EA017160B1 - Способ очистки газовой смеси, содержащей кислые газы - Google Patents

Способ очистки газовой смеси, содержащей кислые газы Download PDF

Info

Publication number
EA017160B1
EA017160B1 EA200970697A EA200970697A EA017160B1 EA 017160 B1 EA017160 B1 EA 017160B1 EA 200970697 A EA200970697 A EA 200970697A EA 200970697 A EA200970697 A EA 200970697A EA 017160 B1 EA017160 B1 EA 017160B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
regenerator
line
gas mixture
gases
absorption
Prior art date
Application number
EA200970697A
Other languages
English (en)
Other versions
EA200970697A1 (ru
Inventor
Виеп Хоанг-Дин
Дамьен Роке
Кендза Хабши-Тунси
Оливье Шазеля
Клер Вейсс
Original Assignee
Тоталь С.А.
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 Тоталь С.А. filed Critical Тоталь С.А.
Publication of EA200970697A1 publication Critical patent/EA200970697A1/ru
Publication of EA017160B1 publication Critical patent/EA017160B1/ru

Links

Classifications

    • 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
    • B01D53/1425—Regeneration of liquid absorbents
    • 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
    • B01D53/1462—Removing mixtures of hydrogen sulfide and 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
    • 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
    • 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
    • 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
    • B01D2257/30—Sulfur compounds
    • B01D2257/306—Organic sulfur compounds, e.g. mercaptans
    • 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
    • B01D2257/308—Carbonoxysulfide COS
    • 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
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02C—CAPTURE, STORAGE, SEQUESTRATION OR DISPOSAL OF GREENHOUSE GASES [GHG]
    • Y02C20/00—Capture or disposal of greenhouse gases
    • Y02C20/40—Capture or disposal of greenhouse gases of CO2

Landscapes

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

Abstract

Способ обработки газовой смеси, содержащей кислые газы, включающий в себя следующие этапы: приводят в контакт (2) газовую смесь с поглощающим раствором (33), позволяющим получить нейтрализованную газовую смесь (3) и поглощающий раствор (4), насыщенный кислыми газами; и осуществляют регенерацию поглощающего раствора, насыщенного кислыми газами; причем регенерация включает в себя следующие этапы: проведение поглощающего раствора в первый регенератор (11), находящийся при первом давлении; затем проведение поглощающего раствора во второй регенератор (21), находящийся при втором давлении, которое ниже первого давления; сжатие газа, выходящего из второго регенератора, и возврат сжатых таким образом газов к первому регенератору после прохождения через второй регенератор; проведение поглощающего раствора в третий регенератор (31), находящийся при третьем давлении, которое ниже второго давления; сжатие газов, выходящих из третьего регенератора, и возврат сжатых таким образом газов ко второму регенератору, причем по меньшей мере часть газов, выходящих из второго и/или третьего регенератора, отбирается, чтобы дать газовую смесь, обогащенную сероводородом (37), и по меньшей мере часть газов, выходящих из первого регенератора, отбирается, чтобы дать газовую смесь, обогащенную диоксидом углерода (15).

Description

Область изобретения
Настоящее изобретение относится к способу очистки газовой смеси (в частности, газовой смеси на основе углеводородов, такой как природный газ), содержащей кислые газы, а также к установке, подходящей для осуществления этого способа.
Уровень техники
В рамках получения природного газа (содержащего в основном метан) или сжиженного природного газа необходимо очищать указанный природный газ, полученный на месторождении, от определенного числа примесей, в первую очередь от тех, которые называют кислыми газами, т.е. в основном от диоксида углерода (СО2) и сероводорода (Н28), а также от меркаптанов (К.8Н), сульфида карбонила (СО8) и дисульфида углерода (С82).
Диоксид углерода и сероводород могут составлять существенную часть газовой смеси, получаемой из месторождения природного газа, обычно от 3 до 70% (в мольной концентрации), а другие кислые газы присутствуют в менее значительных количествах.
В настоящее время существует много способов для нейтрализации природного газа.
Первый класс способов - это способы физической абсорбции, при которых кислые газы приводятся в контакт с поглощающим раствором, причем перенос кислых газов в поглощающий раствор осуществляется сродством, т. е. промотируется термодинамическим равновесием. Примерами соединений, которые могут образовывать такие подходящие поглощающие растворы, являются диметиловый эфир полиэтиленгликоля (способ 8е1ехо1 фирмы ИОР), пропиленкарбонат (способ Р1иот Сотрогайои), Νметилпирролидон (способ РипюГ фирмы Ьиг§1), метанол (способ РесЩоГ фирмы Ьитд1) или производные морфолина (способ МотрЫкотЬ фирмы ИНОЕ). Регенерация поглощающего раствора проводится путем последовательных расширений при снижающихся давлениях, без подвода энергии.
Второй класс способов составляют способы химической абсорбции, в которых кислые газы приводятся в контакт с поглощающим раствором, причем перенос кислых газов в поглощающий раствор осуществляется или ускоряется химической реакцией. Примерами соединений, которые могут образовывать такие подходящие поглощающие растворы, являются карбонат калия (способ Веийе1й фирмы ИОР) и в особенности алканоламины, в частности моноэтаноламин (МЕА), дигликольамин (ΌΟΑ), диизопропаноламин (ΌΙΡΑ), диэтаноламин (ΌΕΑ), метилдиэтаноламин (ΜΌΕΑ), активированный метилдиэтаноламин и триэтаноламин (ΤΕΑ), а также стерически затрудненные амины. Регенерация поглощающего раствора проводится главным образом в обогреваемой регенерационной колонне.
Можно также упомянуть класс смешанных способов физико-химической абсорбции, как, например, способ, называемый 8и1йио1 компании 8йе11, в котором поглощающий раствор является смесью сульфолана, воды и амина.
Недостатком способов физической абсорбции является то, что они дороги, мало распространены, имеют низкую эффективность, когда парциальное давление кислых газов незначительно, их недостатком является также то, что они поглощают также часть углеводородов.
Способы химической или физико-химической абсорбции имеют тот недостаток, что они требуют внесения существенной энергии на стадии регенерации поглощающего раствора.
Классически кислые газы подают на установку Клауса, где Н28 превращается в серу, но где соответствующий СО2 выбрасывается в атмосферу.
Таким образом, существует реальная потребность в способе очистки газовой смеси, содержащей кислые газы, который, с одной стороны, позволил бы получать поток СО2 отдельно от потока Н28 и, с другой стороны, был бы одновременно таким же эффективным, как существующие способы, и более экономным по энергии и расходу растворителя.
Суть изобретения
Объектом изобретения является, во-первых, способ обработки газовой смеси, содержащей кислые газы, включающий приведение в контакт газовой смеси с поглощающим раствором, позволяющим получить нейтрализованную газовую смесь и поглощающий раствор, насыщенный кислыми газами;
регенерацию поглощающего раствора, насыщенного кислыми газами;
причем регенерация включает следующие этапы:
проведение поглощающего раствора в первый регенератор, находящийся при первом давлении;
затем проведение поглощающего раствора во второй регенератор, находящийся при втором давлении, которое ниже первого давления;
сжатие газов, выходящих из второго регенератора, и возврат сжатых таким образом газов в первый регенератор.
Кроме того, регенерация включает следующие этапы:
после прохождения через второй регенератор проведение поглощающего раствора в третий регенератор, находящийся при третьем давлении, которое ниже второго давления;
сжатие газов, выходящих из третьего регенератора, и возврат сжатых таким образом газов ко второму регенератору.
Согласно одному варианту осуществления первое давление составляет от 5 до 20 эффективных бар,
- 1 017160 второе давление составляет от 2 до 6 эффективных бар и третье давление составляет от 0,5 до 1,5 эффективных бар.
Согласно одному варианту осуществления первый, и/или второй, и/или третий регенератор, если он присутствует, нагревают.
Согласно одному варианту осуществления поглощающий раствор не кипит в первом регенераторе и втором регенераторе и находится при кипении в третьем регенераторе.
Согласно одному варианту осуществления на этапе приведения в контакт газовой смеси с поглощающим раствором часть поглощающего раствора отбирается, охлаждается и снова приводится в контакт с газовой смесью.
Согласно одному варианту осуществления поглощающий раствор подвергается мгновенному расширению перед проведением в первый регенератор.
Согласно одному варианту осуществления часть поглощающего раствора, полученного на выходе с мгновенного расширения, и/или часть поглощающего раствора, полученная после прохождения через первый регенератор, и/или часть поглощающего раствора, полученная после прохождения через второй регенератор, охлаждают и приводят в контакт с газовой смесью.
Согласно одному варианту осуществления газовая смесь имеет в основе углеводороды и предпочтительно природный газ.
Согласно одному варианту осуществления по меньшей мере часть газов, выходящих из второго и/или третьего регенератора, отбирается, чтобы дать газовую смесь, обогащенную сероводородом, и по меньшей мере часть газов, выходящих из первого регенератора, отбирается, чтобы дать газовую смесь, обогащенную диоксидом углерода.
Согласно одному варианту осуществления газовая смесь, обогащенная диоксидом углерода, приводится в контакт по меньшей мере с частью поглощающего раствора, выходящего из второго или третьего регенератора, чтобы дать газовую смесь, очень богатую диоксидом углерода, причем поглощающий раствор, полученный в результате этого контакта, подвергается затем регенерации или охлаждается и приводится в контакт с газовой смесью.
Согласно одному варианту осуществления поглощающий раствор содержит по меньшей мере один алканоламин, предпочтительно выбранный из группы, состоящей из диэтаноламина, метилдиэтаноламина и активированного метилдиэтаноламина;
при необходимости С2-С4-тиоалканол, предпочтительно тиодигликоль и воду.
Согласно одному варианту осуществления поглощающий раствор содержит по меньшей мере один алканоламин, предпочтительно выбранный из группы, состоящей из диизопропаноламина и метилдиэтаноламина;
при необходимости сульфолан и воду.
Согласно одному варианту осуществления способ включает, кроме того, следующий этап: дегидратация нейтрализованной газовой смеси.
Объектом изобретения является также установка обработки газовой смеси, содержащая кислые газы, содержащая абсорбционную колонну;
линию подвода газовой смеси, подаваемой снизу абсорбционной колонны;
линию подвода поглощающего раствора, подаваемого сверху абсорбционной колонны;
первый регенератор, вход которого соединен с нижним выходом абсорбционной колонны через линию отбора обогащенного поглощающего раствора;
второй регенератор;
линию проведения жидкости из первого регенератора ко второму регенератору;
линию проведения газов из второго регенератора к первому регенератору;
компрессор, находящийся на линии проведения газов из второго регенератора к первому регенератору.
Кроме того, вышеупомянутая установка содержит третий регенератор;
линию проведения жидкости из второго регенератора к третьему регенератору;
линию проведения газов из третьего регенератора ко второму регенератору;
компрессор, расположенный на линии проведения газов из третьего регенератора ко второму регенератору.
Согласно одному варианту осуществления вышеупомянутая установка содержит один или несколько следующих элементов:
детандер, расположенный на линии отбора обогащенного поглощающего раствора;
средство охлаждения и насос, расположенные на линии подвода поглощающего раствора;
детандер, расположенный на линии проведения жидкости из первого регенератора ко второму регенератору;
- 2 017160 детандер, расположенный на линии проведения жидкости из второго регенератора к третьему регенератору.
Согласно одному варианту осуществления вышеупомянутой установки первый регенератор, и/или второй регенератор, и/или третий регенератор снабжены нагревательными средствами.
Согласно одному варианту осуществления вышеупомянутая установка содержит средства охлаждения;
линию отбора поглощающего раствора, идущую из абсорбционной колонны и снабжающую средство охлаждения;
линию ввода охлажденного поглощающего раствора, идущую от выхода средства охлаждения и снабжающую абсорбционную колонну.
Согласно одному варианту осуществления вышеупомянутая установка между абсорбционной колонной и первым регенератором содержит камеру мгновенного расширения.
Согласно одному варианту осуществления вышеупомянутая установка содержит линию отбора газовой смеси, обогащенной сероводородом, идущую от выхода второго регенератора и/или из третьего регенератора, и линию отбора газовой смеси, обогащенной диоксидом углерода, идущую от выхода первого регенератора.
Согласно одному варианту осуществления вышеупомянутая установка содержит дополнительную абсорбционную колонну, снабжаемую снизу через линию отбора газовой смеси, обогащенной диоксидом углерода;
дополнительную линию подвода поглощающего раствора, подаваемого сверху дополнительной абсорбционной колонны;
линию отбора газовой смеси, очень богатую диоксидом углерода, идущую от верхнего выхода дополнительной абсорбционной колонны;
линию отбора поглощающего раствора, идущую от нижнего выхода дополнительной абсорбционной колонны и при необходимости снабжающую первый регенератор.
Согласно одному варианту осуществления вышеупомянутая установка содержит байпасный трубопровод поглощающего раствора, снабжаемый через первый байпас, второй байпас, третий байпас, четвертый байпас или еще несколькими из них, причем каждый байпас оснащен средством охлаждения и насосами, причем первый байпас идет от выхода камеры мгновенного расширения;
второй байпас идет от выхода первого регенератора;
третий байпас идет от выхода второго регенератора;
четвертый байпас идет от выхода дополнительной абсорбционной колонны.
Объектом изобретения является также способ получения сжиженного природного газа, включающий этап обработки природного газа, содержащего кислые газы, в соответствии с вышеупомянутым способом;
этап сжижения обработанного природного газа.
Настоящее изобретение позволяет преодолеть недостатки уровня техники. В частности, оно предоставляет способ очистки газовой смеси (в частности, природного газа), содержащей кислые газы, который одновременно является таким же эффективным, как существующие способы, и менее затратным.
Это осуществлено главным образом благодаря использованию ступенчатой регенерации поглощающего раствора, причем регенерация проводится в трех (и даже более) включенных последовательно регенераторах с понижающимся давлением, и газ, выходящий из каждого регенератора, повторно сжимается и вводится в регенератор, расположенный сразу выше по схеме. Это повторное введение повторно сжатого газа выше по схеме позволяет дать часть энергии, необходимой для регенерации, и сэкономить на нагревании регенераторов. Полная полученная экономия энергии составляет порядка 10% относительно классической регенерации.
Согласно некоторым частным вариантам осуществления изобретение имеет также следующие выгодные характеристики, перечисленные ниже.
Часть кислых газов, выходящих с регенерации (например, кислые газы, выходящие из первого регенератора) уже находятся при повышенном давлении. Таким образом, при желании можно провести повторную закачку кислых газов в месторождение, при высоком давлении, получая экономию на уровне повторного сжатия кислых газов.
Ступенчатая регенерация влечет постепенное обогащение кислых газов Н28. Поэтому можно провести селективное разделение кислых газов. Кислые газы, собранные на выходе из регенератора или регенераторов, находящихся ниже по схеме, обогащены Н28, тогда как кислые газы, собранные на выходе из регенератора или регенераторов, расположенных выше по схеме, обогащены СО2. Это селективное разделение выгодно, если хотят особым образом обработать сероводород, так как затраты на обработку уменьшаются в отсутствие существенного загрязнения сероводорода диоксидом углерода. Разумеется, на этом уровне получают также выигрыш в отношении отсутствия загрязнения углеводородами.
- 3 017160
Можно получать концентрированный поток СО2, который можно использовать как сырье, например, для введения на вспомогательное производство масел.
Ступенчатая регенерация по изобретению позволяет перейти от одного регенератора низкого давления и большого размера, который требуется в классической регенерации растворов химического поглощения. Этот выигрыш может быть особенно существенным при применении в открытом море.
Способ по изобретению поддается оптимальному регулированию, что позволяет максимально ограничить расход поглощающего раствора.
Краткое описание фигур
Фиг. 1 показывает схему одного варианта осуществления установки по изобретению.
Фиг. 1а показывает часть установки согласно одному частному варианту осуществления.
Фиг. 2 показывает схему другого варианта осуществления установки по изобретению.
Фиг. 3 показывает схему еще одного варианта осуществления установки по изобретению.
Фиг. 4-8 являются графиками, показывающими чистоту фракции, обогащенной СО2, отобранной на выходе из первого регенератора (кривая 1), и фракции, обогащенной Н2§, отобранной на выходе из третьего регенератора (кривая 2) в зависимости от степени отбора, производимого на выходе из третьего регенератора, для варианта осуществления с фиг. 2, но в отсутствие абсорбционной колонны 43. На абсциссе отложена процентная доля Н2§, отобранного по линии отбора 37, от полного количества Н2§, присутствующего в системе; ордината показывает объемную долю СО2 (соответственно Н2§) во фракции, обогащенной СО2, выходящей из линии отбора 15 (соответственно во фракции, обогащенной Н2§, выходящей из линии отбора 37).
Фиг. 4 соответствует отношению объемных концентраций СО2/Н2§ на входе в систему, равному 0,5.
Фиг. 5 соответствует отношению объемных концентраций СО2/Н2§ на входе в систему, равному 1.
Фиг. 6 соответствует отношению объемных концентраций СО2/Н2§ на входе в систему, равному 3.
Фиг. 7 соответствует отношению объемных концентраций СО2/Н2§ на входе в систему, равному 5.
Фиг. 8 соответствует отношению объемных концентраций СО2/Н2§ на входе в систему, равному 8.
Описание вариантов осуществления изобретения
Далее в последующем описании изобретение описывается более подробно, но без ограничений.
Установка обработки газов.
Согласно фиг. 1 установка обработки газа по изобретению содержит главным образом абсорбционную колонну 2 и по меньшей мере три регенератора, а именно, в настоящем случае, первый регенератор 11 (или регенератор высокого давления), второй регенератор 21 (или регенератор среднего давления) и третий регенератор 31 (или регенератор низкого давления).
Абсорбционная колонна 2 может быть обычной колонной в данной области, в частности тарельчатой колонной или насадочной колонной. Установка может также содержать две или более абсорбционных колонны.
Каждый регенератор является контактным устройством. Он может состоять из простого резервуара, оснащенного средством распыления поглощающего раствора, или предпочтительно из тарельчатой колонны (или насадочной колонны). В качестве примера, первый регенератор и второй регенератор могут содержать от 4 до 6 и даже до 10 тарелок, а третий регенератор может содержать от 10 до 15, даже до 20 тарелок.
Абсорбционная колонна 2 снабжается снизу через линию 1 подвода газовой смеси. Линия 3 отбора обработанного газа соединена с верхним выходом абсорбционной колонны 2. Она может снабжать установку дополнительной обработки (в частности, средства дегидратации) или хранения, или транспортировки газа, которые здесь не показаны.
Все описываемые здесь элементы, за исключением абсорбционной колонны 2, линии 1 подвода газовой смеси и линии 3 отбора обработанного газа, являются частью контура регенерации поглощающего раствора (и обработки кислых газов).
Сверху в абсорбционную колонну входит линия 33 подвода поглощающего раствора. Линия 4 отбора обогащенного поглощающего раствора соединена с нижним выходом абсорбционной колонны 2.
Эта линия 4 отбора обогащенного поглощающего раствора снабжает сверху первый регенератор 11. На этой линии 4 отбора обогащенного поглощающего раствора предусмотрен детандер 5 (или вместо него блок, состоящий из турбины и детандера, соединенных параллельно). Первый регенератор 11 снабжен нагревательной установкой 12. Сверху из первого регенератора 11 выходит линия 15 отбора кислых газов, в некоторых вариантах осуществления называемая также линией отбора газовой смеси, обогащенной диоксидом углерода. Снизу из первого регенератора 11 выходит линия 13 проведения жидкости из первого регенератора 11 ко второму регенератору 21, который также снабжается сверху. На этой линии 13 проведения жидкости предпочтительно предусмотрен детандер 14.
Второй регенератор 21 также снабжен нагревательной установкой 22. Сверху из второго регенератора 21 выходит линия 25 проведения газов из второго регенератора 21 к первому регенератору 11. На указанной линии 25 проведения газов предусмотрен компрессор 26. Снизу из второго регенератора 21 выходит линия 23 проведения жидкости из второго регенератора 21 к третьему регенератору 31, который, таким образом, снабжается сверху. На этой линии 23 проведения жидкости предпочтительно преду
- 4 017160 смотрен детандер 24.
Третий регенератор 31 также снабжен нагревательной установкой 32 (здесь ребойлером). Сверху из третьего регенератора 31 выходит линия 35 проведения газов из третьего регенератора 31 ко второму регенератору 21. На указанной линии 35 проведения газов предусмотрен компрессор 36. Снизу из третьего регенератора 31 выходит линия 33 подвода вышеупомянутого поглощающего раствора.
Вдоль линии 33 подвода поглощающего раствора предпочтительно предусматриваются последовательно средство охлаждения 34, резервуар для хранения 38 (факультативно) и насос 39. Средства охлаждения 34 предпочтительно содержат теплообменник с внешней средой типа воды, воздуха или морской воды, и при необходимости, выше этого теплообменника, теплообменник с поглощающим раствором (теплообмен происходит, например, с жидкостью, циркулирующей в линии 4 отбора обогащенного поглощающего раствора), в целях оптимизации расхода энергии. Насос 39 может быть заменен совокупностью двух или нескольких насосов, расставленных последовательно.
Что касается линии 15 отбора кислых газов, она может охлаждаться и снабжать нижнее средство 41 сжатия, от выхода которого отходит линия 42 отбора сжатых кислых газов. Она может охлаждаться и снабжать дополнительное средство обработки, средство повторной закачки в скважину или другое.
Из модификаций, которые могут быть внесены, не выходя за рамки изобретения, можно перечислить, в частности, следующие варианты.
Можно отказаться от одного или нескольких нагревательных средств 12, 22, 32, соответствующих регенераторам 11, 21, 31; однако речь при этом идет об ухудшенной версии установки.
Можно предусмотреть, чтобы компрессоры 26, 36, находящиеся на линиях 25, 35 транспортировки газов, были снабжены на входе холодильником, если это необходимо для их хорошей работы; можно также использовать вместо каждого компрессора 26, 36 два соединенных последовательно компрессора со средством охлаждения между ними. При наличии холодильника на входе компрессора выгодно предусмотреть промежуточную камеру для отделения водного конденсата (водный конденсат можно затем перенаправить к резервуару с поглощающим раствором или к регенератору, из которого выходит газовый поток на сжатие). Средство охлаждения может быть теплообменником (с внешней средой) или при необходимости контактным устройством с обогащенным амином, выходящим с предыдущей ступени. Этот последний случай представлен более подробно на фиг. 1а, в том, что касается примера дублирования компрессора 26. Линия 25 проведения газов состоит тогда, в направлении от второго регенератора 21 к первому регенератору 11, из первой части 25а, на которой находится первый компрессор 26а, и второй части 25Ь, на которой находится второй компрессор 26Ь. Между первой частью 25а и второй частью 25Ь предусмотрено контактное устройство 71. Точно также линия 13 проведения жидкости состоит в этом случае, от первого регенератора 11 ко второму регенератору 21, из первой части 13а, на которой находится первый детандер 14а, и второй части 13Ь, на которой находится второй детандер 14Ь. Контактное устройство 71 находится между первой частью 13а и второй частью 13Ь. Таким образом, контактное устройство 71 снабжается на входе через первую часть 13а линии проведения жидкости (сверху) и через первую часть 25а линии проведения газов (снизу); и оно снабжается на выходе через вторую часть 13Ь линии проведения жидкости (снизу) и через вторую часть 25Ь линии проведения газов (сверху). Охлаждение в контактном устройстве 71 осуществляется путем прямого контакта между газом и жидкостью. Контактное устройство 71 может состоять из простого резервуара, оснащенного средством распыления поглощающего раствора, или предпочтительно из тарельчатой колонны (или насадочной колонны).
Равным образом, может быть предусмотрена система охлаждения на входе нижнего средства 41 сжатия.
Можно также предусмотреть систему мгновенного расширения выше первого регенератора, как это описывается ниже в связи с фиг. 3.
Теперь, согласно фиг. 2, описанная ранее установка может быть модифицирована просто добавлением линии 37 отбора газовой смеси, обогащенной сероводородом, ответвляющейся либо от линии 25 проведения газов из второго регенератора 21 к первому регенератору 11, или, предпочтительно и как это показано здесь, от линии 35 проведения газов из третьего регенератора 31 ко второму регенератору 21, по схеме выше или ниже компрессора 36, либо же от обеих линий одновременно.
По-прежнему согласно фиг. 2 можно внести другое изменение, предпочтительно вместе с описанной ранее модификацией. Речь идет о наличии дополнительной абсорбционной колонны 43, находящейся в контуре регенерации поглощающего раствора.
Более точно, дополнительная абсорбционная колонна 43 (которая может быть колонной типа, описанного выше в связи с абсорбционной колонной 2) снабжается снизу через линию 15 отбора газовой смеси, обогащенной диоксидом углерода, который охлаждается и может сжиматься, и сверху через дополнительную линию 44 подвода поглощающего раствора. Предпочтительно дополнительная линия 44 подвода поглощающего раствора является разветвлением линии 33 подвода поглощающего раствора. Эта дополнительная линия 44 подвода поглощающего раствора может также ответвляться от линии 23 проведения жидкости из второго регенератора 21 к третьему регенератору 31, после прохождения через средство охлаждения и насос (этот случай здесь не показан). Сверху дополнительной абсорбционной колонны 43 отходит линия 45 отбора газовой смеси, очень богатой диоксидом углерода, которая снабжа
- 5 017160 ет описанную выше нижнюю установку 41 сжатия. Снизу дополнительной абсорбционной колонны 43 отходит линия 46 отбора поглощающего раствора, которая снабжает сверху первый регенератор 11.
Другие возможные варианты установки можно видеть из фиг. 3. Они могут быть предусмотрены независимо один от другого или в комбинации. Они могут также предусматриваться независимо от вариантов, описанных выше в связи с фиг. 1 или 2, или совместно с ними.
Первый возможный вариант состоит в том, чтобы предусмотреть между абсорбционной колонной 2 и первым регенератором 11 камеру 51 мгновенного расширения, снабжаемую через линию 4 отбора обогащенного поглощающего раствора. От выхода камеры 51 мгновенного расширения отходят с одной стороны линия 52 отбора образовавшихся в результате расширения газов, а с другой стороны - линия 53 отбора расширенного поглощающего раствора, которая снабжает сверху первый регенератор 11. В таком случае можно предусмотреть дополнительный детандер 5бис у входа в регенератор 11.
Второй возможный вариант состоит в том, чтобы предусмотреть линию 61 отбора поглощающего раствора на уровне абсорбционной колонны 2. Эта линия 61 отбора поглощающего раствора снабжает средство охлаждения 62, на выходе которого линия 63 ввода охлажденного поглощающего раствора снабжает, напротив, абсорбционную колонну 2. Этот второй вариант образует промежуточную систему охлаждения на уровне абсорбционной колонны 2, расположенную, например, в месте, близком к середине колонны.
Третий возможный вариант состоит в том, чтобы предусмотреть, что линия 63 ввода охлажденного поглощающего раствора снабжается полностью или частично через байпасную линию 64 поглощающего раствора.
Эта байпасная линия 64 поглощающего раствора может снабжаться через байпас 64а, ответвляющийся от линии 53 отбора расширенного поглощающего раствора, причем на указанном байпасе 64а предусмотрены средство охлаждения 65а и насос 66а; или байпас 64Ь, ответвляющийся от линии 13 проведения жидкости из первого регенератора 11 ко второму регенератору 21, причем на указанном байпасе 64Ь предусмотрены средство охлаждения 65Ь и насос 66Ь;
байпас 64с, ответвляющийся от линии 23 проведения жидкости из второго регенератора 21 к третьему регенератору 31, причем на указанном байпасе 64с предусмотрены средство охлаждения 65с и насос 66с; или байпас 64ά, отходящий снизу сразу от выхода дополнительной абсорбционной колонны 43 (который при необходимости может захватывать весь выходящий поток), причем на указанном байпасе 64ά предусмотрены средство охлаждения 65ά и насос 66ά; или или через комбинацию одного или нескольких байпасов 64а, 64Ь, 64с, 64ά.
Средства охлаждения 65а, 65Ь, 65с и/или 65ά, с одной стороны, и насосы 66а, 66Ь, 66с и/или 66ά, с другой стороны, в случае комбинации нескольких байпасов могут быть общими. Но предпочтительно они разные, так как условия по температуре и давлению в каждом байпасе обычно отличаются.
Средства охлаждения 65а, 65Ь, 65с и/или 65ά могут содержать теплообменник, использующий внешнюю среду (воздух, воду, морскую воду и т.д.) и факультативно, для средств охлаждения 65Ь и 65с, выше них предусмотрен теплообменник с поглощающим раствором (теплообмен осуществляется, например, с жидкостью, циркулирующей в линии 4 отбора обогащенного поглощающего раствора), в целях оптимизации расхода энергии. Когда предусмотрен такой теплообменник с поглощающим раствором, при необходимости можно поместить теплообменник, использующий внешнюю среду, после насоса 66Ь или 66с, и при необходимости предусмотреть, чтобы этот или эти теплообменники, использующие внешнюю среду, совмещались с средством охлаждения 62.
Кроме того, возможно сопряжение по энергии между нагревательными средствами 12, 22, 32 и средствами охлаждения 62, 65а, 65Ь, 65с и/или 65ά.
Установка по изобретению может также быть интегрирована, например, в завод по производству сжиженного природного газа или также в морскую платформу. Она дает возможность осуществить способ по изобретению.
Способ обработки газовой смеси, содержащей кислые газы.
Изобретение позволяет обработать газовую смесь, в частности природный газ. Следующее описание составлено в связи с природным газом, но и другой тип газовой смеси, содержащей кислые газы, также может быть обработан способом по изобретению. Например, способ по изобретению позволяет обрабатывать дымовые газы.
Природный газ содержит кислые газы, в частности сероводород, и/или диоксид углерода, и/или карбонильную серу, например, каждый в объемных содержаниях: 0-60% Н28, 0-80% СО2 и 0-100 ррт СО8. В газовой смеси могут также присутствовать меркаптаны (К.-8Н) и дисульфид углерода (С82). Доля каждого вышеупомянутого газа благоприятно существенно снижается благодаря способу - объекту изобретения.
Природный газ после этапа нейтрализации путем приведения в контакт с поглощающим раствором можно позднее дегидратировать. Тогда он при необходимости доступен для поставки в сеть природного газа. Кроме того, природный газ после нейтрализации и дегидратации может подвергаться позднейшим
- 6 017160 обработкам в целях его сжижения, что позволяет получить сжиженный природный газ.
Поглощающий раствор, использующийся в рамках изобретения, может быть раствором для химической, физической или физико-химической абсорбции. Предпочтительно речь идет о растворе для химической или физико-химической абсорбции. Годятся все поглощающие растворы, известные своей способностью поглощать кислые газы, смешанные с углеводородами.
Предпочтительно поглощающий раствор является раствором на основе аминов, в частности алканоламина. При этом алканоламин может быть выбран, в частности, из группы, состоящей из моноэтаноламина (МЕА), дигликольамина (ΌΟΑ), диизопропаноламина (ΌΙΡΑ), диэтаноламина (ΌΕΑ), метилдиэтаноламина (ΜΌΕΑ), активированного метилдиэтаноламина (например, обогащенного гидроксиэтилпиперазином или пиперазином), триэтаноламина (ΤΕΑ), стерически затрудненных аминов и их смесей.
Предпочтительно алканоламин смешивается с водой и при необходимости с физическим растворителем.
Для этой цели подходят все известные физические растворители, в частности сульфолан. Так, согласно одному частному варианту осуществления поглощающий раствор содержит смесь ΌΙΡΑ, воды и сульфолана, или ΜΌΕΑ, воды и сульфолана.
Другой тип особенно предпочтительного физического растворителя состоит из С2-С4-тиоалканолов формулы В-8-С2-4-ОН, где В означает какую-нибудь группу, например алкильную группу, или спиртовую группу, или тиольную группу, или алкилтиоалканольную группу, причем эта группа содержит, в частности, до 6 атомов углерода. Особенно предпочтительным физическим растворителем является тиодигликоль (ΤΌΟ). Речь идет о соединении формулы 8(СН2-СН2-ОН)2. Помимо ТОО согласно изобретению могут применяться другие С2-С4-тиоалканолы, в частности метилтиоэтанол или же димерные молекулы, в частности этилендитиоэтанол формулы (НО-СН2-СН2)-8-(СН2-СН2)-8-(СН2-СН2-ОН).
В этой связи сошлемся на французскую патентную заявку № 06/00448 от 18/01/06, опубликованную под номером ГВ 2896244, и на международную заявку АО 2007/083012.
Согласно первому предпочтительному варианту осуществления поглощающий раствор содержит от примерно 20 до примерно 60 мас.% диэтаноламина и от примерно 40 до примерно 80 мас.% воды.
Согласно второму предпочтительному варианту осуществления поглощающий раствор содержит от примерно 20 до примерно 60 мас.% метилдиэтаноламина и от примерно 40 до примерно 80 мас.% воды.
Согласно третьему предпочтительному варианту осуществления поглощающий раствор содержит от примерно 20 до примерно 60 мас.% активированного метилдиэтаноламина и от примерно 40 до примерно 80 мас.% воды.
Согласно четвертому особенно предпочтительному варианту осуществления поглощающий раствор содержит от примерно 20 до примерно 60 мас.% диэтаноламина, от примерно 20 до примерно 60 мас.% воды и от примерно 10 до примерно 40 мас.% тиодиэтиленгликоля, или более предпочтительно от примерно 30 до примерно 45 мас.% диэтаноламина, от примерно 30 до примерно 50 мас.% воды и от примерно 15 до примерно 30 мас.% тиодиэтиленгликоля, или еще более предпочтительно примерно 40 мас.% диэтаноламина;
примерно 40 мас.% воды и примерно 20 мас.% тиодиэтиленгликоля.
Согласно пятому особенно предпочтительному варианту осуществления поглощающий раствор содержит от примерно 20 до примерно 60 мас.% метилдиэтаноламина, от примерно 20 до примерно 60 мас.% воды и от примерно 10 до примерно 40 мас.% тиодиэтиленгликоля.
Согласно шестому особенно предпочтительному варианту осуществления поглощающий раствор содержит от примерно 20 до примерно 60 мас.% активированного метилдиэтаноламина, от примерно 20 до примерно 60 мас.% воды и от примерно 10 до примерно 40 мас.% тиодиэтиленгликоля.
Применение сорастворителя тиоалканола и, в частности, ТЭС, выгодно, так как он позволяет удалить существенную часть меркаптанов, содержащихся в обрабатываемой газовой смеси.
Обрабатываемый природный газ, поднимающийся в абсорбционной колонне 2, приводится в контакт с опускающимся поглощающим раствором (называемым бедным). Поглощающий раствор поглощает большинство кислых газов и обработанный природный газ собирают. Температура в колонне составляет от примерно 20 до примерно 100°С, предпочтительно от примерно 40 до примерно 90°С. Давление в колонне составляет от 1 до 150 бар, предпочтительно от 40 до 100 эффективных бар. Работа осуществляется при скорости подачи газовой смеси от 0,23-106 до 56-106 Нм3/сут и при расходе поглощающего рас
- 7 017160 твора от 800 до 100000 м3/сут.
Обработанный так природный газ (нейтрализованный) подвергается затем другим позднейшим этапам обработки, например этапу сжижения для получения сжиженного природного газа.
Поглощающий раствор, насыщенный кислыми газами, или обогащенный поглощающий раствор, кроме того, регенерируют. Предварительный и факультативный этап регенерации состоит в мгновенном расширении поглощающего раствора в камере 51 мгновенного расширения. На выходе с этого мгновенного расширения поглощающий раствор находится при температуре от 30 до 90°С и давлении от 10 до 30 эффективных бар. Газы, образованные при мгновенном расширении, собираются просто под действием разницы давления. Эти образовавшиеся при мгновенном расширении газы могут быть обработаны ниже по схеме, в частности, для извлечения возможной фракции углеводородов, содержащейся в этих образовавшихся при мгновенном расширении газах, в более кислые газы.
Затем поглощающий раствор входит в первый регенератор 11, или регенератор высокого давления, который работает, например, при давлении от 5 до 20 эффективных бар (первый этап регенерации). Температура предпочтительно является как можно более высокой, но все же ниже температуры химического и термического разложения поглощающего раствора. Например, эта температура может составлять от 90 до 150°С, предпочтительно она может быть равной примерно 130°С. На выходе из первого регенератора 11 собирают кислые газы высокого давления, что выгодно с точки зрения последующего использования кислых газов в системах повторной закачки в скважины, так как последующее использование требует сжатия кислых газов. Таким образом, это сжатие в настоящем случае менее значительно, чем в классической установке.
Поглощающий раствор, дегазованный в первом регенераторе 11, подвергается второй дегазации во втором регенераторе 21, или регенераторе среднего давления, после того, как он был расширен в детандере 14. Этот второй этап регенерации проводится, например, при давлении от 2 до 6 эффективных бар. Здесь также температура является как можно более высокой, но ниже температуры химического и термического разложения поглощающего раствора. Например, эта температура может составлять от 90 до 150°С, предпочтительно она может быть равной примерно 130°С.
Поглощающий раствор, дегазованный во втором регенераторе 21, подвергается третей дегазации в третьем регенераторе 31, или регенераторе низкого давления, после того, как он был подвергнут расширению на уровне детандера 24. Этот третий этап регенерации проводится, например, при давлении от 0,5 до 1,5 эффективных бар. Температура предпочтительно является температурой кипения поглощающего раствора при давлении регенерации и ниже температуры химического и термического разложения поглощающего раствора. Например, эта температура может составлять от 90 до 150°С, предпочтительно она может быть равной примерно 130°С.
Температура на первом и втором этапе регенерации (первый и второй регенератор) обычно ниже температуры кипения поглощающего раствора из-за относительно высокого рабочего давления. Зато температура на третьем этапе регенерации (третий регенератор) обычно равна температуре кипения поглощающего раствора ввиду более низкого рабочего давления. Таким образом, ступенчатая регенерация, являющаяся объектом изобретения, позволяет устранить недостатки классической установки, в которых термическая регенерация проводится сразу при низком давлении, чтобы получить кипение, но оказывается невыгодной там, где извлеченные кислые газы должны затем подвергаться существенному повторному сжатию перед повторной закачкой в месторождение.
Температура на каждом этапе поддерживается подводом тепла. Этот подвод тепла осуществляется при необходимости с помощью нагревательных средств 12, 22, 32, когда они присутствуют, и во всяком случае частично путем введения повторно сжатых газов, выходящих из третьего регенератора 31, во второй регенератор 21, и выходящих из второго регенератора 21 - в первый регенератор 11. Таким образом, создается экономия энергии на нагревательные средства. Полный выигрыш энергии на уровне всей установки составляет порядка 10%.
На выходе с третьего этапа регенерации поглощающий раствор полностью регенерирован (бедный раствор) и может снова применяться для поглощения кислых газов.
Очевидно, что изобретение может также применяться с четырьмя этапами регенерации (четыре регенератора) или более.
Согласно одному варианту изобретения можно отбирать часть кислых газов на выходе с третьего этапа регенерации (или же при необходимости на выходе со второго этапа регенерации). Эти кислые газы обогащены Н2§, т.е. мольное отношение Н28/СО2 в них более высокое, чем у исходной обрабатываемой газовой смеси. Наоборот, кислые газы, собранные на уровне первого этапа регенерации, обогащены СО2, т.е. мольное отношение Н28/СО2 здесь более низкое, чем в исходной обрабатываемой газовой смеси. Таким образом, согласно этому варианту кислые газы Н2§ и СО2 отделяют избирательно.
Предпочтительно фракция кислых газов, обогащенная Н2§, содержит более 90%, еще более предпочтительно более 95%, даже более 99% Н2§.
Предпочтительно газовая смесь, обогащенная СО2, содержит более 50%, более 60%, более 70% или более 80% СО2. Еще более предпочтительно она содержит более 90% СО2, даже более 95% СО2 и в идеале от 95 до 98% СО2.
- 8 017160
Если предусмотрена дальнейшая обработка газовой смеси, обогащенной диоксидом углерода, чтобы повысить чистоту по СО2 и дать газовую смесь, называемую очень богатой диоксидом углерода, эта газовая смесь, очень богатая диоксидом углерода, содержит более 50%, более 60%, более 70% или более 80% СО2. Еще более предпочтительно она содержит более 90% СО2, даже более 95% СО2 и в идеале от 95 до 98% СО2.
Если не указано иное, все процентные содержания газа являются объемными процентами.
Предпочтительно коэффициент селективности ([Н28]1+[СО2]2)/([СО2]1+[Н28]2), где [Н2§]1 означает объемную концентрацию Н2§ во фракции, обогащенной Н2§, [СО2]1 означает объемную концентрацию СО2 во фракции, обогащенной Н2§, [Н2§]2 означает объемную концентрацию Н2§ во фракции, обогащенной СО2, и [СО2]2 означает объемную концентрацию СО2 во фракции, обогащенной СО2, выше 15. Еще более предпочтительно коэффициент селективности превышает 30 и в идеале выше 60.
Получение этого результата предполагает применение поглощающего раствора, имеющего лучшее сродство к сероводороду, чем к диоксиду углерода, что справедливо, в частности, для поглощающего раствора на основе ΜΌΕΆ или активированного ΜΌΕΆ, и в определенной степени для раствора на основе ΌΕΆ, или же для поглощающего раствора на основе смеси ΌΕΆ/ΤΏΟ, или ΜΌΕΛ/ΤΏΟ или активированный ΜΌΕΆ/ΤΌΟ. При условии, что сжатые газы, выходящие с нижней ступени регенерации, обогащены Н2§, их повторное введение на высшую ступень имеет результатом вытеснение части СО2, содержащегося в поглощающем растворе, в пользу Н2§. Температура 100-130°С и давление 5-20 эффективных бар образуют особенно благоприятные условия для селективного разделения СО2 и Н2§. Селективное разделение полезно, так как оно позволяет особым образом обработать сероводород, например, в установке Клауса для производства серы, и особым образом использовать углекислый газ, например, для улучшения рекуперации углеводородных масел (БОЕ), т.е. повторная закачка под давлением в скважины. Фракция, обогащенная Н2§, по существу, не содержит углеводородов, в частности ароматических (ВТЕХ), которые создают проблемы для установок Клауса. Кроме того, если Н2§ не предназначен для повторного применения и должен быть удален под землю, селективность позволяет не заполнять понапрасну подземное пространство диоксидом углерода.
Классические способы селективного разделения, которые используют две отдельные схемы с двумя разными поглощающими растворами, являются более затратными, чем настоящий способ.
Селективное разделение можно улучшить, обрабатывая кислые газы, собранные на первом этапе регенерации (вышедшие из первого регенератора 11), бедным поглощающим раствором (см. дополнительную абсорбционную колонну 43 в установке на фиг. 2 и 3). Так, основная часть остаточной фракции Н2§, имеющейся на этой стадии, возвращается в контур регенерации поглощающего раствора, тогда как неабсорбированная часть кислых газов, собранная окончательно, еще обогащена СО2.
Дополнительная абсорбционная колонна 43 работает при давлении, больше или равном давлению первого регенератора 11, и при температуре от 20 до 90°С, предпочтительно как можно более низкой, например от 20 до 50°С или в идеале от 20 до 30°С.
Можно также осуществлять обработку кислых газов, собранных на первом этапе регенерации (фракция, обогащенная диоксидом углерода) с помощью классической колонны перегонки СО2/Н2§ вместо дополнительной абсорбционной колонны 43.
Степень чистоты фракции, обогащенной СО2, с одной стороны, и фракции, обогащенной Н2§, с другой стороны, зависит в основном от четырех факторов:
1) отношение объемных концентраций СО2/Н2§ на входе в систему;
2) полная доля Н2§, которая отбирается во фракцию, обогащенную Н2§ (или коэффициент распределения, на выходе сверху третьего регенератора, между частью, которая отбирается из системы, и частью, которая снова вводится и сжимается на высшей ступени);
3) наличие или отсутствие обработки фракции, обогащенной СО2;
4) рабочее давление, в частности рабочее давление первого регенератора.
Другие рабочие параметры системы (температуры, давления, поглощающий раствор) и выбор материалов (регенераторов) также имеют значение.
Что касается фактора 2), т.е. влияния полной доли Н2§, которая отбирается во фракцию, обогащенную Н2§ (или коэффициент распределения на выходе сверху третьего регенератора), отметим, что чем больше дебет фракции, обогащенной Н2§, тем больше повышается содержание СО2 во фракции, обогащенной СО2, но тем больше падает чистота Н2§ во фракции, обогащенной Н2§. Это явление проиллюстрировано на фиг. 4-8.
Чтобы получить оптимальное селективное разделение СО2 и Н2§, обычно следует отбирать от 40 до 90% от полного количества Н2§, присутствующего в системе, предпочтительно от 50 до 80%, еще более предпочтительно от 65 до 75%. Соответственно, объем, отобранный линией 37 отвода, благоприятно составляет от 10 до 70%, предпочтительно от 15 до 50% от полного потока, выходящего сверху третьего регенератора (коэффициент распределения). Однако специалист должен понимать, что эти значения можно подбирать или изменять в зависимости от других задействованных параметров, в частности в зависимости от факторов 1) и 3), упомянутых выше.
В частности, чтобы получить желаемое селективное разделение, предпочтительно прибегнуть к об
- 9 017160 работке фракции, обогащенной СО2, когда отношение объемных концентраций СО2/Н2§ на входе в систему ниже 10, в частности, когда оно ниже 8, более конкретно когда оно ниже 6, и особенно когда оно ниже 4. Соответственно, в зависимости от желаемой чистоты для каждой из двух фракций, можно благоприятно отказаться от обработки фракции, обогащенной СО2, когда отношение объемных концентраций СО2/Н2§ на входе в систему выше 4, в частности когда оно выше 6, более конкретно когда оно выше 8 и особенно когда оно выше 10.
Это иллюстрируется ниже на пяти примерах. Эти примеры использованы при степени подачи амина снизу абсорбера примерно 0,5 моль/моль и рабочих давлениях 14, 4 и 1 эффективных бар в первом, втором и третьем регенераторе соответственно.
В качестве первого примера, если отношение объемных концентраций СО2/Н2§ на входе в систему равно 0,5, и в отсутствие обработки потока СО2 (см. фиг. 4), отбор всего потока сверху регенератора низкого давления (третий регенератор) позволяет в лучшем случае собрать 82% входящего Н2§ и получить поток СО2 всего с 57% СО2.
В качестве второго примера, если отношение объемных концентраций СО2/Н2§ на входе в систему равно 1 (см. фиг. 5) и без обработки потока СО2, выгодно отобрать примерно 67% исходного Н2§, что приводит к потоку Н2§ с чистотой 99% и к потоку СО2 с чистотой 72%. Это соответствует коэффициенту распределения 50% сверху регенератора низкого давления. Повышение отвода выше этого значения не позволяет существенно улучшить качество потока СО2 (без дополнительной обработки) и это быстро ухудшает качество потока Н2§, так как в этом потоке повышается доля СО2. Напротив, ниже этого значения содержание Н2§ в потоке СО2 более высокое и повышается, когда снижают расход отбора. Поток Н2§ остается с неизменным составом, почти чистый.
В качестве третьего примера, если отношение объемных концентраций СО2/Н2§ на входе в систему равно 3 (см. фиг. 6) и без обработки потока СО2, оптимальная точка находится при отборе примерно 74% исходного Н2§ (коэффициент распределения 40%), что приводит к потоку Н2§ чистотой 99% и к потоку СО2 чистотой 83%.
В качестве четвертого примера, если отношение объемных концентраций СО2/Н2§ на входе в систему равно 5 (см. фиг. 7) и без обработки потока СО2, оптимальная точка находится при отборе 69% исходного Н2§ (коэффициент распределения 25%), что приводит к потоку Н2§ чистотой 99% и потоку СО2 чистотой 89%.
В качестве пятого примера, если отношение объемных концентраций СО2/Н2§ на входе в систему равно 8 (см. фиг. 8) и без обработки потока СО2, отбор 66% исходного Н2§ (коэффициент распределения 18%) приводит к лучшему качеству продуктов: 99% для Н2§ и 92% для СО2. Тогда качество потока СО2 особенно выгодно для применения в БОЯ.
Итак, для отношений СО2/Н2§ на входе ниже 8 качество потока СО2 не оптимально и предпочтительно требует дополнительной обработки, например промывки частью регенерированного растворителя. Выше этого отношения поток СО2 содержит всего несколько % Н2§, что сравнимо с повторной закачкой ЕОЯ.
Во всех случаях наличие обработки потока СО2 позволяет собрать почти весь Н2§, присутствующий в поглощающем растворе в выходном потоке Н2§.
Что касается фактора 4), т.е. влияния рабочего давления первого регенератора, предпочтительно работать при повышенном давлении, чтобы улучшить качество разделения. Так, давление в первом регенераторе, составляющее от 10 до 20 абс. бар, предпочтительно от 12 до 18 эффективных бар, еще более предпочтительно около 14 эффективных бар, позволяет лучшее селективное разделение.
Например, для отношения СО2/Н2§, равного на входе 1, можно извлечь примерно 74% Н2§, входящего в поток чистотой 90%, регенератором высокого давления, работающим при 14 эффективных бар, против 67% при 7 эффективных бар. Также, для отношения СО2/Н2§, равного 3, можно извлечь 78% Н2§, входящего в поток чистотой 90%, регенератором высокого давления, работающим при 14 эффективных бар, против 71% при 7 эффективных бар. В заключение, для потока Н2§ такого же качества переход от 7 эффективных бар к 14 эффективных бар позволяет дополнительно извлечь примерно 10% Н2§ (и, кроме того, улучшить качество соответствующего потока СО2).
Однако повышение давления регенератора высокого давления предполагает соответствующую корректировку производительности компрессии и размера компрессоров. Давление примерно 14 эффективных бар составляет хороший компромисс, учитывая сохранение степени сжатия между ступенями и учитывая обычно применяющийся сорт трубопроводов.
Согласно одному варианту изобретения можно охлаждать газ, выходящий из третьего регенератора (соответственно второго регенератора), и отделять водный конденсат до повторного сжатия. Так, можно эксплуатировать компрессоры в диапазоне номинальных параметров (в частности, что касается производительности компрессоров и сопротивления материалов). Это охлаждение обязывает повышать мощность ребойлеров на уровне регенераторов, но увеличение, соответствующее расходу энергии, частично компенсируется уменьшением производительности компрессии (поскольку при этом конденсированная вода не сжимается, дебет в компрессорах меньший). Кроме того, выбор такого охлаждения не влияет на качество селективного разделения газов Н2§ и СО2.
- 10 017160
Если такое охлаждение имеет место, следует снизить температуру на входе в компрессоры (всасывание) до 20-60°С (против 90-120°С без охлаждения). Температура на выходе компрессоров (нагнетание) соответственно снижается до 140-180°С (против 200-260°С без охлаждения).
Таблица ниже приводит в качестве примера сравнение (результаты численного моделирования) работы второго и третьего регенераторов с и без описанного выше охлаждения.
Сравнительная работа компрессоров с и без охлаждения на входе
Второй регенератор Третий регенератор
Охлаждение на входе компрессора верхней ступени да нет да нет
Р на всасывании {бар эфф.} 3,7 3,7 0, 9 0, 9
Т на всасывании (°С) 55 115 55 111
Р на нагнетании {бар эфф.} 14, 1 14, 1 3, 9 3, 9
Т на нагнетании (°С) 170 250 170 250
Состав (%моль) СО2/Н2З/Н2О 67/29/3 44/17/38 3/88/8 11/34/64
Расход (мУч) 1378 2500 7938 24210
Производительность компрессора верхней ступени (кВт) 753 1403 460 1380
Производительность ребойлера(МВт} верхней ступени 12,2 7, 4 6,5 0
Мощность внутреннего охлаждения{кВт), напр. Воздухоохладителя 70 0 140 0
Согласно одному варианту изобретения эффективность способа улучшается при отборе части (и даже всего) поглощающего раствора на этапе абсорбции в абсорбционной колонне 2, охлаждая поглощающий раствор и приводя его в контакт с обрабатываемой газовой смесью в абсорбционной колонне 2. Отбор и повторное введение осуществляются в промежуточном положении между головой и низом колонны, например, приблизительно в середине колонны.
Снижение температуры поглощающего раствора в ходе абсорбции позволяет повысить коэффициент нагрузки поглощающего раствора внизу колонны. Соответственно, расход поглощающего раствора можно снизить, например, примерно на 10% для обработки газа с высоким содержанием кислых газов.
Можно, кроме того, использовать сжатый и охлажденный полуобогащенный поглощающий раствор для снабжения абсорбционной колонны 2 (в ее середине) вместе или нет с поглощающим раствором, отобранным с абсорбционной колонны 2 и охлажденным, причем полуобогащенный поглощающий раствор получен или с этапа мгновенного расширения, или с первого или второго этапа регенерации, или же с этапа обработки кислых газов, собранных после первого этапа регенерации. Полуобогащенный раствор может, кроме того, быть комбинацией потоков, соответствующих этим разным источникам.

Claims (21)

1. Способ обработки газовой смеси, содержащей кислые газы, включающий в себя следующие этапы:
приводят в контакт газовую смесь с поглощающим раствором, позволяющим получить нейтрализованную газовую смесь и поглощающий раствор, насыщенный кислыми газами;
регенерируют поглощающий раствор, насыщенный кислыми газами;
причем регенерация содержит следующие этапы:
подают поглощающий раствор в первый регенератор, находящийся при первом давлении;
затем подают поглощающий раствор во второй регенератор, находящийся при втором давлении, которое ниже первого давления;
осуществляют сжатие газов, выходящих из второго регенератора, и возврат сжатых таким образом газов к первому регенератору;
после прохождения через второй регенератор подают поглощающий раствор в третий регенератор, находящийся при третьем давлении, которое ниже второго давления;
осуществляют сжатие газов, выходящих из третьего регенератора, и возврат сжатых таким образом газов ко второму регенератору;
причем по меньшей мере часть газов, выходящих из второго и/или третьего регенератора, отбира
- 11 017160 ют, чтобы обеспечить газовую смесь, обогащенную сероводородом, и по меньшей мере часть газов, выходящих из первого регенератора, отбирают, чтобы обеспечить газовую смесь, обогащенную диоксидом углерода;
газовую смесь, обогащенную диоксидом углерода, приводят в контакт по меньшей мере с частью поглощающего раствора, выходящего из второго или третьего регенератора, чтобы получить более обогащенную диоксидом углерода газовую смесь, причем поглощающий раствор, полученный после этого приведения в контакт, подвергают затем регенерации или охлаждают и приводят в контакт с газовой смесью.
2. Способ по п.1, в котором первое давление составляет от 5 до 20 эффективных бар, второе давление составляет от 2 до 6 эффективных бар и третье давление составляет от 0,5 до 1,5 эффективных бар.
3. Способ по одному из пп.1 или 2, в котором нагревают первый, и/или второй, и/или третий регенератор.
4. Способ по одному из пп.1-3, в котором поглощающий раствор не кипит в первом регенераторе и втором регенераторе и находится при кипении в третьем регенераторе.
5. Способ по одному из пп.1-4, в котором на этапе приведения в контакт газовой смеси с поглощающим раствором часть поглощающего раствора отбирают, охлаждают и снова приводят в контакт с газовой смесью.
6. Способ по одному из пп.1-5, в котором поглощающий раствор подвергают мгновенному расширению перед подачей в первый регенератор.
7. Способ по одному из пп.1-6, в котором часть поглощающего раствора, полученная после мгновенного расширения, и/или часть поглощающего раствора, полученная после прохождения через первый регенератор, и/или часть поглощающего раствора, полученная после прохождения через второй регенератор, и/или часть поглощающего раствора, полученная после прохождения через дополнительную абсорбционную колонну, охлаждают и приводят в контакт с газовой смесью.
8. Способ по одному из пп.1-7, в котором газовая смесь содержит в основе углеводороды и предпочтительно является природным газом.
9. Способ по одному из пп.1-8, в котором поглощающий раствор содержит по меньшей мере один алканоламин, предпочтительно выбранный из группы, состоящей из диэтаноламина, метилдиэтаноламина и активированного метилдиэтаноламина;
при необходимости С2-С4-тиоалканол, предпочтительно тиодигликоль и воду.
10. Способ по одному из пп.1-8, в котором поглощающий раствор содержит по меньшей мере один алканоламин, предпочтительно выбранный из группы, состоящей из диизопропаноламина и метилдиэтаноламина;
при необходимости сульфолан и воду.
11. Способ по одному из пп.1-10, включающий в себя дополнительно этап, на котором осуществляют дегидратацию нейтрализованной газовой смеси.
12. Способ по одному из пп.1-11, в котором газовая смесь, обогащенная сероводородом, содержит более 90%, а предпочтительно более 99% сероводорода, и/или газовая смесь, обогащенная диоксидом углерода, или газовая смесь, значительно обогащенная диоксидом углерода, содержит более 90%, предпочтительно более 95% диоксида углерода.
13. Способ по одному из пп.1-12, в котором газовую смесь, обогащенную сероводородом, отбирают из третьего регенератора из расчета от 10 до 70%, предпочтительно от 15 до 50% от всех газов, выходящих из третьего регенератора.
14. Устройство обработки газовой смеси, содержащей кислые газы, включающее абсорбционную колонну (2);
линию (1) подвода газовой смеси, подаваемой в нижнюю часть абсорбционной колонны (2);
линию (33) подвода поглощающего раствора, подаваемого сверху абсорбционной колонны (2);
первый регенератор (11), вход которого соединен с нижним выходом абсорбционной колонны (2) через линию (4) отбора обогащенного поглощающего раствора;
второй регенератор (21);
линию (13) подвода жидкости из первого регенератора (11) ко второму регенератору (21);
линию (25) подвода газов из второго регенератора (21) к первому регенератору (11);
компрессор (26), расположенный на линии (25) подвода газов из второго регенератора (21) к первому регенератору (11);
третий регенератор (31);
линию (23) подвода жидкости из второго регенератора (21) к третьему регенератору (31);
линию (35) подвода газов из третьего регенератора (31) ко второму регенератору (21);
компрессор (36), расположенный на линии (35) подвода газов из третьего регенератора (31) ко второму регенератору (21);
линию (37) отбора газовой смеси, обогащенной сероводородом, ответвленную от выхода второго
- 12 017160 регенератора (21) и/или третьего регенератора (31);
линию (15) отбора газовой смеси, обогащенной диоксидом углерода, идущую от выхода первого регенератора (11);
дополнительную абсорбционную колонну (43), запитываемую снизу через линию (15) отбора газовой смеси, обогащенной диоксидом углерода;
дополнительную линию (44) подвода поглощающего раствора, питающую сверху дополнительную абсорбционную колонну (43);
линию (45) отбора более богатой диоксидом углерода газовой смеси, ответвленную от верхнего выхода дополнительной абсорбционной колонны (43);
линию (46) отбора поглощающего раствора, ответвленную от нижнего выхода дополнительной абсорбционной колонны (43) и при необходимости питающую первый регенератор (11).
15. Установка по п.14, содержащая один или несколько следующих элементов:
детандер (5), расположенный на линии (4) отбора обогащенного поглощающего раствора;
средство охлаждения (34) и насос (39), расположенные на линии (33) подвода поглощающего раствора;
детандер (14), расположенный на линии (13) подвода жидкости из первого регенератора (11) ко второму регенератору (21);
детандер (24), расположенный на линии (23) подвода жидкости из второго регенератора (21) к третьему регенератору (31).
16. Установка по одному из пп.14 или 15, в которой первый регенератор (11), и/или второй регенератор (21), и/или третий регенератор (31) снабжены нагревательными средствами (12, 22, 32).
17. Установка по одному из пп.14-16, содержащая средство охлаждения (62);
линию (61) отбора поглощающего раствора, ответвленную от абсорбционной колонны (2) и питающую средство охлаждения (62);
линию (63) ввода охлажденного поглощающего раствора, отходящую от средства охлаждения (62) и питающую абсорбционную колонну (2).
18. Установка по одному из пп.14-17, содержащая между абсорбционной колонной (2) и первым регенератором (11) камеру (51) мгновенного расширения.
19. Установка по одному из пп.14-18, содержащая байпасную линию (64) поглощающего раствора, снабжаемую через первый байпас (64а), второй байпас (64Ь), третий байпас (64с), четвертый байпас (646) или через множество байпасов, причем каждый байпас (64а, 64Ь, 64с, 646) оснащен средством охлаждения (65а, 65Ь, 65с, 656) и насосом (66а, 66Ь, 66с, 666), причем первый байпас (64а) ответвляется от выхода камеры (51) мгновенного расширения;
второй байпас (64Ь) ответвляется от выхода первого регенератора (11);
третий байпас (65с) ответвляется от выхода второго регенератора (21);
четвертый байпас (656) ответвляется от выхода дополнительной абсорбционной колонны (43).
20. Установка по одному из пп.14-19, в которой каждый компрессор (26, 36) снабжен на входе холодильником или в которой каждый компрессор (26, 36) разделен на два соединенных последовательно компрессора со средством охлаждения между ними.
21. Способ получения сжиженного природного газа, включающий в себя следующие этапы: обрабатывают природный газ, содержащий кислые газы, согласно способу по одному из пп.1-13 и осуществляют сжижение обработанного природного газа.
EA200970697A 2007-01-19 2008-01-18 Способ очистки газовой смеси, содержащей кислые газы EA017160B1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
FR0700361A FR2911516B1 (fr) 2007-01-19 2007-01-19 Procede de purification d'un melange gazeux contenant des gaz acides
PCT/FR2008/000065 WO2008107550A2 (fr) 2007-01-19 2008-01-18 Procede de purification d'un melange gazeux contenant des gaz acides

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA200970697A1 EA200970697A1 (ru) 2009-12-30
EA017160B1 true EA017160B1 (ru) 2012-10-30

Family

ID=38460999

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA200970697A EA017160B1 (ru) 2007-01-19 2008-01-18 Способ очистки газовой смеси, содержащей кислые газы

Country Status (10)

Country Link
US (1) US8287626B2 (ru)
EP (1) EP2131944B1 (ru)
CN (1) CN101600488B (ru)
CA (1) CA2674874C (ru)
CY (1) CY1120112T1 (ru)
DK (1) DK2131944T3 (ru)
EA (1) EA017160B1 (ru)
FR (1) FR2911516B1 (ru)
NO (1) NO2131944T3 (ru)
WO (1) WO2008107550A2 (ru)

Families Citing this family (31)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
FR2896244B1 (fr) * 2006-01-18 2013-04-12 Total Sa Procede de purification de melanges gazeux contenant des mercaptans et autres gaz acides
NO336193B1 (no) * 2007-09-14 2015-06-08 Aker Engineering & Technology Forbedret fremgangsmåte ved regenerering av absorbent
DE102007048565B3 (de) * 2007-10-09 2009-01-22 Dge Dr.-Ing. Günther Engineering Gmbh Verfahren und Anlage zur Regeneration einer bei der Reinigung von Gasen anfallenden aminhaltigen Waschlösung
DE102008062387A1 (de) * 2008-12-17 2010-07-01 Uhde Gmbh Verfahren zur Reinigung von technischen Gasen und Gewinnung von Sauergasen
FR2947185B1 (fr) 2009-06-26 2011-07-01 Total Sa Procede de traitement de gaz acides
US9919259B2 (en) 2010-07-09 2018-03-20 Carbon Capture Scientific, Llc Gas pressurized separation column and process to generate a high pressure product gas
US8425655B2 (en) * 2010-07-09 2013-04-23 Carbon Capture Scientific, Llc Gas pressurized separation column and process to generate a high pressure product gas
WO2012032410A2 (en) * 2010-08-24 2012-03-15 Ccr Technologies, Ltd. Process for recovery of processing liquids
JP5707894B2 (ja) * 2010-11-22 2015-04-30 株式会社Ihi 二酸化炭素の回収方法及び回収装置
US20120247103A1 (en) * 2011-03-31 2012-10-04 Alstom Technology Ltd. System and method for controlling waste heat for co2 capture
JP5875245B2 (ja) * 2011-04-14 2016-03-02 三菱重工業株式会社 Ｃｏ２回収システム及びｃｏ２ガス含有水分の回収方法
DE102011107814A1 (de) * 2011-07-01 2013-01-03 Linde Aktiengesellschaft Verfahren und Vorrichtung zur Gewinnung von Gasprodukten
NO336115B1 (no) * 2011-07-05 2015-05-18 Aker Engineering & Technology Fremgangsmåte for fanging av sur gass og anvendelse av en polypropylensammensetning for fremstilling av et tårn for fanging av sur gass
US20130142717A1 (en) * 2011-12-02 2013-06-06 Michael Siskin Offshore gas separation process
US20130139687A1 (en) * 2011-12-06 2013-06-06 Linde Aktiengesellschaft Method for the removal of acid gases from a residual gas of an alcohol synthesis
US9021810B2 (en) * 2012-01-27 2015-05-05 The University Of Kentucky Research Foundation Fossil-fuel-fired power plant
US8685146B2 (en) 2012-05-01 2014-04-01 Uop Llc Processes and apparatuses for preparing liquified natural gas
WO2013164752A2 (en) * 2012-05-01 2013-11-07 Procede Holding Bv Method for the reduction of the regeneration energy of acidic gas loaded solvents
FR2990950B1 (fr) * 2012-05-25 2014-06-13 Total Sa Procede de purification d'une charge liquide d'hydrocarbures contenant des composes acides.
FR2990880B1 (fr) * 2012-05-25 2017-04-28 Total Sa Procede d'elimination selective du sulfure d'hydrogene de melanges gazeux et utilisation d'un thioalcanol pour l'elimination selective du sulfure d'hydrogene.
FR2990878B1 (fr) * 2012-05-25 2014-05-16 Total Sa Procede de purification de melanges gazeux contenant des gaz acides.
FR2990879B1 (fr) * 2012-05-25 2014-09-26 Total Sa Procede de decarbonatation de fumees.
JP5995746B2 (ja) * 2013-02-21 2016-09-21 三菱重工業株式会社 Ｃｏ２及びｈ２ｓを含むガスの回収システム及び方法
JP6071622B2 (ja) * 2013-02-21 2017-02-01 三菱重工業株式会社 Ｃｏ２及びｈ２ｓを含むガスの回収システム及び方法
CN104069716B (zh) * 2014-07-14 2017-02-15 成都赛普瑞兴科技有限公司 一种从酸性气流中除去co2及硫化物的溶剂及其应用
CN106039933A (zh) * 2016-06-22 2016-10-26 成都丽雅纤维股份有限公司 一种粘胶纤维废气中低浓度cs2的回收方法
CN106823691B (zh) * 2017-02-21 2019-07-16 西南化工研究设计院有限公司 一种硫化氢气体提浓的方法
CN107158890A (zh) * 2017-05-05 2017-09-15 安徽宣城金宏化工有限公司 一种用于二硫化碳生产中挥发性有机物的处理设备
CN110385022B (zh) * 2018-04-19 2022-07-15 中国石油化工股份有限公司 脱硫剂及其应用和轻烃脱硫加工的方法
FR3099710B1 (fr) * 2019-08-08 2021-08-06 Ifp Energies Now Procédé de traitement de gaz par absorption utilisant une régénération du solvant par flash chaud optimisée thermiquement
CN113181743B (zh) * 2021-05-21 2022-12-23 中国纺织科学研究院有限公司 处理粘胶纤维生产废气中二硫化碳的方法

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4551158A (en) * 1983-03-08 1985-11-05 Basf Aktiengesellschaft Removal of CO2 and/or H2 S from gases
FR2573671A1 (fr) * 1984-11-26 1986-05-30 Snam Progetti Procede pour extraire de facon selective le sulfure d'hydrogene de melanges gazeux contenant aussi du dioxyde de carbone.
FR2589752A1 (fr) * 1985-10-04 1987-05-15 Elf Aquitaine Procede et dispositif pour l'extraction selective de l'h2s d'un gaz en contenant
US4780115A (en) * 1986-04-18 1988-10-25 Linde Aktiengesellschaft Process for removing undesirable components from gases
US4834781A (en) * 1987-03-28 1989-05-30 Metallgesellschaft Ag Process for treating CO2 -containing absorbent solution
WO2004080573A1 (en) * 2003-03-10 2004-09-23 Board Of Regents - The University Of Texas System Regeneration of an aqueous solution from an acid gas absorption process by multistage flashing and stripping

Family Cites Families (12)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3664091A (en) * 1969-06-27 1972-05-23 Fish Engineering & Constructio Process and system for removing acid gas from natural gas
US3837143A (en) * 1973-08-06 1974-09-24 Allied Chem Simultaneous drying and sweetening of wellhead natural gas
US4406868A (en) * 1981-11-13 1983-09-27 Phillips Petroleum Company Process and apparatus for removing H2 S from gas streams
US5061465A (en) * 1989-08-24 1991-10-29 Phillips Petroleum Company Bulk CO2 recovery process
CA2177449C (en) * 1996-05-20 2003-04-29 Barry Steve Marjanovich Process for treating a gas stream to selectively separate acid gases therefrom
DE10028637A1 (de) * 2000-06-09 2001-12-13 Basf Ag Verfahren zum Entsäuern eines Kohlenwasserstoff-Fluidstroms
US6881389B2 (en) * 2002-09-24 2005-04-19 Edg, Inc. Removal of H2S and CO2 from a hydrocarbon fluid stream
US7147691B2 (en) * 2002-09-27 2006-12-12 1058238 Alberta Ltd. Acid gas enrichment process
DE10313438A1 (de) * 2003-03-26 2004-11-04 Uhde Gmbh Verfahren zur selektiven Entfernung von Schwefelwasserstoff und CO2 aus Rohgas
FR2896244B1 (fr) 2006-01-18 2013-04-12 Total Sa Procede de purification de melanges gazeux contenant des mercaptans et autres gaz acides
US20070221065A1 (en) * 2006-03-23 2007-09-27 Adisorn Aroonwilas Heat recovery gas absorption process
US7901488B2 (en) * 2006-10-04 2011-03-08 Board Of Regents, The University Of Texas System Regeneration of an aqueous solution from an acid gas absorption process by matrix stripping

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4551158A (en) * 1983-03-08 1985-11-05 Basf Aktiengesellschaft Removal of CO2 and/or H2 S from gases
FR2573671A1 (fr) * 1984-11-26 1986-05-30 Snam Progetti Procede pour extraire de facon selective le sulfure d'hydrogene de melanges gazeux contenant aussi du dioxyde de carbone.
FR2589752A1 (fr) * 1985-10-04 1987-05-15 Elf Aquitaine Procede et dispositif pour l'extraction selective de l'h2s d'un gaz en contenant
US4780115A (en) * 1986-04-18 1988-10-25 Linde Aktiengesellschaft Process for removing undesirable components from gases
US4834781A (en) * 1987-03-28 1989-05-30 Metallgesellschaft Ag Process for treating CO2 -containing absorbent solution
WO2004080573A1 (en) * 2003-03-10 2004-09-23 Board Of Regents - The University Of Texas System Regeneration of an aqueous solution from an acid gas absorption process by multistage flashing and stripping

Also Published As

Publication number Publication date
US8287626B2 (en) 2012-10-16
WO2008107550A3 (fr) 2009-01-15
CA2674874A1 (en) 2008-09-12
CA2674874C (en) 2014-09-16
FR2911516B1 (fr) 2009-11-13
NO2131944T3 (ru) 2018-05-26
CN101600488B (zh) 2013-06-26
DK2131944T3 (en) 2018-03-12
FR2911516A1 (fr) 2008-07-25
EP2131944B1 (fr) 2017-12-27
WO2008107550A2 (fr) 2008-09-12
CN101600488A (zh) 2009-12-09
EA200970697A1 (ru) 2009-12-30
US20100083696A1 (en) 2010-04-08
EP2131944A2 (fr) 2009-12-16
CY1120112T1 (el) 2018-12-12

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA017160B1 (ru) Способ очистки газовой смеси, содержащей кислые газы
US4080424A (en) Process for acid gas removal from gaseous mixtures
US8821615B2 (en) Sour gas treatment process
CA2482159C (en) Configurations and methods for improved acid gas removal
RU2730344C1 (ru) Извлечение гелия из природного газа
US4242108A (en) Hydrogen sulfide concentrator for acid gas removal systems
RU2626850C2 (ru) Система сдвоенного потока и способ производства диоксида углерода
US7192468B2 (en) Configurations and method for improved gas removal
AU2010355553B2 (en) Method and apparatus for the purification of carbon dioxide using liquide carbon dioxide
US7175820B2 (en) Natural gas deacidizing and dehydration method
KR20080091154A (ko) 연도가스 등으로부터의 이산화탄소 회수
KR20080094004A (ko) 이산화탄소 회수에서의 아민의 재생
RU2394633C2 (ru) Способ дегидратации газов
CN107438475B (zh) 从吸收剂中能量有效回收二氧化碳的方法和适于运行该方法的设备
Ghasem CO2 removal from natural gas
JP5036183B2 (ja) 改善された溶媒の使用および再生
GB2323093A (en) De-acidification of gases yielding acid gases in liquid form
CN1063086A (zh) 低温甲醇洗装置
NL2015921B1 (en) Process for the purification of a gas
CN101637694A (zh) 一种从含co2混合气中分离回收co2的方法
JP7421553B2 (ja) 並流ガス吸収方法及び強化された吸収体を有するシステム
EA017639B1 (ru) Способ осушки и демеркаптанизации газовых смесей
AU2007201677B2 (en) Configurations and methods for improved acid gas removal
CN117431104A (zh) 一种油田伴生气联产lng***
CN116694370A (zh) 一种处理未变换气的低温甲醇洗***及方法

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s)

Designated state(s): AM BY KG MD TJ