. Получаемая на установках Клауса сера содержит растворенный сероводород в виде свободного сероводорода и химически связанного полисульфида водорода, что приводит к его вьщелению во время хранения и транспортировки жидкой серы. Такое самопроизвольное выделение сероводорода из жидкой серы создает опасные ситуации в связи с токсичностью и взрывоопасностью сероводорода. Содержание H2S в сере, составляет, приблизительно, 100-700 ррт. Кроме того, недегазированная сера более коррозионно активна к аппаратуре и оборудованию. Жидкая сера, полученная на блоке 6 процесса Клауса, самотеком поступает по подземным трубопроводам в приемную яму блока 5. Объем ямы рассчитан на прием серы, выработанной в течение суток на номинальной производительности.
Приемная яма представляет собой полуподземный бетонный короб, свод которого оборудован двумя взрывными предохранительными клапанами. Для поддержания температуры жидкой серы приемная яма оборудована змеевиком обогрева, к которому подводится пар низкого давления.
Из приемной ямы сера перекачивается насосами по обогреваемому паром трубопроводу в яму дегазации серы, где происходит удаление сероводорода и разрушение соединений состава H2SX в жидкой сере.
Конструкция ямы дегазации аналогична конструкции приемной ямы. Дегазация серы производится один раз в сутки. При наличии нормального уровня заполнения в яме включаются насосы на циркуляцию, при этом в зону входа насосов подается аммиак. Аммиак способствует разрушению сульфатов и дегазированию серы. Выделившийся из серы газ дегазации, содержащий сероводород, направляется на вход блока 2.
После дегазации серу предпочтительно, направляют на грануляцию, затем отгружают потребителю. Но возможны другие варианты отгрузки готовой серы, как в виде жидкой серы, так и в виде комковой или порошковой серы.
Блок 8 грануляция серы состоит из следующих технологических узлов: гранулятора, системы отделения воды и транспортировки гранулированной серы на склад, площадки складирования серы и системы сбора и нейтрализации воды.
Жидкая сера поступает на распределитель серы в верхней части гранулятора, где переливается в серные лотки, подогреваемые паром, затем через перфорированные серные лотки тонкими струйками жидкая сера поступает в гранулятор. Из струек серы под действием силы тяжести и поверхностного натяжения жидкой серы образуются капли серы. Когда капля серы отделяется от струйки серы, из хвостовой части крупной гранулы образуется мелкая гранула. Ее наружная поверхность быстро остывает и образует корку. Внутренняя часть капли остывает медленно из-за изолирующего свойств корки, остывая и сжимаясь в направлении к уже остывшей наружной части, образует точка низкого давления. Оболочка гранулы разрушается вокруг этой точки, образуя небольшую выемку или лунку. Количество влаги, находящейся в этой лунке, довольно небольшое, меньше 0,1 %. Такой низкий уровень влаги в гранулированной сере объясняется поверхностным натяжением воды, действующей на поверхность гранулы и тем, что поверхность лунки небольшая в сравнении с поверхностью сферической гранулы. Капли падают, проходя через холодную зону, и к моменту достижения нижней части конического гранулятора, превращаются в твердые гладкие гранулы.
Технологическая вода подается противотоком по направлению к серным каплям. Они продолжают постепенно остывать, проходя через более низкие и холодные зоны гранулятора, которые представляют собой камеру для отжига серных капель.
Блок 7 фракционирования ШФЛУ является стандартным. (В качестве примера можно привести блок переработки ШФЛУ и конденсата Астраханского газового месторождения). Целевыми продуктами переработки ШФЛУ являются: пропан - бутановая фракция (СПБТ), фракция бутана технического (БТ), верхушка конденсатной фракции - газ - метан. Побочными продуктами являются сера и вода.
Блок 9 тонкой очистки от сероводорода.
Цель работы блока тонкой очистки состоит в стабилизации процесса очистки и повышения глубины очистки отходящего газа процесса Клауса. Для дополнительной очистки газа от соединений серы до величины > 99,99% предлагается использование метода химической адсорбции соединений серы окислами железа или адсорбентов на их основе. За основу взят окислительный процесс с использованием окислов железа.
Новизна блока тонкой очистка от сероводорода состоит в использовании катализатора окислительного процесса, который подвержен многократной регенерации. Принцип работы блока 9 следующий:
Кислый газ от процесса Клауса проходит через катализаторную засыпку колонны, далее чрез сепаратор и фильтр выхолит на факел. Через вторую колонну пропускают инертный газ (азот) с небольшим содержанием воздуха (кислорода). Происходит регенерация катализатора. Реакция идет с большим разогревом. Выдуваемая сера поступает через сепараторы и фильтр в бункер накопления. Колонны работают попеременно в режиме очистки и регенерации. Возможны схемы регенерации катализатора в воде или в присутствии острого пара.
Пример
Пример осуществления заявленного способа показан по отношению к технологии очистки и переработки сырого (пластового) природного газа Астраханского месторождения, который проведен на опытной установке, упрощенный вариант которой схематично показан на фиг. 1. На блоке 1 первичной сепарации поток сырого природного газа, поступающий с промысла под давлением, приблизительно, 7 МПа и с температурой, приблизительно, 30°С разделяется на поток отсепарированного природного газа (газ сепарации), и поток жидкой фазы, включающей в себя пластовую воду и нестабильный газовый конденсат. Из жидкой фазы на блоке 1 выделяется вода, содержащая механические примеси и соли, которая после отделения твёрдых частиц через фильтр направляется на установку очистки воды на блок 10, а нестабильный газовый конденсат направляется на установку стабилизации газового конденсата на блок 4 или в резервуарный парк,
Из блока 1 поток газа сепарации с давлением 6,6 МПа и при температуре 39°С через замерный пункт, отправляется на очистку от кислых компонентов последовательно на блоки 2 и 3. Газ сепарации имеет, приблизительно, следующий состав (в моль.%):
метан 53,14
фаза С2-С4 4,42
фаза С+5 3,91
азот 0,37
сероводород 25,97
углекислый газ 12,09
меркаптаны 0,05
окись углерода 0,05
Сначала поток газа сепарации отправляется на блок 2 для извлечения сероводорода абсорбентом с избирательной селективностью по сероводороду. Выделение сероводорода на блоке 2 осуществляется физической абсорбцией с применением растворов абсорбентов, которые хорошо абсорбируют сероводород и плохо абсорбируют углекислый газ. В данном примере в качестве абсорбента используют диметиловый эфир полиэтиленгликоля. Основным элементом блока 2 является насадочный абсорбер (абсорбционная колонна). Газ сепарации при температуре 20 °С и давлении 7 МПа поступает в нижнюю часть насадочного абсорбера, на верх которого подается регенерированный абсорбент, проходящий предварительно через воздушный холодильник и емкость орошения для снижения потерь абсорбента с очищенным газом. Из нижней части абсорбера выводится абсорбент, насыщенный кислыми компонентами и содержащий некоторое количество углеводородов.
После извлечения сероводорода поток природного газа, обогащенный углекислым газом, направляется на блок 3. Газ, поступающий на блок 3, имеет приблизительно следующий состав в (моль %):
метан 70,71
фаза С2-С4 5,48
фаза С+5 5,84
азот 0,56
сероводород менее 5 мг/м3
углекислый газ 17,4
меркаптаны менее 10"5
окись углерода менее 0,001
Содержание соединений серы в потоке, поступающем на блок 3, составляет порядка 5 мг/м , а основным кислым компонентом является углекислый газ. Блок 3, включающий в себя установку сверхзвуковой сепарации, позволяет разделить поток природного газа на два потока: поток, обедненный С02, - это товарный природный газ на основе метана (примесь С02~ 2 мас.%) и поток, обогащенный С02, в котором содержание С02 > 95 мас.%. В блоке 3 газовый поток охлаждается до темпеатуры - 70° С и поступает на вход газожидкостного сепаратора. Газовая фаза из указанного сепаратора направляется на вход установки сверхзвуковой сепарации, в которой происходит охлаждение природного газа в сверхзвуковом закрученном потоке газа. Сверхзвуковой поток реализуется с помощью конфузорно-диффузорного сопла Лаваля, в котором газ разгоняется до скоростей превышающих скорость распространения звука в газе. При этом происходит сильное охлаждение газа. Выделившаяся в результате охлаждения жидкость (углекислота) центробежными силами с ускорением достигающим 10 6 м/с 2 отбрасывается к стенкам выходного раструба, а очищенный природный газ (в основном - метан) выходит через диффузор. Очищенный поток товарного природного газа, выходящий из установки сверхзвуковой сепарации, нагревается в теплообменнике и направляется на сжатие в компрессор товарного газа. Извлеченный С02 идет на реализацию. В другом варианте использование полученного углекислого газа может заключаться в том, что его закачивают обратно в пласт.
Блок 3 обеспечивает снижение содержания С02 в потоке природного газа с 60% до 2.7%.
Нестабильный газовый конденсат с выхода блока 1 первичной сепарации и газовый конденсат, полученный на выходе из блока 3 сверхзвуковой сепарации, подвергают процессу стабилизации на блоке 4, при этом газ стабилизации возвращают на этап извлечения сероводорода на блок 2, а сероводород с этапа извлечения сероводорода, направляют на блок 6 на этап выделения серы прямым окислением в печах с помощью процесса Клауса.
В предложенном способе предварительное извлечение сероводорода на блоке 2 абсорбентом с избирательной селективностью по сероводороду приводит к тому, что в кислом газе, поступающем на процесс Клауса, будет находиться преимущественно сероводород в количестве 84-94 об.% с небольшими примесями С02 и углеводородов. К тому же объем кислого газа заметно уменьшается за счет резкого снижения содержания в нем С02. Такой кислый газ прекрасно горит, что значительно улучшает экономические показатели процесса Клауса, улучшается степень очистки от соединений серы отходящих газов и возрастает выход элементарной серы. В соответствии с приведенным примером Газ, поступающий на блок 6 на процесс Клауса, имеет, приблизительно, следующий состав (в моль.%): метан менее 2,2
фаза С2-С4 менее 2,4
фаза 0-5 менее 0,214
сероводород 93,032
углекислый газ менее 2,0
меркаптаны приблизительно 0,077
окись углерода менее 0,077
Блок 6 для осуществления процесса Клауса состоит из двух ступеней получения серы - термической и каталитической. Кислый газ на термической ступени сжигается, причем кислород воздуха подается в топку в количестве, необходимом для протекания окисления сероводорода до серы:
H2S + 1/202 -»· 1/xSx +Н20. 00740
21
На термической ступени установок Клауса применяют цилиндрические реакторы, состоящие из топочной камеры и трубчатого теплообменника. Продукты сгорания охлаждаются водой, проходя по трубному пространству трубчатого теплообменника, и поступают в конденсатор, откуда полученная в термической ступени сера выводится в хранилище. Технологический газ после термической ступени, содержащий непрореагировавший сероводород, сернистый ангидрид, образовавшийся одновременно с серой при пламенном сжигании сероводорода, а также серооксид углерода и сероуглерод (продукты побочных реакций, протекающих в реакторе), вновь подогревается до 220-300°С и поступает на каталитическую ступень, где в слое катализатора происходит основная реакция:
2H2S + S02 ->3/nSn+2H20.
Выход серы в процессе Клауса обычно достигает 95-97% от теоретически возможного значения. За счет применения раздельной схемы извлечения сероводорода и углекислого газа удалось увеличить выход серы до 99-99,5%.
Сера, полученная на блоке 6, передается далее на блок 5 дегазации серы.
Получаемая на установках Клауса сера содержит растворенный сероводород в виде свободного сероводорода и химически связанного полисульфида водорода, что приводит к его выделению во время хранения и транспортировки жидкой серы. Самопроизвольное выделение сероводорода из жидкой серы создает опасные ситуации в связи с токсичностью и взрывоопасностью сероводорода. Поэтому полученную на блоке 6 серу подвергают дегазации на блоке 5, а газ от дегазации серы снова возвращают на блок 2 на этап извлечения сероводорода. После дегазации серу, предпочтительно, направляют на блок 8 на грануляцию.
Полученные на блоке 6 после выделения серы с помощью процесса Клауса хвостовые газы подвергают тонкой очистке от сероводорода на блоке 9 путем адсорбции сероводорода окислами железа (или адсорбентами на основе оксидов железа) с направлением выделенной серы также на грануляцию на блок 8, а хвостовые газы после тонкой очистки на блоке 9 направляют на печи дожига (на факел).
На упомянутом блоке 4 осуществляют стабилизацию газового конденсата с получением на выходе стабильного газового конденсата в качестве готового продукта. При этом выход блока 4 стабилизации по ШФЛУ может быть либо сообщен с блоком 7 фракционирования ШФЛУ, либо поток ШФЛУ отводят из установки как готовый продукт.
Предложенный подход к очистке и переработке сырого природного газа вносит новшества не только в последовательность операций способа очистки потока природного газа от кислых компонентов, но и сами технологические процессы первичной переработки газа меняют показатели качества и количества в лучшую сторону.
В таблице 1 приведены показатели процесса переработки по новой технологической схеме, показанной на фиг.1. Расчеты проведены для опытно- промышленной установки с расходом газа сепарации 30 ООО нм /час.
Предложенный способ позволяет достигнуть степени конверсии сернистых соединений, близкой к 99,9%. Для дополнительной очистки газа от серы до величины > 99,99% используется дополнительный блок тонкой очистки с использованием метода химической адсорбции окислами железа или адсорбентов на их основе.
С экологической точки зрения эффективность новой технологической схемы не вызывает сомнений. Степень очистки от кислых газов значительно возрастает. Значительно снижаются выбросы серосодержащих соединений в атмосферу (на факел).
С экономической стороны появляются новые возможности снижения себестоимости и увеличения прибыли за счет нового товарного продукта - чистой углекислоты (концентрация С02 более 85% позволяет получать, например, пищевые продукты).
При использовании новой технологической схемы уменьшается поток кислого газа на установку Клауса на 33%, время реакции горения сероводорода при таких более высоких концентрациях в кислом газе снижается на 35-50%. Требуемая мощность блока извлечения сероводорода и блока тонкой очистки тоже на 33% меньше. В качестве преимущества дополнительно следует учесть и более низкие эксплуатационные затраты на этих установках.
Новая технология, несомненно, имеет большие экологические и экономические преимущества перед существующей на Астраханском газоперерабатывающем предприятии. Таблица 1
Figure imgf000025_0001
1 расход указан кубических метрах при нормальных условиях (нм3/ч).

Claims

Формула изобретения
1. Способ переработки сырого природного газа, включающий первичную сепарацию потока сырого природного газа с отделением от него воды и газового конденсата и последующую очистку газа сепарации от кислых компонентов, содержащих сероводород и углекислый газ, отличающийся тем, что очистку от кислых компонентов осуществляют последовательно в два этапа, сначала осуществляют этап извлечения сероводорода с использованием абсорбента с избирательной селективностью по сероводороду, а на следующем этапе извлекают углекислый газ и остаточную фазу газового конденсата с использованием сверхзвуковой сепарации, причем газовый конденсат после первичной сепарации, а также после сверхзвуковой сепарации, подвергают процессу стабилизации, при этом газ стабилизации возвращают на этап извлечения сероводорода, сероводород с этапа извлечения сероводорода, направляют на этап выделения серы с помощью процесса Клауса, полученную серу подвергают дегазации, и газ от дегазации серы возвращают на этап извлечения сероводорода.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что после дегазации серу гранулируют.
3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что хвостовые газы, полученные после выделения серы с помощью процесса Клауса, подвергают тонкой очистке от сероводорода путем адсорбции окислами железа или адсорбентами на их основе.
4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что воду, выделенную при первичной сепарации сырого природного газа, содержащую соли и механические примеси, подвергают фильтрации и утилизации.
5. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в результате осуществления процесса стабилизации выделяют фракцию стабильного газового конденсата и широкую фракцию легких углеводородов (ШФЛУ).
6. Способ по п. 5, отличающийся тем, что ШФЛУ подвергают фракционированию с получением сжиженных газов и с дополнительным выделением фракции стабильного газового конденсата.
7. Способ по п. 1, отличающийся тем, что этап сверхзвуковой сепарации осуществляют с получением продукта на основе углекислого газа и продукта на основе метана в виде очищенного природного газа.
8. Способ по п. 7, отличающийся тем, что очищенный природный газ 5 получают при содержании метана в количестве более 85 об.%, и при содержании примеси углекислого газа в количестве не более 3 об.%.
9. Способ по п. 7, отличающийся тем, что продукт на основе углекислого газа получают при содержании С02 более 80 об.%, предпочтительно - С02 более 85 об.%, наиболее предпочтительно содержание С02 составляет более 95 ю об.%.
10. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве абсорбента с избирательной селективностью по сероводороду используют абсорбент, содержащий диметиловый эфир полиэтиленгликоля.
11. Установка для очистки и переработки сырого природного газа, 15 отличающаяся тем, что содержит связанные между собой блок 1 первичной сепарации сырого природного газа, блок 2 извлечения сероводорода абсорбентом с избирательной селективностью по сероводороду и блок 3 сверхзвуковой сепарации, установленный с возможностью получения на выходе углекислого газа и очищенного природного газа, при этом первый вход блока 2 извлечения H2S, связан
20 с первым выходом блока 1 первичной сепарации, второй выход которого служит для вывода на утилизацию воды с механическими примесями, третий выход соединен с первым входом блока 4 стабилизации газового конденсата, а вход сообщен с системой подачи сырого природного газа, причем второй и третий входы блока 2 извлечения H2S связаны соответственно с блоком 4 стабилизации 5 конденсата и с блоком 5 дегазации серы, а выходы этого блока связаны с блоком 6 выделения серы с помощью процесса Клауса и с блоком 3 сверхзвуковой сепарации, выход указанного блока 3 связан со вторым входом блока 4 стабилизации конденсата, с возможностью получения на выходе стабильного конденсата, при этом выход блока 4 стабилизации по ШФЛУ сообщен с блоком 7 0 фракционирования ШФЛУ, а блок 6 выделения серы с помощью процесса Клауса своими первым и вторым выходами связан с блоком 8 грануляции серы соответственно через блок 5 дегазации серы и через блок 9 тонкой очистки отходящих газов от сероводорода.
12. Установка по п.П, отличающаяся тем, что блок 2 извлечения сероводорода вьшолнен в виде емкости, содержащей абсорбент с избирательной
5 селективностью по сероводороду.
13. Установка по п.П, отличающаяся тем, что блок 2 извлечения сероводорода выполнен в виде абсорбционной колонны, содержащей абсорбент с избирательной селективностью по сероводороду.
14. Установка по любому из п.п.12 или 13, отличающаяся тем, что в ю качестве абсорбента с избирательной селективностью по сероводороду блок 2 содержит абсорбент, содержащий диметиловый эфир полиэтиленгликоля.
30
PCT/RU2015/000740 2014-11-14 2015-11-05 Способ переработки природного газа и устройство для его осуществления WO2016076755A1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2014145778/06A RU2576738C9 (ru) 2014-11-14 2014-11-14 Способ переработки природного газа и устройство для его осуществления
RU2014145778 2014-11-14

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2016076755A1 true WO2016076755A1 (ru) 2016-05-19

Family

ID=55168332

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/RU2015/000740 WO2016076755A1 (ru) 2014-11-14 2015-11-05 Способ переработки природного газа и устройство для его осуществления

Country Status (2)

Country Link
RU (1) RU2576738C9 (ru)
WO (1) WO2016076755A1 (ru)

Cited By (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN106544071A (zh) * 2016-07-19 2017-03-29 上海利策科技股份有限公司 一种海上气田天然气脱水装置
CN113278452A (zh) * 2021-03-09 2021-08-20 李晟贤 一种分散式天然气脱硫方法
CN114854457A (zh) * 2022-01-20 2022-08-05 中国中煤能源集团有限公司 一种含有可燃烧气体的混合气的脱碳脱硫方法
CN115181596A (zh) * 2022-08-02 2022-10-14 合肥万豪能源设备有限责任公司 一种煤层气机械脱水装置

Families Citing this family (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2622930C1 (ru) * 2016-10-28 2017-06-21 Андрей Владиславович Курочкин Трехпродуктовая установка комплексной подготовки природного газа (варианты)

Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2216698C2 (ru) 2001-10-19 2003-11-20 Сериков Чингиз Тохтарович Способ выделения кислых компонентов из природного и попутного нефтяного газа
WO2004058384A1 (en) * 2002-12-17 2004-07-15 Fluor Corporation Configurations and methods for acid gas and contaminant removal with near zero emission
JP3602268B2 (ja) 1996-07-15 2004-12-15 日揮株式会社 天然ガス等に含まれる硫黄化合物の除去方法およびその装置
RU2272973C1 (ru) 2004-09-24 2006-03-27 Салават Зайнетдинович Имаев Способ низкотемпературной сепарации газа (варианты)
WO2010040495A2 (de) * 2008-10-06 2010-04-15 Uhde Gmbh Verfahren zur entschwefelung
WO2011090553A1 (en) * 2010-01-22 2011-07-28 Exxonmobil Upstream Research Company Removal of acid gases from a gas stream, with co2 capture and sequestration
DE102010013279B3 (de) * 2010-03-29 2011-07-28 Uhde GmbH, 44141 Verfahren und Vorrichtung zur Verarbeitung eines kohlendioxidreichen Sauergases in einem Claus-Prozess

Family Cites Families (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4026120A (en) * 1976-04-19 1977-05-31 Halliburton Company Natural gas thermal extraction process and apparatus
SU1366821A1 (ru) * 1984-06-28 1988-01-15 Специализированное Управление "Узоргэнергогаз" Способ очистки природного газа от кислых компонентов
GC0000091A (en) * 1998-12-31 2004-06-30 Shell Int Research Method for removing condensables from a natural gas stream.
RU2168683C2 (ru) * 1999-06-15 2001-06-10 ЗАО "Сигма-Газ" Способ выделения сжиженных углеводородов из природного газа

Patent Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP3602268B2 (ja) 1996-07-15 2004-12-15 日揮株式会社 天然ガス等に含まれる硫黄化合物の除去方法およびその装置
RU2216698C2 (ru) 2001-10-19 2003-11-20 Сериков Чингиз Тохтарович Способ выделения кислых компонентов из природного и попутного нефтяного газа
WO2004058384A1 (en) * 2002-12-17 2004-07-15 Fluor Corporation Configurations and methods for acid gas and contaminant removal with near zero emission
RU2272973C1 (ru) 2004-09-24 2006-03-27 Салават Зайнетдинович Имаев Способ низкотемпературной сепарации газа (варианты)
WO2010040495A2 (de) * 2008-10-06 2010-04-15 Uhde Gmbh Verfahren zur entschwefelung
WO2011090553A1 (en) * 2010-01-22 2011-07-28 Exxonmobil Upstream Research Company Removal of acid gases from a gas stream, with co2 capture and sequestration
DE102010013279B3 (de) * 2010-03-29 2011-07-28 Uhde GmbH, 44141 Verfahren und Vorrichtung zur Verarbeitung eines kohlendioxidreichen Sauergases in einem Claus-Prozess

Cited By (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN106544071A (zh) * 2016-07-19 2017-03-29 上海利策科技股份有限公司 一种海上气田天然气脱水装置
CN113278452A (zh) * 2021-03-09 2021-08-20 李晟贤 一种分散式天然气脱硫方法
CN114854457A (zh) * 2022-01-20 2022-08-05 中国中煤能源集团有限公司 一种含有可燃烧气体的混合气的脱碳脱硫方法
CN115181596A (zh) * 2022-08-02 2022-10-14 合肥万豪能源设备有限责任公司 一种煤层气机械脱水装置
CN115181596B (zh) * 2022-08-02 2023-10-27 合肥万豪能源设备有限责任公司 一种煤层气机械脱水装置

Also Published As

Publication number Publication date
RU2576738C9 (ru) 2016-05-20
RU2576738C1 (ru) 2016-03-10

Similar Documents

Publication Publication Date Title
KR101847805B1 (ko) 가스 스트림과 액체 스트림의 접촉
RU2576738C1 (ru) Способ очистки природного газа и устройство для его осуществления
CN102985161B (zh) 用气体加压吹扫生产高压气体的分离设备及其过程
US9500404B2 (en) Method and system for removing H2S from a natural gas stream
CN107148398A (zh) 从气态混合物中分离产物气体的方法
US20120238793A1 (en) In-Line Device for Gas-Liquid Contacting, and Gas Processing Facility Employing Co-Current Contactors
US9919259B2 (en) Gas pressurized separation column and process to generate a high pressure product gas
CA2730637A1 (en) Process for removing a gaseous contaminant from a contaminated gas stream
CN102431971A (zh) 可调节地处理酸性气体的方法和装置
WO2013053235A1 (zh) 一种利用烟道气余热脱除其酸性气体的工艺
EP2217352A1 (en) Removal of carbon dioxide from a feed gas
CN102408098A (zh) 处理酸性气体的方法和装置
RU2466086C2 (ru) Способ получения ксенонового концентрата из природного горючего газа, продуктов его переработки, включая техногенные отходящие газы, и устройство для его реализации (варианты)
EP3031511B1 (en) Method for energy efficient recovery of carbon dioxide from an absorbent
AU2015249086A1 (en) Method of deacidizing a gaseous effluent by an absorbent solution with vapour injection into the regenerated absorbent solution and device for implementing same
CN102946972A (zh) 利用液态二氧化碳来净化二氧化碳的方法和装置
WO2013053853A1 (en) Process for the removal of carbon dioxide from a gas
CN101455933A (zh) 循环氢脱硫塔的塔顶旋流净化方法与装置
CN103497801A (zh) 一种利用炭黑尾气制备合成天然气的工艺
CN102976280A (zh) 硫磺回收单元液硫旋流脱h2s的方法与装置
CN102923648A (zh) 一种液氨分解气纯化方法与装置
RU2630308C1 (ru) Способ и установка для получения высокооктановой синтетической бензиновой фракции из углеводородсодержащего газа
RU2385180C1 (ru) Способ очистки углеводородных газов
RU2070423C1 (ru) Установка для комплексной очистки нефтяного и природного газов
WO2019144229A1 (en) Cost-effective gas purification methods and systems by means of ejectors

Legal Events

Date Code Title Description
121 Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application

Ref document number: 15825642

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: DE

32PN Ep: public notification in the ep bulletin as address of the adressee cannot be established

Free format text: NOTING OF LOSS OF RIGHTS PURSUANT TO RULE 112(1) EPC (EPO FORM 1205A DATED 19-09-2017 )

122 Ep: pct application non-entry in european phase

Ref document number: 15825642

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1