EA023174B1 - Cryogenic system for removing acid gases from a hydrocarbon gas stream, with removal of hydrogen sulfide - Google Patents

Cryogenic system for removing acid gases from a hydrocarbon gas stream, with removal of hydrogen sulfide Download PDF

Info

Publication number
EA023174B1
EA023174B1 EA201290277A EA201290277A EA023174B1 EA 023174 B1 EA023174 B1 EA 023174B1 EA 201290277 A EA201290277 A EA 201290277A EA 201290277 A EA201290277 A EA 201290277A EA 023174 B1 EA023174 B1 EA 023174B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
stream
gas
column
solvent
hydrogen sulfide
Prior art date
Application number
EA201290277A
Other languages
Russian (ru)
Other versions
EA201290277A1 (en
Inventor
Пол Скотт Нортроп
Брюс Т. Келли
Чарльз Дж. Март
Original Assignee
Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани
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 Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани filed Critical Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани
Publication of EA201290277A1 publication Critical patent/EA201290277A1/en
Publication of EA023174B1 publication Critical patent/EA023174B1/en

Links

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/0204—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the feed stream
    • F25J3/0209—Natural gas or substitute 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
    • 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
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/0228—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream
    • F25J3/0233—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream separation of CnHm with 1 carbon atom or more
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/0228—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream
    • F25J3/0266—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream separation of carbon dioxide
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/0295—Start-up or control of the process; Details of the apparatus used, e.g. sieve plates, packings
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
    • F25J2200/74—Refluxing the column with at least a part of the partially condensed overhead gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
    • F25J2200/76—Refluxing the column with condensed overhead gas being cycled in a quasi-closed loop refrigeration cycle
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
    • F25J2200/90—Details relating to column internals, e.g. structured packing, gas or liquid distribution
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2205/00—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means
    • F25J2205/02—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using simple phase separation in a vessel or drum
    • F25J2205/04—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using simple phase separation in a vessel or drum in the feed line, i.e. upstream of the fractionation step
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2205/00—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means
    • F25J2205/40—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using hybrid system, i.e. combining cryogenic and non-cryogenic separation techniques
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2205/00—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means
    • F25J2205/50—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using absorption, i.e. with selective solvents or lean oil, heavier CnHm and including generally a regeneration step for the solvent or lean oil
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2205/00—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means
    • F25J2205/60—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using adsorption on solid adsorbents, e.g. by temperature-swing adsorption [TSA] at the hot or cold end
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2205/00—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means
    • F25J2205/60—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using adsorption on solid adsorbents, e.g. by temperature-swing adsorption [TSA] at the hot or cold end
    • F25J2205/66—Regenerating the adsorption vessel, e.g. kind of reactivation gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2215/00—Processes characterised by the type or other details of the product stream
    • F25J2215/04—Recovery of liquid products
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2220/00—Processes or apparatus involving steps for the removal of impurities
    • F25J2220/60—Separating impurities from natural gas, e.g. mercury, cyclic hydrocarbons
    • F25J2220/66—Separating acid gases, e.g. CO2, SO2, H2S or RSH
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2260/00—Coupling of processes or apparatus to other units; Integrated schemes
    • F25J2260/80—Integration in an installation using carbon dioxide, e.g. for EOR, sequestration, refrigeration etc.
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2270/00—Refrigeration techniques used
    • F25J2270/90—External refrigeration, e.g. conventional closed-loop mechanical refrigeration unit using Freon or NH3, unspecified external refrigeration
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2280/00—Control of the process or apparatus
    • F25J2280/40—Control of freezing of components
    • 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

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Thermal Sciences (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Gas Separation By Absorption (AREA)
  • Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)
  • Separation Of Gases By Adsorption (AREA)
  • Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
  • Vaporization, Distillation, Condensation, Sublimation, And Cold Traps (AREA)
  • Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)

Abstract

A system for removing acid gases from a raw gas stream includes an acid gas removal system (AGRS) and a sulfurous components removal system (SCRS). The acid gas removal system receives a sour gas stream and separates it into an overhead gas stream comprised primarily of methane, and a bottom acid gas stream comprised primarily of carbon dioxide. The sulfurous components removal system is placed either upstream or downstream of the acid gas removal system. The SCRS receives a gas stream and generally separates the gas stream into a first fluid stream comprising hydrogen sulfide, and a second fluid stream comprising carbon dioxide. Where the SCRS is upstream of the AGRS, the second fluid stream also includes primarily methane. Where the SCRS is downstream of the AGRS, the second fluid stream is principally carbon dioxide. Various types of sulfurous components removal systems may be utilized.

Description

Перекрестная ссылка на родственную заявкуCross reference to related application

Настоящая заявка устанавливает приоритет предварительной патентной заявки США 61/257277, поданной 2 ноября 2009 года, озаглавленной Криогенная система для удаления кислотных газов из потока газообразных углеводородов с удалением сероводорода, которая включена здесь ссылкой во всей полноте.This application establishes the priority of provisional patent application US 61/257277, filed November 2, 2009, entitled Cryogenic system for removing acid gases from a stream of gaseous hydrocarbons with the removal of hydrogen sulfide, which is incorporated herein by reference in its entirety.

Предпосылки изобретенияBACKGROUND OF THE INVENTION

Этот раздел предполагается быть введением в разнообразные аспекты технологии, которые могут быть связаны с примерными вариантами осуществления настоящего изобретения. Как представляется, это обсуждение будет содействовать созданию основы для облегчения лучшего понимания конкретных аспектов настоящего изобретения. Соответственно этому должно быть понятно, что этот раздел следует читать под таким углом зрения и не обязательно как обсуждение прототипа.This section is intended to be an introduction to various aspects of the technology that may be associated with exemplary embodiments of the present invention. It seems that this discussion will contribute to the creation of a framework to facilitate a better understanding of specific aspects of the present invention. Accordingly, it should be clear that this section should be read from this angle and not necessarily as a discussion of the prototype.

Область техники, к которой относится изобретениеFIELD OF THE INVENTION

Изобретение относится к области разделения текучих сред. Более конкретно, изобретение относится к отделению как сероводорода, так и других кислотных газов от потока углеводородной текучей среды.The invention relates to the field of fluid separation. More specifically, the invention relates to the separation of both hydrogen sulfide and other acid gases from a hydrocarbon fluid stream.

Уровень техникиState of the art

Добыча углеводородов из пластового резервуара зачастую сопровождается побочным извлечением неуглеводородных газов. Такие газы включают загрязняющие примеси, такие как сероводород (Н23) и диоксид углерода (СО2). Когда Н23 и СО2 извлекают как часть потока газообразных углеводородов (таких как метан или этан), газовый поток иногда называют сернистым нефтяным газом.Hydrocarbon production from a reservoir is often accompanied by side extraction of non-hydrocarbon gases. Such gases include contaminants such as hydrogen sulfide (H 2 3) and carbon dioxide (CO 2 ). When H 2 3 and CO 2 are recovered as part of a stream of gaseous hydrocarbons (such as methane or ethane), the gas stream is sometimes referred to as sour gas.

Сернистый нефтяной газ обычно подвергают обработке для удаления СО2, Н23 и других загрязняющих примесей перед направлением его ниже по потоку для дополнительной обработки или на продажу. Удаление кислотных газов создает поток обессеренных газообразных углеводородов. Обессеренный поток может быть использован как экологически приемлемое топливо или как сырьевой материал для химических веществ или установки для преобразования природного газа в жидкие моторные топлива. Поток обессеренного газа может быть охлажден с образованием сжиженного природного газа, или ЬИС.Sulfur gas is typically treated to remove CO 2 , H 2 3 and other contaminants before being sent downstream for further processing or for sale. The removal of acid gases creates a stream of desulfurized gaseous hydrocarbons. The sulfur-free stream can be used as an environmentally friendly fuel or as a raw material for chemicals or plants for converting natural gas into liquid motor fuels. The desulfurized gas stream may be cooled to form liquefied natural gas, or LIS.

Процесс разделения создает такую проблему, как утилизация отделенных загрязняющих примесей. В некоторых случаях концентрированный кислотный газ (главным образом состоящий из Н23 и СО2) направляют в установку регенерации серы (ЗКИ). ЗКИ преобразует Н23 в доброкачественную элементарную серу. Однако в некоторых областях (таких как регион Каспийского моря) дополнительное производство элементарной серы нежелательно ввиду ограниченного рынка сбыта. Поэтому в некоторых районах мира миллионы тонн серы хранились в крупных надземных хранилищах, больше всего в Канаде и Казахстане.The separation process creates a problem such as the disposal of separated contaminants. In some cases, concentrated acid gas (mainly consisting of H 2 3 and CO 2 ) is sent to a sulfur recovery unit (SOC). ZKI converts H 2 3 into benign elemental sulfur. However, in some areas (such as the Caspian Sea region) additional production of elemental sulfur is undesirable due to the limited sales market. Therefore, in some parts of the world, millions of tons of sulfur were stored in large above-ground storage facilities, most of all in Canada and Kazakhstan.

В то время как серу оставляют на наземное хранение, диоксид углерода, связанный с кислотным газом, чаще всего выпускают в атмосферу. Однако обыкновение выпускать СО2 в воздух иногда является нежелательным. Одно предложение для минимизации выбросов СО2 представляет способ, называемый нагнетание кислотного газа (АСТ). ΑΟΙ означает, что нежелательные сернистые нефтяные газы повторно закачивают в подземный пласт под давлением и захоранивают для более позднего потенциального применения. Альтернативно, диоксид углерода может быть использован для создания искусственного пластового давления в работах по интенсификации добычи нефти вторичным методом.While sulfur is left to land storage, carbon dioxide bound to acid gas is most often released into the atmosphere. However, the habit of releasing CO2 into the air is sometimes undesirable. One suggestion for minimizing CO2 emissions is a method called acid gas injection (AST). ΑΟΙ means that unwanted sulphurous petroleum gases are re-injected into the subterranean formation under pressure and buried for later potential use. Alternatively, carbon dioxide can be used to create artificial reservoir pressure in works on the intensification of oil production by the secondary method.

Чтобы упростить проведение АС1, желательно иметь газоперерабатывающую установку, которая эффективно отделяет компоненты кислотных газов от газообразных углеводородов. Однако для высокосернистых потоков, т.е. потоков из эксплуатационных скважин, содержащих больше чем около 15 или 20% СО2 и/или Н23, могут быть особенно проблематичными проектирование, сооружение и эксплуатация установки, которая может экономично отделять загрязняющие примеси от желательных углеводородов. Во многих месторождениях природного газа углеводороды имеют относительно низкое процентное содержание (например, менее 40%), и высокие уровни процентного содержания кислотных газов, преимущественно диоксида углерода, но также сероводорода, карбонилсульфида, сероуглерода и разнообразных меркаптанов. В этих ситуациях может быть преимущественно использована криогенная обработка газа.In order to simplify AC1, it is desirable to have a gas processing unit that effectively separates the components of acid gases from gaseous hydrocarbons. However, for sour streams, i.e. flows from production wells containing more than about 15 or 20% CO 2 and / or H 2 3 can be particularly problematic design, construction and operation of the installation, which can economically separate contaminants from the desired hydrocarbons. In many natural gas fields, hydrocarbons have a relatively low percentage (for example, less than 40%), and high levels of the percentage of acid gases, mainly carbon dioxide, but also hydrogen sulfide, carbonyl sulfide, carbon disulfide and a variety of mercaptans. In these situations, cryogenic gas treatment may be advantageously used.

Криогенная обработка газа представляет собой дистилляционный процесс, который иногда применяют для разделения газов. При криогенном разделении газов образуется поток охлажденного верхнего газового погона при умеренных давлениях (например, 350-550 фунтов на квадратный дюйм, манометрических (ρδί§)) (2,41-3,79 МПа, избыточных). В дополнение, в качестве кубового продукта получают сжиженный кислотный газ. Поскольку сжиженный кислотный газ имеет относительно высокую плотность, гидростатический напор можно преимущественно использовать при закачке в скважину согласно АСТ для содействия процессу нагнетания. Это значит, что энергия, которая требуется для нагнетания сжиженного кислотного газа в пласт, является меньшей, чем энергия, нужная для сжатия кислотных газов, имеющих низкое давление, до уровня пластового давления. Необходимо меньшее число ступеней компрессоров и насосов.Cryogenic gas treatment is a distillation process that is sometimes used to separate gases. During cryogenic gas separation, a stream of chilled overhead gas stream is formed at moderate pressures (for example, 350-550 psi, gauge (ρδί§)) (2.41-3.79 MPa, excess). In addition, liquefied acid gas is obtained as a bottoms product. Because liquefied acid gas has a relatively high density, a hydrostatic head can advantageously be used when injected into a well according to AST to facilitate the injection process. This means that the energy required to pump liquefied acid gas into the formation is less than the energy needed to compress acid gases having low pressure to the level of formation pressure. Fewer stages of compressors and pumps are needed.

Существуют также серьезные проблемы в отношении криогенной дистилляции сернистых нефтяных газов. Когда СО2 присутствует в обрабатываемом газе с концентрациями выше чем около 5 мол.%,There are also serious problems regarding the cryogenic distillation of sour gas. When CO 2 is present in the gas to be treated with concentrations higher than about 5 mol%,

- 1 023174 при общем давлении менее,чем около 700 ρδί§ (4,83 МПа, манометрических), он будет замораживаться в стандартной установке для криогенной дистилляции с образованием твердого вещества. Образование СО2 в виде твердого вещества нарушает процесс криогенной дистилляции. Во избежание этой проблемы авторы настоящего изобретения ранее разработали разнообразные процессы СоШгоПсб Ргсе/с Ζοηβ™ (ΟΡΖ™) (Регулируемой Зоны Замораживания). В технологии СΡΖ™ преимущественно используют склонность диоксида углерода к образованию твердых частиц таким образом, что создают частицам замороженного СО2 возможность формироваться внутри открытой части дистилляционной колонны, и затем улавливают частицы на плавильную тарелку. В результате на верху колонны генерируют поток чистого метана (вместе с любым азотом или гелием, присутствующими в сырьевом газе), тогда как в донной части колонны формируют поток холодного жидкого СО2/Н2§. При давлениях выше чем около 700 ρδΐ§ (4,83 МПа, манометрических), может быть выполнена дистилляция с объемным фракционированием без опасности замораживания СО2; однако генерированный верхний метановый погон будет заключать в себе по меньшей мере несколько процентов СО2.- 1,023174 at a total pressure of less than about 700 ρδί§ (4.83 MPa, gauge), it will be frozen in a standard cryogenic distillation unit to form a solid. The formation of CO 2 as a solid disrupts the cryogenic distillation process. In order to avoid this problem, the inventors of the present invention have previously developed a variety of processes of CoCoPcb Prgse / s Ζοηβ ™ (ΟΡΖ ™) (Controlled Freezing Zone). The CΡΖ ™ technology predominantly exploits the tendency of carbon dioxide to form solid particles in such a way that they allow frozen CO 2 particles to form inside the open portion of the distillation column, and then particles are trapped on the melting plate. As a result, a stream of pure methane is generated at the top of the column (together with any nitrogen or helium present in the feed gas), while a stream of cold liquid CO 2 / H 2 is formed at the bottom of the column. At pressures higher than about 700 ρδΐ§ (4.83 MPa, gauge), distillation with volume fractionation can be performed without the risk of freezing CO 2 ; however, the generated methane overhead will comprise at least a few percent CO2.

Определенные аспекты СΡΖ™-технологии и связанное с нею оборудование описаны в патентах США №№ 4533372; 4923493; 5062270; 5120338; и 6053007.Certain aspects of the CΡΖ ™ technology and related equipment are described in US Pat. Nos. 4,533,372; 4,923,493; 5,062,270; 5,120,338; and 6053007.

Как в основном описано в вышеуказанных патентах США, дистилляционная башня, или колонна, используемая в криогенной обработке газов, включает нижнюю дистилляционную зону и промежуточную зону регулируемого замораживания. Предпочтительно имеется также верхняя ректификационная зона. Колонна работает для создания частиц твердого СО2, для чего предусмотрена часть колонны, имеющая температуру в диапазоне ниже температуры замерзания диоксида углерода, но выше температуры кипения метана при этом давлении. Более предпочтительно, зона регулируемого замораживания действует при температуре и давлении, которые позволяют метану и другим газообразным легким углеводородам испаряться, в то же время обусловливая образование частиц замерзшего (твердого) СО2.As is generally described in the aforementioned US patents, a distillation tower, or column used in cryogenic gas processing, includes a lower distillation zone and an intermediate controlled freezing zone. Preferably there is also an upper distillation zone. The column works to create particles of solid CO2, for which part of the column is provided having a temperature in the range below the freezing temperature of carbon dioxide, but above the boiling point of methane at this pressure. More preferably, the controlled freezing zone operates at a temperature and pressure that allows methane and other gaseous light hydrocarbons to evaporate, while at the same time causing the formation of particles of frozen (solid) CO2.

Когда поток подводимого сырьевого газа движется вверх по колонне, частицы замерзшего СО2 выделяются из подводимого потока и под действием силы тяжести выпадают из зоны регулируемого замораживания на плавильную тарелку. Там частицы переходят в жидкое состояние. Затем поток обогащенной диоксидом углерода жидкости стекает с плавильной тарелки вниз в нижнюю дистилляционную зону у дна колонны. Нижнюю дистилляционную зону поддерживают при температуре и давлении, при которых твердый диоксид углерода практически не образуется, но выкипает растворенный метан. В одном аспекте кубовый поток кислотных газов создают при температуре от 30 до 40°Р (-1,11°С ж +4,44°С).When the feed gas stream moves up the column, particles of frozen CO 2 are released from the feed stream and fall out of the controlled freezing zone onto the melting plate under the action of gravity. There, the particles become liquid. Then, a stream of carbon dioxide-enriched liquid flows from the smelting tray down to the bottom distillation zone at the bottom of the column. The lower distillation zone is maintained at a temperature and pressure at which solid carbon dioxide practically does not form, but dissolved methane boils off. In one aspect, a bottoms stream of acid gases is created at a temperature of from 30 to 40 ° P (-1.11 ° C w + 4.44 ° C).

В одном варианте исполнения некоторые или все частицы замороженного СО2 могут быть собраны на тарелке у дна зоны замораживания. Затем частицы выводят из дистилляционной колонны для дальнейшей обработки.In one embodiment, some or all of the frozen CO2 particles may be collected on a plate at the bottom of the freeze zone. Then the particles are removed from the distillation column for further processing.

Зона регулируемого замораживания включает распыление холодной жидкости. Она представляет собой поток обогащенной метаном жидкости, известный как флегма. Когда поток паров легких газообразных углеводородов и увлеченных кислотных газов движется вверх по колонне, поток паров сталкивается с разбрызгиваемой жидкостью. Распыляемая холодная жидкость способствует выделению частиц твердого СО2, в то же время позволяя газообразному метану испаряться и протекать вверх в колонне.The controlled freezing zone includes spraying cold liquid. It is a stream of methane-enriched liquid known as phlegm. When the vapor stream of light gaseous hydrocarbons and entrained acid gases moves up the column, the vapor stream collides with the spray liquid. The sprayed cold liquid promotes the release of solid CO2 particles, while allowing methane gas to vaporize and flow upward in the column.

В верхней дистилляционной зоне метан (или верхний газовый погон) улавливают и выводят наружу по трубопроводу на продажу или для использования в качестве топлива. В одном аспекте поток верхнего метанового погона выпускают при температуре около -130°Р (-90°С). Верхний газовый погон может быть частично сжижен дополнительным охлаждением, и жидкость возвращают в колонну в качестве флегмы. Жидкую флегму нагнетают в виде факела холодного распыления в секцию распыления зоны регулируемого замораживания, обычно после протекания через тарелки или насадку ректификационной секции колонны.In the upper distillation zone, methane (or the upper gas stream) is captured and brought out through the pipeline for sale or for use as fuel. In one aspect, the overhead methane stream is discharged at a temperature of about −130 ° C. (−90 ° C.). The overhead gas stream can be partially liquefied by additional cooling, and the liquid is returned to the column as a reflux. Liquid phlegm is injected in the form of a cold spray torch into the spray section of the controlled freezing zone, usually after flowing through the trays or nozzle of the distillation section of the column.

Метан, полученный в верхней дистилляционной зоне, удовлетворяет большинству технических условий для транспортировки по трубопроводам. Например, метан может соответствовать техническим условиям транспортировки по трубопроводам при содержании СО2 менее 2 мол.%, а также техническим условиям на содержание Н2§ на уровне 4 млн-1, если генерируют достаточное количество флегмы, и/или если имеется достаточное число стадий разделения на насадке или тарелках в верхней дистилляционной зоне. Однако, если поток исходного сырьевого газа содержит сероводород (или другие серосодержащие соединения), они окажутся в потоке кубовой жидкости из диоксида углерода и сероводорода.Methane produced in the upper distillation zone satisfies most of the technical conditions for pipeline transportation. For example, methane can meet the technical conditions of transportation by pipeline at a content of CO 2 for at least 2 mol.%, As well as a specification for the content of H 2 at § 4 million -1 if generate a sufficient amount of the reflux and / or if there is a sufficient number of stages separation on the nozzle or plates in the upper distillation zone. However, if the feed gas stream contains hydrogen sulfide (or other sulfur-containing compounds), they will end up in the bottoms liquid stream from carbon dioxide and hydrogen sulfide.

Сероводород представляет собой ядовитый газ, который является более тяжелым, чем воздух. Он вызывает коррозию оборудования в буровой скважине и на поверхности. Когда сероводород контактирует с металлическими трубами и вентилями в присутствии воды, может происходить коррозия с образованием сульфида железа. Поэтому желательно удалять сероводород и другие сернистые компоненты из потока сырьевого газа до того, как он поступит в холодную дистилляционную колонну. Это позволяет провести обессеривание газового потока, подаваемого в колонну. СО2, генерированный с помощью криогенного процесса, тем самым, по существу, не содержит Н2§ и может быть использован, например, для интенсификации добычи нефти вторичным методом.Hydrogen sulfide is a poisonous gas that is heavier than air. It causes corrosion of equipment in the borehole and on the surface. When hydrogen sulfide is in contact with metal pipes and valves in the presence of water, corrosion may occur with the formation of iron sulfide. Therefore, it is desirable to remove hydrogen sulfide and other sulfur components from the feed gas stream before it enters the cold distillation column. This allows for the desulfurization of the gas stream supplied to the column. The CO 2 generated by the cryogenic process, thus, essentially does not contain H 2 § and can be used, for example, to intensify oil production by the secondary method.

Существует потребность в системе для снижения содержания Н2§ и меркаптанов в потоке сырьево- 2 023174 го природного газа, прежде чем он будет подвергнут криогенной дистилляции для удаления высокосернистых газов. Альтернативно, существует потребность в системе криогенного разделения газов и сопутствующих способах, которые извлекают сероводород из кубового потока кислотных газов ниже по потоку относительно ΟΡΖ-колонны.There is a need for a system to reduce the content of H 2 § and mercaptans in a feed stream of natural gas 2023174 before it is subjected to cryogenic distillation to remove sour gases. Alternatively, there is a need for a cryogenic gas separation system and related processes that extract hydrogen sulfide from a bottoms stream of acid gases downstream of the ΟΡΖ column.

Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION

Представлена система для удаления кислотных газов из потока сернистого нефтяного газа. В одном варианте исполнения система включает систему удаления кислотных газов. В системе удаления кислотных газов используют криогенную дистилляционную колонну, которая разделяет поток сернистого нефтяного газа на поток верхнего газового погона, включающий главным образом метан, и кубовый поток сжиженного кислотного газа, включающий главным образом диоксид углерода. Система также включает систему удаления сернистых компонентов. Систему удаления сернистых компонентов размещают выше по потоку относительно системы удаления кислотных газов. Система удаления сернистых компонентов принимает поток сырьевого газа и в основном разделяет поток сырьевого газа на поток текучей среды, содержащий сероводород, и поток сернистого нефтяного газа.A system for removing acid gases from a sour gas stream is provided. In one embodiment, the system includes an acid gas removal system. In the acid gas removal system, a cryogenic distillation column is used that separates the sour gas stream into an overhead stream comprising mainly methane and a bottoms stream of liquefied acid gas including mainly carbon dioxide. The system also includes a sulfur removal system. The sulfur component removal system is placed upstream of the acid gas removal system. The sulphurous component removal system receives the feed gas stream and basically separates the feed gas stream into a fluid stream containing hydrogen sulfide and a sour gas stream.

Поток сернистого нефтяного газа включает сернистые компоненты в количестве предпочтительно между около 4 и 100 млн-1. Такими компонентами могут быть сероводород, карбонилсульфид и разнообразные меркаптаны.Sour gas stream includes sulfur components in an amount preferably between about 4 and 100 million -1. Such components may include hydrogen sulfide, carbonyl sulfide and a variety of mercaptans.

Криогенная система удаления кислотных газов предпочтительно включает систему охлаждения для замораживания потока сернистого нефтяного газа перед его поступлением в дистилляционную колонну. Криогенная система удаления кислотных газов предпочтительно представляет собой систему ί','ΡΖ. в которой дистилляционная колонна имеет нижнюю дистилляционную зону и промежуточную зону регулируемого замораживания. В промежуточную зону регулируемого замораживания, или распылительную секцию, направляют распыляемую холодную жидкость, главным образом состоящую из метана. Распыляемая холодная жидкость представляет собой жидкую флегму, образованную из контура верхнего погона ниже по потоку относительно дистилляционной колонны. Ниже по потоку относительно криогенной дистилляционной колонны предусмотрено холодильное оборудование для охлаждения потока верхнего метанового погона и возвращения части потока верхнего метанового погона в криогенную дистилляционную колонну в качестве холодной жидкой флегмы.The cryogenic acid gas removal system preferably includes a cooling system to freeze the sour gas stream before it enters the distillation column. The cryogenic acid gas removal system is preferably a ί ',' систему system. in which the distillation column has a lower distillation zone and an intermediate zone of controlled freezing. An atomized cold liquid, mainly consisting of methane, is sent to an intermediate controlled freezing zone, or spray section. Sprayed cold liquid is a liquid reflux formed from the overhead circuit downstream of the distillation column. Downstream of the cryogenic distillation column, refrigeration equipment is provided for cooling the overhead methane stream and returning a portion of the overhead methane stream to the cryogenic distillation column as cold liquid reflux.

Понятно, что кроме криогенных дистилляционных систем могут быть применены другие системы удаления кислотных газов. Например, система удаления кислотных газов может представлять собой систему на основе физического растворителя, которая также предрасположена извлекать Н28 вместе с СО2. В системе удаления кислотных газов может быть использовано объемное фракционирование.It is understood that, in addition to cryogenic distillation systems, other acid gas removal systems can be used. For example, an acid gas removal system may be a physical solvent based system that is also predisposed to recover H 2 8 together with CO 2 . Volumetric fractionation may be used in the acid gas removal system.

Могут быть применены разнообразные типы систем удаления сернистых компонентов. Сюда входят системы, в которых используют физические растворители для отделения серосодержащих компонентов от потока сернистого нефтяного газа. Они также могут включать окислительно-восстановительные процессы и применение так называемых поглотителей. Они также могут включать так называемый процесс Сгу51а8и11.Various types of sulfur removal systems may be used. This includes systems that use physical solvents to separate sulfur-containing components from a sour gas stream. They may also include redox processes and the use of so-called scavengers. They may also include the so-called process Cg51a8i11.

В одном аспекте система удаления сернистых компонентов включает по меньшей мере один слой твердого адсорбента. По меньшей мере один слой твердого адсорбента поглощает, по меньшей мере, некоторое количество сероводорода, в то же время пропуская газообразный метан и диоксид углерода в виде потока сернистого нефтяного газа. Слой твердого адсорбента, например, может (ί) быть приготовлен из цеолитного материала, или (ίί) включать по меньшей мере один сорт молекулярных сит. Слой твердого адсорбента попутно может адсорбировать, по меньшей мере, некоторое количество воды.In one aspect, the sulfur component removal system comprises at least one layer of solid adsorbent. At least one layer of solid adsorbent absorbs at least a certain amount of hydrogen sulfide, while at the same time passing methane gas and carbon dioxide in the form of a stream of sour gas. A solid adsorbent layer, for example, can (ί) be made from zeolite material, or (ίί) include at least one sort of molecular sieve. A layer of solid adsorbent can adsorb at least some water along the way.

По меньшей мере один слой твердого адсорбента может представлять собой слой для кинетического адсорбционного разделения. В альтернативном варианте, по меньшей мере один слой твердого адсорбента может включать по меньшей мере три слоя твердого адсорбента, причем (ί) первый из по меньшей мере трех слоев твердого адсорбента эксплуатируют для поглощения сернистых компонентов, (ίί) второй из по меньшей мере трех слоев твердого адсорбента подвергают регенерации, и (ίίί) третий из по меньшей мере трех слоев твердого адсорбента держат в резерве для замены первого из по меньшей мере трех слоев твердого адсорбента. Регенерация может составлять часть адсорбционного процесса с циклическим колебанием температуры, часть адсорбционного процесса с циклическим колебанием давления или их комбинацию.At least one layer of solid adsorbent may be a layer for kinetic adsorption separation. Alternatively, at least one layer of solid adsorbent may include at least three layers of solid adsorbent, wherein (ί) the first of at least three layers of solid adsorbent is used to absorb sulfur components, (ίί) the second of at least three layers the solid adsorbent is regenerated, and (ίίί) the third of at least three layers of solid adsorbent is held in reserve to replace the first of at least three layers of solid adsorbent. Regeneration can be part of an adsorption process with a cyclic temperature fluctuation, part of an adsorption process with a cyclic pressure oscillation, or a combination thereof.

В еще одном варианте исполнения в системе удаления сернистых компонентов используют химический растворитель, такой как селективный амин. В этом случае в системе удаления сернистых компонентов предпочтительно применяют многочисленные устройства для контактирования в прямотоке.In yet another embodiment, a chemical solvent, such as a selective amine, is used in the sulfur removal system. In this case, preferably, multiple direct contacting devices are used in the sulfur component removal system.

Вместо систем на основе физического растворителя или химического растворителя или в дополнение к ним могут быть применены системы удаления сернистых компонентов других типов. Такие системы могут включать окислительно-восстановительную систему, применение по меньшей мере одного слоя твердого адсорбента или применение по меньшей мере одного слоя для кинетического адсорбционного разделения.Instead of or in addition to systems based on a physical solvent or chemical solvent, other types of sulfur components removal systems may be used. Such systems may include a redox system, the use of at least one layer of solid adsorbent, or the use of at least one layer for kinetic adsorption separation.

Здесь также предусмотрена отдельная система для удаления кислотных газов из потока сернистого нефтяного газа. В этой системе сероводород и другие серосодержащие соединения в основном удаляют- 3 023174 ся ниже по потоку относительно системы удаления кислотных газов. Система предназначена для обработки потока кислотных газов. Поток кислотных газов получают из потока сырьевого газа, первоначально включающего сернистые компоненты в количестве между около 4 и 100 млн-1.It also provides a separate system for removing acid gases from a sour gas stream. In this system, hydrogen sulfide and other sulfur-containing compounds are mainly removed downstream of the acid gas removal system. The system is designed to handle the flow of acid gases. Acid gas stream obtained from the feed gas stream initially comprising a sulfur component in amount of between about 4 and 100 million -1.

В одном варианте исполнения система включает систему удаления кислотных газов. Система удаления кислотных газов принимает поток сырьевого газа и разделяет поток сырьевого газа на поток верхнего газового погона, включающего главным образом метан, и кубовый поток сжиженного кислотного газа, главным образом включающий диоксид углерода. Сероводород также будет присутствовать в кубовом потоке кислотного газа. Система также включает систему удаления сернистых компонентов. Систему удаления сернистых компонентов размещают ниже по потоку относительно системы удаления кислотных газов. Система удаления сернистых компонентов принимает кубовый поток кислотного газа и в основном разделяет кубовый поток кислотного газа на поток диоксида углерода и отдельный поток, содержащий главным образом серосодержащие соединения.In one embodiment, the system includes an acid gas removal system. The acid gas removal system receives the feed gas stream and separates the feed gas stream into an overhead stream comprising mainly methane and a bottoms stream of liquefied acid gas mainly including carbon dioxide. Hydrogen sulfide will also be present in the bottoms stream of acid gas. The system also includes a sulfur removal system. The sulfur component removal system is placed downstream of the acid gas removal system. The sulfur component removal system receives the bottoms stream of acid gas and basically separates the bottoms stream of acid gas into a stream of carbon dioxide and a separate stream containing mainly sulfur-containing compounds.

Система удаления кислотных газов предпочтительно представляет собой криогенную систему удаления кислотных газов. Криогенная система удаления кислотных газов включает дистилляционную колонну для поступления потока сырьевого газа и систему охлаждения для замораживания потока сырьевого газа перед тем, как он поступит в дистилляционную колонну. Криогенная система удаления кислотных газов предпочтительно представляет собой систему ΟΡΖ, в которой дистилляционная колонна имеет нижнюю дистилляционную зону и промежуточную зону регулируемого замораживания. В промежуточную зону регулируемого замораживания, или распылительную секцию, направляют распыляемую холодную жидкость, главным образом состоящую из метана. Распыляемая холодная жидкость представляет собой жидкую флегму, образованную из контура верхнего погона ниже по потоку относительно дистилляционной колонны. Ниже по потоку относительно криогенной дистилляционной колонны предусмотрено холодильное оборудование для охлаждения потока верхнего метанового погона и возвращения части потока верхнего метанового погона в криогенную дистилляционную колонну в качестве флегмы, которая представляет собой жидкость.The acid gas removal system is preferably a cryogenic acid gas removal system. The cryogenic acid gas removal system includes a distillation column for receiving a feed gas stream and a cooling system for freezing the feed gas stream before it enters the distillation column. The cryogenic acid gas removal system is preferably a ΟΡΖ system in which the distillation column has a lower distillation zone and an intermediate controlled freezing zone. An atomized cold liquid, mainly consisting of methane, is sent to an intermediate controlled freezing zone, or spray section. Sprayed cold liquid is a liquid reflux formed from the overhead circuit downstream of the distillation column. Downstream of the cryogenic distillation column, refrigeration equipment is provided for cooling the overhead methane stream and returning a portion of the overhead methane stream to the cryogenic distillation column as reflux, which is a liquid.

Могут быть использованы системы удаления сернистых компонентов разнообразных типов. В одном аспекте система удаления сернистых компонентов включает по меньшей мере один слой твердого адсорбента. По меньшей мере один слой твердого адсорбента поглощает, по меньшей мере, некоторое количество серосодержащих компонентов из кубового потока кислотного газа и, по существу, пропускает газообразный диоксид углерода. В слое твердого адсорбента, например, может быть использовано кинетическое адсорбционное разделение (ЛК8). ΛΚδ-слой попутно может поглощать, по меньшей мере, некоторое количество диоксида углерода. В этой ситуации система удаления сернистых компонентов на основе ЛК8 предпочтительно также включает сепаратор, такой как гравитационный сепаратор. Гравитационный сепаратор, например, отделяет жидкие компоненты тяжелых углеводородов и сероводород от газообразного СО2.Various types of sulfur removal systems may be used. In one aspect, the sulfur component removal system comprises at least one layer of solid adsorbent. At least one layer of solid adsorbent absorbs at least a certain amount of sulfur-containing components from the bottoms stream of acid gas and, essentially, passes gaseous carbon dioxide. In the solid adsorbent layer, for example, kinetic adsorption separation (LC8) can be used. The ΛΚδ-layer can simultaneously absorb at least a certain amount of carbon dioxide. In this situation, the LC8 based sulfur removal system preferably also includes a separator, such as a gravity separator. A gravity separator, for example, separates the liquid components of heavy hydrocarbons and hydrogen sulfide from gaseous CO 2 .

Слой твердого адсорбента альтернативно может представлять собой железную губку для непосредственного реагирования с Н2§ и удаления его путем образования сульфида железа.The solid adsorbent layer can alternatively be an iron sponge for direct reaction with H 2 § and its removal by the formation of iron sulfide.

В еще одном аспекте система удаления сернистых компонентов включает процесс экстракционной дистилляции. В процессе экстракционной дистилляции используют по меньшей мере две колонны для регенерации растворителя. Первая колонна принимает кубовый поток кислотного газа и разделяет кубовый поток кислотного газа на первый поток текучей среды, главным образом составленный диоксидом углерода, и второй поток текучей среды, главным образом состоящий из растворителя и серосодержащих соединений.In yet another aspect, a sulfur removal system includes an extraction distillation process. In the process of extraction distillation, at least two columns are used to regenerate the solvent. The first column receives the bottom stream of acid gas and separates the bottom stream of acid gas into a first fluid stream, mainly composed of carbon dioxide, and a second fluid stream, mainly consisting of a solvent and sulfur-containing compounds.

Краткое описание чертежейBrief Description of the Drawings

Для того чтобы настоящие изобретения можно было лучше понять, к ним прилагаются определенные иллюстрации, схемы и/или блок-схемы. Однако следует отметить, что чертежи иллюстрируют только избранные варианты осуществления изобретений, и поэтому не должны рассматриваться как ограничивающие область в том плане, что изобретения могут допускать прочие равным образом эффективные варианты осуществления и применения.In order for the present inventions to be better understood, certain illustrations, diagrams and / or block diagrams are attached to them. However, it should be noted that the drawings illustrate only selected embodiments of the inventions, and therefore should not be construed as limiting the scope in that the inventions may allow other equally effective embodiments and applications.

Фиг. 1 представляет вид сбоку иллюстративной дистилляционной ΟΡΖ-колонны в одном варианте исполнения. Поток охлажденного сырьевого газа нагнетают в промежуточную зону регулируемого замораживания колонны;FIG. 1 is a side view of an exemplary ΟΡΖ distillation column in one embodiment. The cooled feed gas stream is injected into the intermediate zone of the controlled freezing of the column;

фиг. 2А - вид сверху плавильной тарелки в одном варианте исполнения. Плавильная тарелка находится внутри колонны ниже зоны регулируемого замораживания;FIG. 2A is a plan view of a melting plate in one embodiment. The melting plate is located inside the column below the adjustable freezing zone;

фиг. 2В - вид в разрезе плавильной тарелки из фиг. 2А, проведенном по линии 2В-2В; фиг. 2С - вид в разрезе плавильной тарелки из фиг. 2А, проведенном по линии 2С-2С; фиг. 3 - увеличенный вид сбоку отпарных тарелок в нижней дистилляционной зоне дистилляционной колонны в одном варианте исполнения;FIG. 2B is a sectional view of the melting plate of FIG. 2A drawn along line 2B-2B; FIG. 2C is a sectional view of the melting plate of FIG. 2A drawn along line 2C-2C; FIG. 3 is an enlarged side view of the stripping plates in the lower distillation zone of the distillation column in one embodiment;

фиг. 4А - перспективный вид струйной тарелки, какая может быть использована либо в нижней дистилляционной секции, либо в верхней дистилляционной секции дистилляционной колонны, в одном варианте исполнения;FIG. 4A is a perspective view of an inkjet plate that can be used either in the lower distillation section or in the upper distillation section of the distillation column, in one embodiment;

фиг. 4В - вид сбоку одного из отверстий в струйной тарелке из фиг. 4А;FIG. 4B is a side view of one of the holes in the ink tray of FIG. 4A;

- 4 023174 фиг. 5 - вид сбоку промежуточной зоны регулируемого замораживания дистилляционной колонны из фиг. 1. В этом изображении в промежуточную зону регулируемого замораживания были добавлены две иллюстративных перегородки;- 4,023,174 of FIG. 5 is a side view of the intermediate zone of the controlled freezing of the distillation column of FIG. 1. In this image, two illustrative partitions were added to the intermediate zone of controlled freezing;

фиг. 6 - схематическую диаграмму, которая показывает газоперерабатывающую установку для удаления кислотных газов из потока газа в соответствии с настоящим изобретением, в одном варианте исполнения. В газоперерабатывающей установке используют сольвентный процесс выше по потоку относительно системы удаления кислотных газов;FIG. 6 is a schematic diagram that shows a gas processing plant for removing acid gases from a gas stream in accordance with the present invention, in one embodiment. In a gas processing plant, a solvent process is used upstream of the acid gas removal system;

фиг. 7А - детализированную схематическую диаграмму сольвентной системы из фиг. 6, в одном варианте исполнения. Здесь сольвентная система представляет собой систему на основе физического растворителя, которая действует для приведения в контакт потока обезвоженного газа, чтобы удалить сероводород;FIG. 7A is a detailed schematic diagram of the solvent system of FIG. 6, in one embodiment. Here, the solvent system is a physical solvent based system that acts to bring into contact a stream of dehydrated gas to remove hydrogen sulfide;

фиг. 7В - детализированную схематическую диаграмму сольвентной системы из фиг. 6 в альтернативном варианте исполнения. Здесь сольвентная система представляет собой систему на основе химического растворителя, которая действует для приведения в контакт потока обезвоженного газа, чтобы удалить сероводород;FIG. 7B is a detailed schematic diagram of the solvent system of FIG. 6 in an alternative embodiment. Here, the solvent system is a chemical solvent system that acts to bring into contact a stream of dehydrated gas to remove hydrogen sulfide;

фиг. 8 - схематическую диаграмму, которая показывает газоперерабатывающую установку для удаления кислотных газов из потока газа в соответствии с настоящим изобретением, в одном варианте исполнения. В этой компоновке сероводород удаляют из потока газа выше по потоку относительно системы удаления кислотных газов с помощью редокс-процесса;FIG. 8 is a schematic diagram that shows a gas processing plant for removing acid gases from a gas stream in accordance with the present invention, in one embodiment. In this arrangement, hydrogen sulfide is removed from the gas stream upstream of the acid gas removal system using a redox process;

фиг. 9 - схематическую диаграмму, которая показывает газоперерабатывающую установку для удаления кислотных газов из потока газа в соответствии с настоящим изобретением, в одном варианте исполнения. В этой компоновке сероводород удаляют из потока газа выше по потоку относительно системы удаления кислотных газов с помощью поглотителя;FIG. 9 is a schematic diagram that shows a gas processing plant for removing acid gases from a gas stream in accordance with the present invention, in one embodiment. In this arrangement, hydrogen sulfide is removed from the gas stream upstream of the acid gas removal system using an absorber;

фиг. 10 - схематическую диаграмму, которая показывает газоперерабатывающую установку для удаления кислотных газов из потока газа в соответствии с настоящим изобретением, в одном варианте исполнения. В этой компоновке сероводород удаляют из потока газа выше по потоку относительно системы удаления кислотных газов с помощью Сгу81а8и1Г-процесса;FIG. 10 is a schematic diagram that shows a gas processing plant for removing acid gases from a gas stream in accordance with the present invention, in one embodiment. In this arrangement, hydrogen sulphide is removed from the gas stream upstream of the acid gas removal system using the Cg81a8i1G process;

фиг. 11 - схематическую диаграмму, которая показывает газоперерабатывающую установку для удаления кислотных газов из потока газа в соответствии с настоящим изобретением, в одном варианте исполнения. В этой компоновке сероводород удаляют из потока газа выше по потоку относительно системы удаления кислотных газов с помощью адсорбционной системы с циклическим колебанием температуры;FIG. 11 is a schematic diagram that shows a gas processing plant for removing acid gases from a gas stream in accordance with the present invention, in one embodiment. In this arrangement, hydrogen sulfide is removed from the gas stream upstream of the acid gas removal system using an adsorption system with cyclic temperature variation;

фиг. 12 - схематическую диаграмму, которая показывает газоперерабатывающую установку для удаления кислотных газов из потока газа в соответствии с настоящим изобретением, в одном варианте исполнения. В этой компоновке сероводород удаляют из потока газа выше по потоку относительно системы удаления кислотных газов с помощью адсорбционной системы с циклическим колебанием давления;FIG. 12 is a schematic diagram that shows a gas processing plant for removing acid gases from a gas stream in accordance with the present invention, in one embodiment. In this arrangement, hydrogen sulfide is removed from the gas stream upstream of the acid gas removal system using a pressure swing adsorption system;

фиг. 13 - схематическую диаграмму, которая показывает газоперерабатывающую установку согласно настоящему изобретению, в еще одном варианте исполнения. В этой компоновке сероводород удаляют из потока газа выше по потоку относительно системы удаления кислотных газов с помощью адсорбционного слоя, который действует на основе кинетического адсорбционного разделения;FIG. 13 is a schematic diagram that shows a gas processing plant according to the present invention, in yet another embodiment. In this arrangement, hydrogen sulfide is removed from the gas stream upstream of the acid gas removal system using an adsorption layer that operates on the basis of kinetic adsorption separation;

фиг. 14 - схематическую диаграмму, которая показывает газоперерабатывающую установку согласно настоящему изобретению, в еще одном варианте исполнения. В этой компоновке сероводород удаляют из потока газа ниже по потоку относительно системы удаления кислотных газов с помощью адсорбционного слоя, который действует на основе кинетического адсорбционного разделения;FIG. 14 is a schematic diagram that shows a gas processing plant according to the present invention, in yet another embodiment. In this arrangement, hydrogen sulfide is removed from the gas stream downstream of the acid gas removal system using an adsorption layer that operates on the basis of kinetic adsorption separation;

фиг. 15А - схематическую диаграмму газоперерабатывающей установки согласно настоящему изобретению, в еще одном варианте исполнения. В этой компоновке сероводород удаляют из потока газа ниже по потоку относительно системы удаления кислотных газов с помощью процесса экстракционной дистилляции;FIG. 15A is a schematic diagram of a gas processing plant according to the present invention, in yet another embodiment. In this arrangement, hydrogen sulfide is removed from the gas stream downstream of the acid gas removal system using an extraction distillation process;

фиг. 15В - детализированную схематическую диаграмму газоперерабатывающей установки для процесса экстракционной дистилляции согласно фиг. 15А.FIG. 15B is a detailed schematic diagram of a gas processing plant for the extraction distillation process of FIG. 15A.

Подробное описание определенных вариантов исполнения ОпределенияDetailed Description of Certain Embodiments Definitions

Как используемый здесь, термин углеводород имеет отношение к органическому соединению, которое главным образом, если не исключительно, включает элементы водород и углерод. Углеводороды в основном подразделяются на два класса: алифатические, или линейно-цепочечные углеводороды, и циклические, или углеводороды с замкнутым кольцом, включающие циклические терпены. Примеры углеводородсодержащих материалов включают любую форму природного газа, нефти, угля и битума, которые могут быть использованы в качестве топлива или модифицированы в топливо.As used here, the term hydrocarbon refers to an organic compound that mainly, if not exclusively, includes hydrogen and carbon elements. Hydrocarbons are mainly divided into two classes: aliphatic, or linear-chain hydrocarbons, and cyclic, or closed-ring hydrocarbons, including cyclic terpenes. Examples of hydrocarbon-containing materials include any form of natural gas, oil, coal, and bitumen that can be used as fuel or modified into fuel.

Как применяемый здесь, термин углеводородные текучие среды имеет отношение к углеводородам или смесям углеводородов, которые являются газами или жидкостями. Например, углеводородные текучие среды могут включать углеводород или смеси углеводородов, которые представляют собой газыAs used herein, the term hydrocarbon fluids refers to hydrocarbons or mixtures of hydrocarbons that are gases or liquids. For example, hydrocarbon fluids may include hydrocarbon or mixtures of hydrocarbons that are gases

- 5 023174 или жидкости в условиях пласта, при технологических условиях или в условиях окружающей среды (температура 15°С и давление 1 атм (0,1013 МПа)). Углеводородные текучие среды могут включать, например, нефть, природный газ, метан угольных пластов, сланцевое масло, пиролизное топливо, пиролизный газ, продукт пиролиза угля и другие углеводороды, которые находятся в газообразном или жидком состоянии.- 5 023174 or fluid in the reservoir, under technological conditions or in ambient conditions (temperature 15 ° C and pressure 1 atm (0.1013 MPa)). Hydrocarbon fluids may include, for example, oil, natural gas, coalbed methane, shale oil, pyrolysis fuel, pyrolysis gas, coal pyrolysis product, and other hydrocarbons that are in a gaseous or liquid state.

Термин массопередающее устройство относится к любому объекту, который принимает приводимые в контакт текучие среды и пересылает эти текучие среды к другим объектам, например посредством гравитационного течения. Одним неограничивающим примером является тарелка для отпаривания определенных компонентов. Еще один пример представляет сетчатая насадка.The term mass transfer device refers to any object that receives contacted fluids and sends these fluids to other objects, for example, by gravitational flow. One non-limiting example is a plate for steaming certain components. Another example is the mesh nozzle.

Как используемый здесь, термин текучая среда имеет отношение к газам, жидкостям и комбинациям газов и жидкостей, а также к комбинациям газов и твердых веществ и комбинациям жидкостей и твердых веществ.As used here, the term fluid refers to gases, liquids and combinations of gases and liquids, as well as combinations of gases and solids and combinations of liquids and solids.

Как применяемый здесь, термин конденсируемые углеводороды означает такие углеводороды, которые конденсируются при температуре около 15°С и абсолютном давлении на уровне одной атмосферы (0,1013 МПа). Конденсируемые углеводороды могут включать, например, смесь углеводородов, имеющих число атомов углерода свыше 4.As used herein, the term “condensable hydrocarbons” means those hydrocarbons that condense at a temperature of about 15 ° C. and an absolute pressure of one atmosphere (0.1013 MPa). Condensable hydrocarbons may include, for example, a mixture of hydrocarbons having a carbon number of more than 4.

Как используемый здесь, термин тяжелые углеводороды имеет отношение к углеводородам, имеющим более чем один атом углерода. Основные примеры включают этан, пропан и бутан. Другие примеры включают пентан, ароматические соединения или соединения с алмазоподобной структурой.As used here, the term heavy hydrocarbons refers to hydrocarbons having more than one carbon atom. Key examples include ethane, propane and butane. Other examples include pentane, aromatic compounds or compounds with a diamond-like structure.

Как применяемый здесь, термин система охлаждения замкнутого цикла означает любую систему охлаждения, в которой в качестве хладагента используют наружную рабочую текучую среду, такую как пропан или этилен, для охлаждения потока верхнего метанового погона. Это отличается от системы охлаждения открытого цикла, в которой в качестве рабочей текучей среды применяют часть самого потока верхнего метанового погона.As used here, the term closed loop cooling system means any cooling system that uses an external working fluid, such as propane or ethylene, to cool the overhead methane stream as a refrigerant. This differs from an open-cycle cooling system in which part of the overhead methane overhead stream itself is used as the working fluid.

Как используемый здесь, термин устройство для контактирования в прямотоке, или прямоточный контактор, означает резервуар, который принимает (ί) поток газа и (ίί) отдельный поток растворителя таким образом, что поток газа и поток растворителя контактируют друг с другом в процессе протекания главным образом в одинаковых направлениях внутри устройства для контактирования. Неограничивающие примеры включают эжектор и коагулятор, или статический смеситель плюс устройство для отделения жидкостной фазы из смеси.As used herein, the term co-current contacting device, or co-current contactor, means a reservoir that receives (ί) a gas stream and (ίί) a separate solvent stream such that the gas stream and the solvent stream come into contact with each other during the flow mainly in the same directions inside the device for contacting. Non-limiting examples include an ejector and a coagulator, or a static mixer plus a device for separating the liquid phase from the mixture.

Неабсорбируемый газ означает газ, который в основном не абсорбируется растворителем во время процесса обессеривания газа.Non-absorbable gas means a gas that is not substantially absorbed by the solvent during the gas desulfurization process.

Как применяемый здесь, термин природный газ имеет отношение к многокомпонентному газу, получаемому из буровой скважины для добычи сырой нефти (попутный газ) или из подземного газоносного пласта (непопутный газ). Состав и давление природного газа могут в значительной мере варьировать. Типичный поток природного газа содержит метан (Οι) в качестве основного компонента. Поток природного газа также может содержать этан (С2) , углеводороды с более высокой молекулярной массой и один или более кислотных газов. Природный газ может также содержать незначительные количества загрязнений, таких как вода, азот, воск и сырая нефть.As used here, the term natural gas refers to multicomponent gas obtained from a borehole for the extraction of crude oil (associated gas) or from an underground gas-bearing formation (non-associated gas). The composition and pressure of natural gas can vary greatly. A typical natural gas stream contains methane (Οι) as its main component. The natural gas stream may also contain ethane (C 2 ), higher molecular weight hydrocarbons and one or more acid gases. Natural gas may also contain minor amounts of contaminants such as water, nitrogen, wax and crude oil.

Как используемый здесь, термин кислотный газ означает любой газ, который при растворении в воде образует кислый раствор. Неограничивающие примеры кислотных газов включают сероводород (Н2З) и диоксид углерода (СО2). Сернистые соединения включают сероуглерод (СЗ2), карбонилсульфид (СОЗ), меркаптаны или их смеси.As used here, the term acid gas means any gas that, when dissolved in water, forms an acidic solution. Non-limiting examples of acid gases include hydrogen sulfide (H 2 H) and carbon dioxide (CO 2 ). Sulfur compounds include carbon disulfide (SZ 2 ), carbonyl sulfide (POPs), mercaptans or mixtures thereof.

Термин жидкий растворитель означает текучую среду в главным образом жидкостной фазе, которая предпочтительно абсорбирует кислотные газы, тем самым удаляя или вымывая по меньшей мере часть компонентов кислотных газов из газового потока. Поток газа может представлять собой поток газообразных углеводородов или поток других газов, такой как поток газа, содержащий азот.The term “liquid solvent” means a fluid in a mainly liquid phase, which preferably absorbs acid gases, thereby removing or washing at least part of the components of the acid gases from the gas stream. The gas stream may be a stream of gaseous hydrocarbons or a stream of other gases, such as a gas stream containing nitrogen.

Поток обессеренного газа имеет отношение к потоку текучей среды главным образом в газовой фазе, из которого была удалена по меньшей мере часть компонентов кислотных газов.The desulfurized gas stream relates to a fluid stream mainly in the gas phase from which at least a portion of the acid gas components has been removed.

Как применяемые здесь, термины обедненный и обогащенный, в отношении удаления выбранного газового компонента из потока газа с использованием жидкостного абсорбента, являются относительными, только подразумевающими, соответственно, меньшую или большую степень содержания выбранного газового компонента. Соответствующие термины обедненный и обогащенный не обязательно указывают или требуют, соответственно, либо того, что жидкостный абсорбент полностью лишен выбранного газообразного компонента, либо того, что он больше не способен поглощать выбранный газовый компонент. Фактически, как будет очевидно далее, предпочтительно, чтобы так называемый обогащенный жидкостный абсорбент, образованный в первом контакторе в серии из двух или более контакторов, сохранял значительную или большую остаточную абсорбционную способность. Напротив, обедненный жидкостный абсорбент следует понимать как способный к существенному поглощению, но который может удерживать удаляемый газовый компонент в незначительной концентрации.As used here, the terms depleted and enriched, in relation to the removal of the selected gas component from the gas stream using a liquid absorbent, are relative, only implying, respectively, a lower or greater degree of content of the selected gas component. The corresponding terms depleted and enriched do not necessarily indicate or require, respectively, either that the liquid absorbent is completely devoid of the selected gaseous component, or that it is no longer capable of absorbing the selected gas component. In fact, as will be appreciated below, it is preferable that the so-called enriched liquid absorbent formed in the first contactor in a series of two or more contactors retains significant or greater residual absorption capacity. On the contrary, a depleted liquid absorbent should be understood as capable of substantial absorption, but which can hold the removed gas component in a small concentration.

Термин поток сырьевого газа имеет отношение к потоку углеводородной текучей среды, в котором текучие среды главным образом находятся в газообразной фазе, и который не был подвергнут обра- 6 023174 ботке в стадиях для удаления диоксида углерода, сероводорода или других кислотных компонентов.The term feed gas stream refers to a hydrocarbon fluid stream in which the fluids are mainly in the gaseous phase and which have not been processed in stages to remove carbon dioxide, hydrogen sulfide or other acidic components.

Термин поток сернистого нефтяного газа имеет отношение к потоку углеводородной текучей среды, в котором текучие среды главным образом находятся в газообразной фазе, и содержат по меньшей мере 3 мол.% диоксида углерода и/или более 4 млн-1 сероводорода.The term sour gas stream refers to a stream of hydrocarbon fluid, wherein the fluids are mainly in the gaseous phase and containing at least 3 mol.% Carbon dioxide, and / or more than 4 million hydrogen sulfide -1.

Как используемый здесь, термин подповерхностный имеет отношение к геологическому пласту, находящемуся ниже поверхности земли.As used here, the term subsurface refers to a geological formation below the surface of the earth.

Описание конкретных вариантов исполненияDescription of specific embodiments

Фиг. 1 представляет схематический вид криогенной дистилляционной колонны 100, которая может быть использована в связи с настоящими изобретениями, в одном варианте исполнения. Криогенная дистилляционная колонна 100 может быть взаимозаменяемо названа здесь как криогенная дистилляционная башня, колонна, СР2-колонна или просто башня.FIG. 1 is a schematic view of a cryogenic distillation column 100, which may be used in connection with the present invention, in one embodiment. A cryogenic distillation column 100 may be used interchangeably herein as a cryogenic distillation tower, column, CP2 column, or simply a tower.

Криогенная дистилляционная колонна 100 на фиг. 1 принимает поток 10 исходной текучей среды. Поток 10 текучей среды главным образом состоит из газов, добытых из пласта. Как правило, поток текучей среды представляет собой поток высушенного газа из устья скважины или совокупности устьев скважин (не показаны) и содержит от около 65 до около 95% метана. Однако поток 10 текучей среды может содержать метан с более низкой процентной концентрацией, такой как от около 30 до 65%, или даже настолько низкой, как от 20 до 40%.The cryogenic distillation column 100 in FIG. 1 receives a stream of 10 source fluid. The stream 10 of the fluid mainly consists of gases produced from the reservoir. Typically, a fluid stream is a stream of dried gas from a wellhead or a plurality of wellheads (not shown) and contains from about 65 to about 95% methane. However, the fluid stream 10 may contain methane with a lower percentage concentration, such as from about 30 to 65%, or even as low as from 20 to 40%.

Метан может присутствовать вместе со следовыми количествами других газообразных углеводородов, таких как этан. В дополнение, могут присутствовать следовые количества гелия и азота. В настоящей заявке поток 10 текучей среды также будет включать определенные загрязняющие примеси. Сюда входят кислотные газы, такие как СО2 и Н2§.Methane may be present along with trace amounts of other gaseous hydrocarbons, such as ethane. In addition, trace amounts of helium and nitrogen may be present. In this application, the fluid stream 10 will also include certain contaminants. This includes acid gases such as CO 2 and H 2 §.

Поток 10 исходной текучей среды может иметь давление, как после добычи, приблизительно 600 фунтов на квадратный дюйм (ркт) (4,14 МПа). В некоторых случаях давление потока 10 исходной текучей среды может составлять вплоть до 750 ркт (5,17 МПа) или даже 1000 ркт (6,89 МПа).The feed stream 10 may have a pressure, as after production, of approximately 600 psi (4.14 MPa). In some cases, the pressure of stream 10 of the original fluid may be up to 750 rct (5.17 MPa) or even 1000 rct (6.89 MPa).

Поток 10 текучей среды перед поступлением в дистилляционную колонну 100 обычно подвергают глубокому охлаждению. Для потока 10 исходной текучей среды предусматривают теплообменник 150, такой как кожухотрубный теплообменник. Холодильная установка (не показана) поставляет хладагент (такой как жидкий пропан) в теплообменник 150 для доведения температуры потока 10 исходной текучей среды до уровня от около -30 до -40°Р (от -34,4 до -40°С) . Затем охлажденный поток текучей среды может проходить через расширительное устройство 152. Расширительное устройство 152 может представлять собой, например, клапан Джоуля-Томсона (1-Т).The fluid stream 10 is typically subjected to deep cooling before entering the distillation column 100. A heat exchanger 150, such as a shell-and-tube heat exchanger, is provided for the source fluid stream 10. A refrigeration unit (not shown) delivers refrigerant (such as liquid propane) to a heat exchanger 150 to bring the temperature of the feed stream 10 to a level of about −30 to −40 ° C. (−34.4 to −40 ° C.). Then, the cooled fluid stream may pass through expansion device 152. Expansion device 152 may be, for example, a Joule-Thomson valve (1-T).

Расширительное устройство 152 служит в качестве детандера для достижения дополнительного охлаждения потока 10 текучей среды. При этом также предпочтительно обеспечивают частичное сжижение потока 10 текучей среды. Клапан Джоуля-Томсона (или 1-Т) является предпочтительным для подводимых сырьевых газовых потоков, которые склонны к образованию твердых веществ. Расширительное устройство 152 предпочтительно устанавливают вблизи криогенной дистилляционной колонны 100, чтобы свести к минимуму потери тепла в питающем трубопроводе и минимизировать вероятность закупоривания твердыми веществами в случае, если температуры некоторых компонентов (таких как СО2 или бензол) станут ниже их температур замерзания.Expansion device 152 serves as an expander to achieve additional cooling of the fluid stream 10. Moreover, it is also preferable to provide partial liquefaction of the fluid stream 10. A Joule-Thomson valve (or 1-T) is preferred for feed gas streams that are prone to solids formation. Expansion device 152 is preferably installed close to the cryogenic distillation column 100 in order to minimize heat loss in the supply pipe and minimize the possibility of clogging by solids in the event that the temperatures of some components (such as CO 2 or benzene) fall below their freezing temperatures.

В качестве альтернативы 1-Т-клапану расширительное устройство 152 может представлять собой турбодетандер. Турбодетандер обеспечивает более глубокое охлаждение и создает источник мощности на валу для процессов типа вышеупомянутой холодильной установки. Теплообменник 150 составляет часть холодильной установки. Этим путем оператор может сводить к минимуму общие потребности в энергии для дистилляционного процесса. Однако турбодетандер может быть не в состоянии обрабатывать частицы замерзшего вещества так же хорошо, как 1-Т-клапан.As an alternative to the 1-T valve, expansion device 152 may be a turboexpander. The turbo expander provides deeper cooling and creates a shaft power source for processes such as the aforementioned refrigeration unit. The heat exchanger 150 is part of the refrigeration unit. In this way, the operator can minimize the total energy requirements for the distillation process. However, a turboexpander may not be able to process frozen particles as well as a 1-T valve.

В любом случае теплообменник 150 и расширительное устройство 152 преобразуют сырьевой газ в потоке 10 исходной текучей среды в поток 12 охлажденной текучей среды. Температура потока 12 охлажденной текучей среды предпочтительно составляет от около -40 до -70°Р (от -40 до -56,7°С). В одном аспекте криогенная дистилляционная колонна 100 работает при давлении около 550 ркт (3,8 МПа), и поток 12 охлажденной текучей среды имеет температуру приблизительно -62°Р (-52,2°С). В этих условиях поток 12 охлажденной текучей среды находится главным образом в жидкостной фазе, хотя потоком 12 охлажденной текучей среды неизбежно может быть увлечена некоторая паровая фаза. Скорее всего, от присутствующего СО2 не будет происходить никакого формирования твердых веществ.In either case, the heat exchanger 150 and expansion device 152 convert the feed gas in stream 10 of the feed fluid into stream 12 of chilled fluid. The temperature of the chilled fluid stream 12 is preferably from about −40 to −70 ° C. (−40 to −56.7 ° C.). In one aspect, the cryogenic distillation column 100 operates at a pressure of about 550 rct (3.8 MPa), and the chilled fluid stream 12 has a temperature of about −62 ° C. (−52.2 ° C.). Under these conditions, the chilled fluid stream 12 is mainly in the liquid phase, although a certain vapor phase can inevitably be entrained by the chilled fluid stream 12. Most likely, no formation of solids will occur from the present CO 2 .

Криогенную дистилляционную СЖ-колонну 100 разделяют на три первичных секции. Они представляют собой нижнюю дистилляционную зону 106, или выпарную секцию, промежуточную зону 108 регулируемого замораживания, или распылительную секцию, и верхнюю дистилляционную зону 110, или ректификационную секцию. В конструкции колонны согласно фиг. 1, поток 12 охлажденной текучей среды вводят в дистилляционную колонну 100 в зоне 108 регулируемого замораживания. Однако поток 12 охлажденной текучей среды альтернативно может быть введен вблизи верха нижней дистилляционной зоны 106.The cryogenic distillation coolant column 100 is divided into three primary sections. They are a lower distillation zone 106, or an evaporation section, an intermediate controlled freezing zone 108, or a spray section, and an upper distillation zone 110, or a distillation section. In the construction of the column according to FIG. 1, a cooled fluid stream 12 is introduced into a distillation column 100 in a controlled freezing zone 108. However, the chilled fluid stream 12 may alternatively be introduced near the top of the lower distillation zone 106.

В конструкции согласно фиг. 1 отмечено, что нижняя дистилляционная зона 106, промежуточная распылительная секция 108, верхняя дистилляционная зона 110 и относящие к ним компоненты заклю- 7 023174 чены внутри единичного резервуара 100. Однако для вариантов применения на морских промыслах, в которых может оказаться необходимым учитывать высоту колонны 100 и возможности ее перемещения, или для отдаленных мест, в которых ограничения на перевозки создают проблемы, дистилляционная колонна 100 необязательно может быть разделена на два отдельных, работающих под давлением резервуара (не показано). Например, нижняя дистилляционная зона 106 и зона 108 регулируемого замораживания могут быть размещены в одном резервуаре, тогда как верхнюю дистилляционную зону 108 располагают в еще одном резервуаре. Тогда для взаимного соединения двух резервуаров могли бы быть использованы наружные трубопроводы.In the construction of FIG. 1, it is noted that the lower distillation zone 106, the intermediate spray section 108, the upper distillation zone 110, and related components are enclosed within a single reservoir 100. However, for marine applications where it may be necessary to take into account the column height 100 and the possibility of moving it, or for remote locations where transportation restrictions create problems, the distillation column 100 may not necessarily be divided into two separate, pressurized tanks (n e shown). For example, the lower distillation zone 106 and the controlled freezing zone 108 can be located in one tank, while the upper distillation zone 108 is located in another tank. Then, external pipelines could be used to interconnect the two tanks.

В любом варианте исполнения температура нижней дистилляционной зоны 106 является более высокой, чем температура подводимого потока 12 охлажденной текучей среды. Температуру нижней дистилляционной зоны 106 проектируют значительно выше температуры кипения метана в потоке 12 охлажденной текучей среды при эксплуатационном давлении колонны 100. Этим путем предпочтительно отпаривают метан от компонентов более тяжелых углеводородов и сжиженных кислотных газов. Конечно, специалистам с обычной квалификацией в этой области технологии будет понятно, что жидкость внутри дистилляционной колонны 100 представляет собой смесь, чем подразумевается, что жидкость будет кипеть при некоторой промежуточной температуре между температурами кипения чистого метана и чистого СО2. Кроме того, в ситуации, что в смеси присутствуют более тяжелые углеводороды (такие как этан или пропан), это будет повышать температуру кипения смеси. Эти факторы становятся параметрами проектирования для рабочих температур внутри криогенной дистилляционной колонны 100.In any embodiment, the temperature of the bottom distillation zone 106 is higher than the temperature of the chilled fluid feed stream 12. The temperature of the bottom distillation zone 106 is projected significantly above the boiling point of methane in the cooled fluid stream 12 at a column operating pressure of 100. Methane is preferably stripped off from components of heavier hydrocarbons and liquefied acid gases. Of course, it will be understood by those of ordinary skill in the art that the liquid inside the distillation column 100 is a mixture, which implies that the liquid will boil at a certain intermediate temperature between the boiling points of pure methane and pure CO 2 . In addition, in a situation where heavier hydrocarbons (such as ethane or propane) are present in the mixture, this will increase the boiling point of the mixture. These factors become design parameters for operating temperatures within the cryogenic distillation column 100.

В нижней дистилляционной зоне 106 СО2 и любые другие жидкофазные текучие среды под действием силы тяжести падают в сторону дна криогенной дистилляционной колонны 100. В то же время метан и другие парофазные текучие среды отделяются и поднимаются вверх в сторону верха колонны 100. Это разделение главным образом обеспечивается разницей в плотностях между газовой и жидкостной фазами. Однако процесс разделения необязательно стимулируют внутренними компонентами внутри дистилляционной колонны 100. Как описано ниже, сюда входят плавильная тарелка 130, многочисленные надлежащим образом скомпонованные массопередающие устройства 126, и, необязательно, нагревательный трубопровод 25. Более того, к нижней дистилляционной зоне 106 может быть подключен вспомогательный кипятильник (см. под номером 173 позиции), чтобы содействовать удалению метана.In the lower distillation zone 106, CO 2 and any other liquid-phase fluids fall under the influence of gravity towards the bottom of the cryogenic distillation column 100. At the same time, methane and other vapor-phase fluids separate and rise up towards the top of the column 100. This separation mainly provided by the difference in densities between the gas and liquid phases. However, the separation process is optionally stimulated by internal components within the distillation column 100. As described below, this includes a melting plate 130, numerous properly arranged mass transfer devices 126, and optionally a heating pipe 25. Furthermore, an auxiliary distillation zone 106 can be connected a boiler (see position number 173) to assist in the removal of methane.

С привлечением опять фиг. 1, поток 12 охлажденной текучей среды может быть введен в колонну 100 вблизи верха нижней дистилляционной зоны 106. Альтернативно, может быть желательным введение сырьевого потока 12 в зону 108 регулируемого замораживания, выше плавильной тарелки 130. Место введения потока 12 охлажденной текучей среды является параметром проектирования, который главным образом определяется составом потока 10 исходной текучей среды.With reference again to FIG. 1, the chilled fluid stream 12 may be introduced into the column 100 near the top of the lower distillation zone 106. Alternatively, it may be desirable to introduce the feed stream 12 into the controlled freezing zone 108, above the melting tray 130. The site of introduction of the chilled fluid stream 12 is a design parameter , which is mainly determined by the composition of the stream 10 of the original fluid.

Там, где температура потока 12 охлажденной текучей среды является достаточно высокой (такой, как выше -70°Р (-56,7°С)), чтобы не ожидалось образование твердых веществ, может быть предпочтительным нагнетание потока 12 охлажденной текучей среды непосредственно в нижнюю дистилляционную зону 106 через устройство 124 типа двухфазного испарителя мгновенного вскипания (или парораспределителя) в колонне 100. Применение испарителя 124 мгновенного вскипания служит по меньшей мере для частичного отделения двухфазной парожидкостной смеси в потоке 12 охлажденной текучей среды. Испаритель 124 мгновенного вскипания может быть разрезным, чтобы двухфазная текучая среда сталкивалась с перегородками в испарителе 124 мгновенного вскипания.Where the temperature of the chilled fluid stream 12 is high enough (such as above -70 ° P (-56.7 ° C)) so that formation of solids is not expected, it may be preferable to inject the chilled fluid stream 12 directly into the bottom distillation zone 106 through a device 124 such as a two-phase flash booster (or steam distributor) in the column 100. The use of a flash booster 124 serves to at least partially separate the two-phase vapor-liquid mixture in stream 12 second fluid. Instant boil evaporator 124 may be split so that the two-phase fluid collides with baffles in instant boil evaporator 124.

Если же предполагается образование твердых веществ вследствие низкой температуры на входе, может оказаться необходимым частичное разделение потока 12 охлажденной текучей среды в резервуаре 173 до подачи в колонну 100, как описано выше. В этом случае поток 12 охлажденной текучей среды может быть разделен в двухфазном сепараторе 173 для сведения к минимуму возможности закупоривания твердыми веществами впускного трубопровода и внутренних деталей колонны 100. Пары газа выходят из фазового разделителя 173 через впускной трубопровод 11 резервуара, где они поступают в колонну 100 через впускной распределитель 121. Затем газ проходит вверх через колонну 100. Жидкостнотвердофазную суспензию 13 выпускают из фазового разделителя 173. Жидкостно-твердофазную суспензию направляют в колонну 100 через парораспределитель 124 и на плавильную тарелку 130. Жидкостнотвердофазная суспензия 13 может быть подведена в колонну 100 гравитационным путем или с помощью насоса 175.If solids are expected to form due to the low inlet temperature, it may be necessary to partially separate the cooled fluid stream 12 in the reservoir 173 before being introduced into the column 100, as described above. In this case, the cooled fluid stream 12 can be separated in a two-phase separator 173 to minimize the possibility of solid clogging of the inlet pipe and internal parts of the column 100. Gas vapors exit the phase separator 173 through the inlet pipe 11 of the tank, where they enter the column 100 through the inlet distributor 121. Then the gas passes upward through the column 100. The liquid-solid suspension 13 is discharged from the phase separator 173. The liquid-solid suspension is sent to the column 100 through a steam distributor 124 and to a melting plate 130. The liquid-solid-phase suspension 13 can be brought into the column 100 by gravity or by pump 175.

В любом варианте конструкции, т.е. при наличии двухфазного сепаратора 173 или без него, поток 12 (или 11) охлажденной текучей среды поступает в колонну 100. Жидкостный компонент выходит из испарителя 124 мгновенного вскипания и проходит вниз к серии отпарных тарелок 126 внутри нижней дистилляционной зоны 106. Отпарные тарелки 126 включают серию переливных устройств 128 и спускных труб 129. Они более подробно описаны ниже с привлечением фиг. 3. Отпарные тарелки 126 в сочетании с более высокой температурой в нижней дистилляционной зоне 106 обусловливают выделение метана из раствора. Образовавшийся пар уносит метан и любые увлеченные молекулы диоксида углерода, которые выкипели.In any design, i.e. with or without a two-phase separator 173, the cooled fluid stream 12 (or 11) enters the column 100. The liquid component exits the flash boil-off evaporator 124 and flows down to a series of stripping plates 126 inside the lower distillation zone 106. The stripping plates 126 include a series overflow devices 128 and downpipes 129. They are described in more detail below with reference to FIGS. 3. Steamer trays 126 in combination with a higher temperature in the lower distillation zone 106 cause methane to be released from the solution. The resulting vapor carries methane and any entrained carbon dioxide molecules that have boiled away.

Пар далее проходит вверх через стояки или газопропускные патрубки 131 плавильной тарелки 130 (видимой на фиг. 2В) и поступает в зону 108 замораживания. Газопропускные патрубки 131 действуютThe steam then passes upward through the risers or gas inlets 131 of the melting plate 130 (visible in FIG. 2B) and enters the freezing zone 108. Gas ports 131

- 8 023174 как парораспределитель для равномерного распределения в пределах зоны 108 замораживания. Затем пар будет контактировать с холодной жидкостью из магистралей 120 с соплами для замораживания СО2. Иначе говоря, СО2 будет замерзать и затем осаждаться, или осыпаться снегом, обратно на плавильную тарелку 130. Твердый СО2 затем расплавляется и под действием силы тяжести стекает в жидкой форме вниз с плавильной тарелки 130 и через нижнюю дистилляционную зону 106.- 8 023174 as a steam distributor for uniform distribution within the freezing zone 108. Then the steam will come into contact with the cold liquid from lines 120 with nozzles for freezing CO 2 . In other words, CO 2 will freeze and then precipitate, or show off with snow, back to the melting plate 130. Solid CO 2 is then melted and, under the action of gravity, flows in liquid form down from the melting plate 130 and through the lower distillation zone 106.

Как более полно будет обсуждено ниже, распылительная секция 108 представляет собой промежуточную зону замораживания в криогенной дистилляционной колонне 100. При альтернативной конструкции, в которой поток 12 охлажденной текучей среды разделяют в резервуаре 173 перед поступлением в колонну 100, часть отделенной жидкостно-твердофазной суспензии 13 вводят в колонну 100 непосредственно над плавильной тарелкой 130. Таким образом, жидкостно-твердофазная смесь кислотного газа и более тяжелых углеводородных компонентов будет вытекать из распределителя 121, причем твердые вещества и жидкости падают вниз на плавильную тарелку 130.As will be more fully discussed below, the spray section 108 is an intermediate freeze zone in the cryogenic distillation column 100. In an alternative design in which the cooled fluid stream 12 is separated in the reservoir 173 before entering the column 100, a portion of the separated liquid-solid suspension 13 is introduced into the column 100 immediately above the melting plate 130. Thus, a liquid-solid mixture of acid gas and heavier hydrocarbon components will flow out of the distribute la 121, with solids and liquids falling down onto the melting plate 130.

Плавильная тарелка 130 предназначена для гравитационного приема жидких и твердых материалов, главным образом СО2 и Н2§, из промежуточной зоны 108 регулируемого замораживания. Плавильная тарелка 130 служит для нагревания жидких и твердых материалов и направления их вниз через нижнюю дистилляционную зону 106 в жидкой форме для дополнительной очистки. Плавильная тарелка 130 собирает и нагревает твердофазно-жидкостную смесь из зоны 108 регулируемого замораживания, с образованием слоя жидкости. Плавильная тарелка 130 предназначена для высвобождения потока пара обратно в зону 108 регулируемого замораживания, чтобы обеспечивать надлежащий теплоперенос для расплавления твердого СО2, и для облегчения стекания жидкостной суспензии на нижнюю дистилляцию или в нижнюю дистилляционную зону 106 колонны 100 под плавильной тарелкой 130.The melting plate 130 is designed for gravitational reception of liquid and solid materials, mainly CO 2 and H 2 §, from the intermediate zone 108 adjustable freezing. The melting plate 130 serves to heat liquid and solid materials and direct them downward through the lower distillation zone 106 in liquid form for further purification. The melting plate 130 collects and heats the solid-liquid mixture from the controlled freezing zone 108 to form a liquid layer. The melting tray 130 is designed to release the steam flow back to the controlled freezing zone 108 to provide proper heat transfer to melt the solid CO 2 , and to facilitate the flow of the liquid suspension to the lower distillation or lower distillation zone 106 of the column 100 under the melting tray 130.

Фиг. 2А представляет вид сверху плавильной тарелки 130 в одном варианте исполнения. фиг. 2В представляет вид в разрезе плавильной тарелки 130, проведенном по линии В-В на фиг. 2А. фиг. 2С показывает вид в разрезе плавильной тарелки 130, проведенном по линии С-С. Плавильная тарелка 130 будет описана с привлечением этих трех чертежей в совокупности.FIG. 2A is a plan view of a melting tray 130 in one embodiment. FIG. 2B is a sectional view of a melting tray 130 taken along line BB in FIG. 2A. FIG. 2C shows a sectional view of a melting plate 130 drawn along the line CC. A melting plate 130 will be described with reference to the three drawings taken in conjunction.

Во-первых, плавильная тарелка 130 включает основание 134. Основание 134 может представлять собой, по существу, плоскую деталь. Однако в предпочтительном варианте исполнения, показанном на фиг. 2А, 2В и 2С, для основания 134 используют главным образом неплоский профиль. Неплоская компоновка создает увеличенную площадь поверхности для контактирования жидкостей и твердых веществ, опускающихся на плавильную тарелку 130 из промежуточной зоны 108 регулируемого замораживания. Это служит для усиления теплопереноса от паров, проходящих вверх из нижней дистилляционной зоны 106 колонны 100, к жидкостям и плавящимся твердым веществам. В одном аспекте основание 134 является гофрированным. В еще одном аспекте основание 134 является главным образом синусоидальным. Этот аспект конструкции тарелки показан на фиг. 2В. Понятно, что для увеличения площади теплопередачи плавильной тарелки 130 альтернативно могут быть использованы другие неплоские геометрические формы.Firstly, the melting plate 130 includes a base 134. The base 134 may be a substantially flat part. However, in the preferred embodiment shown in FIG. 2A, 2B and 2C, for base 134, a mainly non-planar profile is used. The non-flat arrangement creates an increased surface area for contacting liquids and solids falling onto the melting plate 130 from the intermediate controlled freezing zone 108. This serves to enhance heat transfer from the vapors passing upward from the lower distillation zone 106 of the column 100 to liquids and melting solids. In one aspect, base 134 is corrugated. In yet another aspect, base 134 is primarily sinusoidal. This aspect of the design of the plate is shown in FIG. 2B. It will be appreciated that other non-planar geometric shapes can alternatively be used to increase the heat transfer area of the melting plate 130.

Основание 134 плавильной тарелки предпочтительно является наклонным. Наклон продемонстрирован в виде сбоку фиг. 2С. Хотя должна расплавляться большая часть твердых веществ, наклон служит для обеспечения того, что любые нерасплавленные твердые вещества в жидкостной смеси будут стекать с плавильной тарелки 130 и отправляться вниз в нижнюю дистилляционную зону 106.The base 134 of the melting tray is preferably inclined. The tilt is shown in side view of FIG. 2C. Although most solids should be melted, the slope serves to ensure that any unmelted solids in the liquid mixture will drain from the smelter 130 and be sent down to the lower distillation zone 106.

В изображении фиг. 2С сток, или канал, 138 виден размещенным по центру плавильной тарелкиIn the image of FIG. 2C, drain or channel 138 is visible centered on the melting plate

130. Основание 134 плавильной тарелки наклонено внутрь в сторону канала 138 для подачи твердофазножидкостной смеси. Основание 134 может быть наклонено любым способом для облегчения гравитационного стока жидкости.130. The base 134 of the melting plate is tilted inward toward the channel 138 for supplying a solid-liquid-liquid mixture. The base 134 can be tilted in any way to facilitate gravitational flow of liquid.

Как описано в патенте США № 4533372, плавильная тарелка была названа как полуглухая тарелка. Это название обусловлено наличием одиночного патрубка для прохода газа. Газопропускной патрубок оснащен отверстием, через которое пары могут проходить вверх через полуглухую тарелку. Однако присутствие одиночного газопропускного патрубка означает, что все газы, проходящие вверх через полуглухую тарелку, должны были выходить через единственное отверстие. С другой стороны, в плавильной тарелке 130 согласно фиг. 2А, 2В и 2С предусмотрены многочисленные газопропускные патрубкиAs described in US patent No. 4533372, the melting plate was named as a half-deaf plate. This name is due to the presence of a single pipe for the passage of gas. The gas inlet is equipped with an opening through which the vapors can pass upward through a half-deaf plate. However, the presence of a single gas inlet means that all the gases passing up through the half-deaf plate should have escaped through a single opening. On the other hand, in the melting plate 130 according to FIG. 2A, 2B, and 2C, multiple gas inlets are provided.

131. Применение многочисленных газопропускных патрубков 131 обеспечивает улучшенное распределение паров. Это содействует лучшему тепло/массопереносу в промежуточной зоне 108 регулируемого замораживания.131. The use of multiple gas inlets 131 provides improved vapor distribution. This contributes to better heat / mass transfer in the intermediate controlled freezing zone 108.

Газопропускные патрубки 131 могут иметь любой профиль. Например, газопропускные патрубки 131 могут быть круглыми, прямоугольными или любой иной формы, которая позволяет пару проходить через плавильную тарелку 130. Газопропускные патрубки 131 также могут быть узкими и протяженными вверх в промежуточную зону 108 регулируемого замораживания. Это позволяет обеспечить благоприятный перепад давления для равномерного распределения пара по мере его подъема в ΟΡΖ-зону 108 регулируемого замораживания. Газопропускные патрубки 131 предпочтительно размещают на вершинах гофрированного основания 134 для создания дополнительной площади теплопереноса.The gas inlets 131 may have any profile. For example, the gas inlets 131 may be round, rectangular, or any other shape that allows steam to pass through the melting plate 130. The gas inlets 131 may also be narrow and extended upward into the intermediate controlled freezing zone 108. This allows you to provide a favorable pressure drop for a uniform distribution of steam as it rises in the ΟΡΖ-zone 108 adjustable freezing. The gas inlets 131 are preferably placed on the tops of the corrugated base 134 to create additional heat transfer area.

Верхние отверстия газопропускных патрубков 131 предпочтительно накрывают шляпками или крышками 132. Этим сводят к минимуму вероятность того, что твердые вещества, падающие из зоны 108The upper openings of the gas inlets 131 are preferably covered with caps or caps 132. This minimizes the likelihood that solids falling from zone 108

- 9 023174 регулируемого замораживания, смогут избежать падения на плавильную тарелку 130. На фиг. 2А, 2В и 2С крышки 132 видны над каждым из газопропускных патрубков 131.- 9,023,174 adjustable freezing, will be able to avoid falling onto the melting plate 130. In FIG. 2A, 2B, and 2C, caps 132 are visible above each of the gas inlets 131.

Плавильная тарелка 130 также может быть оснащена барботажными колпачками. Барботажные колпачки определяют выпуклые зубцы в основании 134, возвышающиеся из-под плавильной тарелки 130. Барботажные колпачки дополнительно увеличивают площадь поверхности в плавильной тарелке 130 для обеспечения дополнительного теплопереноса к обогащенной диоксидом углерода (СО2) жидкости. С такой конструкцией, как с увеличенным углом наклона, должно быть достигнуто надлежащее выведение жидкости, чтобы гарантировать то, что жидкость направляется вниз на отпарные тарелки 126.The melting plate 130 may also be equipped with bubble caps. Bubble caps define convex teeth in the base 134, rising from under the melting plate 130. Bubble caps further increase the surface area in the melting plate 130 to provide additional heat transfer to the carbon dioxide (CO 2 ) rich liquid. With a design such as an increased angle of inclination, proper fluid removal must be achieved to ensure that the fluid is directed downward to the strippers 126.

Опять с привлечением фиг. 1, плавильная тарелка 130 также может быть оснащена системой внешнего переноса жидкости. Система переноса служит для обеспечения того, чтобы вся жидкость, по существу, не содержала твердых веществ и чтобы была достигнута достаточная теплопередача. Система переноса прежде всего включает вытяжное сопло 136. В одном варианте исполнения вытяжное сопло 136 размещают внутри вытяжного стока, или канала, 138 (показанного на фиг. 2С). Текучие среды, собранные в канале 138, направляют в транспортный трубопровод 135. Течение по транспортному трубопроводу 135 можно регулировать с помощью регулирующего клапана 137 и регулятора ЬС уровня (видимого на фиг. 1). Текучие среды возвращают в нижнюю дистилляционную зону 106 через транспортный трубопровод 135. Если уровень жидкости является слишком высоким, регулирующий клапан 137 открывается; если же уровень слишком низок, регулирующий клапан 137 закрывается. Если оператор выбирает режим без использования системы переноса в нижней дистилляционной зоне 106, то регулирующий клапан 137 закрывают, и текучие среды направляют непосредственно на массопередающие устройства, или отпарные тарелки 126, ниже плавильной тарелки 130 для выпаривания через переливную спускную трубу 139.Again with reference to FIG. 1, the melting plate 130 may also be equipped with an external liquid transfer system. The transfer system serves to ensure that the entire liquid is substantially free of solids and that sufficient heat transfer is achieved. The transfer system primarily includes an exhaust nozzle 136. In one embodiment, the exhaust nozzle 136 is placed inside the exhaust drain, or channel 138 (shown in Fig. 2C). The fluids collected in the channel 138 are directed into the transport pipe 135. The flow through the transport pipe 135 can be controlled using the control valve 137 and the level controller bC (visible in Fig. 1). Fluids are returned to the lower distillation zone 106 through a transfer line 135. If the liquid level is too high, control valve 137 opens; if the level is too low, control valve 137 closes. If the operator selects a mode without using a transfer system in the lower distillation zone 106, the control valve 137 is closed and the fluids are sent directly to the mass transfer devices, or stripping trays 126, below the melting tray 130 for evaporation through the overflow drain pipe 139.

Используют ли или нет систему внешнего переноса, твердый СО2 нагревают на плавильной тарелке 130 и преобразуют в СО2-обогащенную жидкость. Плавильную тарелку 130 нагревают снизу парами из нижней дистилляционной зоны 106. Необязательно может быть подведено дополнительное тепло к плавильной тарелке 130 или непосредственно над основанием 134 плавильной тарелки разнообразными путями, такими как нагревательный трубопровод 25. В нагревательном трубопроводе 25 используют тепловую энергию, уже доступную из донного кипятильника 160, для облегчения расплавления твердых веществ.Whether or not an external transfer system is used, solid CO 2 is heated on a melting plate 130 and converted to a CO 2 enriched liquid. The melting plate 130 is heated from below in pairs from the bottom distillation zone 106. Optionally, additional heat can be supplied to the melting plate 130 or directly above the base 134 of the melting plate in a variety of ways, such as heating pipe 25. Thermal energy already available from the bottom is used in the heating pipe 25. boiler 160, to facilitate the melting of solids.

СО2-обогащенную жидкость выводят с плавильной тарелки 130 при регулировании уровня жидкости и под действием силы тяжести вводят в нижнюю дистилляционную зону 106. Как отмечено, в нижней дистилляционной зоне 106 ниже плавильной тарелки 130 находятся многочисленные отпарные тарелки 126. Отпарные тарелки 126 предпочтительно располагаются, по существу, параллельно друг другу, одна над другой. Каждая из отпарных тарелок 126 необязательно может быть позиционирована с очень слабым наклоном, с таким переливным устройством, чтобы на тарелке поддерживался уровень жидкости. Текучие среды под действием силы тяжести стекают вдоль каждой тарелки через переливное устройство, и затем стекают вниз на следующую тарелку через спускную трубу.The CO 2 -enriched liquid is removed from the melting tray 130 when controlling the liquid level and introduced into the lower distillation zone 106 by gravity. As noted, in the lower distillation zone 106 below the melting tray 130 there are numerous stripping trays 126. The steaming trays 126 are preferably located, essentially parallel to each other, one above the other. Each of the stripping plates 126 may optionally be positioned with a very slight slope, with such an overflow device that the liquid level is maintained on the plate. Fluids, by gravity, flow down each plate through an overflow device, and then flow down onto the next plate through a downpipe.

Отпарные тарелки 126 могут иметь разнообразные конструкции. Отпарные тарелки 126 могут быть размещены главным образом в горизонтальном положении с образованием возвратно-поступательного каскадного потока жидкости. Однако предпочтительно, чтобы отпарные тарелки 126 были размещены для создания каскадного потока жидкости, который подразделяется отдельными отпарными тарелками главным образом вдоль одной и той же горизонтальной плоскости. Это показано в варианте компоновки фиг. 3, где поток жидкости разделяют по меньшей мере один раз так, что жидкость падает в две противолежащих спускных трубы 129.Stripping plates 126 may have a variety of designs. Stripping plates 126 can be placed mainly in a horizontal position with the formation of a reciprocating cascade flow of fluid. However, it is preferable that stripping plates 126 are arranged to create a cascading fluid flow, which is divided by separate stripping plates mainly along the same horizontal plane. This is shown in the layout of FIG. 3, where the fluid flow is separated at least once so that the fluid falls into two opposing downpipes 129.

Фиг. 3 представляет вид сбоку сборного узла отпарных тарелок 126 в одном варианте исполнения. Каждая из отпарных тарелок 126 получает сверху и накапливает текучие среды. Каждая отпарная тарелка 126 предпочтительно имеет переливное устройство 128, которое служит в качестве порога, чтобы обеспечить накопление небольшого слоя текучей среды на каждой из отпарных тарелок 126. Выступ порога может составлять от 1/2 до 1 дюйма (12,7-25,4 мм), хотя может быть использована любая высота. Переливными устройствами 128 создают эффект водопада, когда текучая среда падает с одной тарелки 126 на следующую нижнюю тарелку 126. В одном аспекте отпарным тарелкам 126 не придают никакого наклона, но эффект водопада создают с помощью конфигурации более высокого переливного устройства 128. Текучая среда контактирует с поступающим паром, обогащенным легкими углеводородами, которые выпаривают метан из жидкости, стекающей в режиме противотока, в этой контактной области тарелок 126. Переливные устройства 128 служат для динамического закупоривания спускных труб 129, чтобы содействовать предотвращению обходного течения пара через спускные трубы 129 и чтобы дополнительно облегчить выделение газообразных углеводородов.FIG. 3 is a side view of the assembly of stripping plates 126 in one embodiment. Each of the stripping plates 126 receives from above and accumulates fluids. Each stripper plate 126 preferably has an overflow device 128 that serves as a threshold to allow for the accumulation of a small layer of fluid on each of the stripper plates 126. The threshold protrusion may be from 1/2 to 1 inch (12.7-25.4 mm ), although any height can be used. The overflow devices 128 create a waterfall effect when the fluid falls from one plate 126 to the next lower plate 126. In one aspect, the steamers 126 are not tilted, but the effect of the waterfall is created by the configuration of a higher overflow device 128. The fluid contacts the incoming steam enriched in light hydrocarbons, which evaporate methane from the liquid flowing in countercurrent mode, in this contact area of the plates 126. Overflow devices 128 are used for dynamic blocking downcomers 129 to assist in preventing the bypass flow of steam through the bleed pipe 129 and to further facilitate the release of gaseous hydrocarbons.

Процентное содержание метана в жидкости становится все меньшим по мере перемещения жидкости вниз через нижнюю дистилляционную зону 106. Эффективность дистилляции зависит от числа тарелок 126 в нижней дистилляционной зоне 106. В верхней части нижней дистилляционной зоны 106 содержание метана в жидкости может доходить до 25 мол.%, тогда как на нижней отпарной тарелке содержание метана может быть снижено до уровня 0,04 мол.%. Содержание метана быстро падает вдоль ряда отпарных тарелок 126 (или прочих массопередающих устройств). Число массопередающих устройств,The percentage of methane in the liquid becomes smaller as the liquid moves down through the lower distillation zone 106. The efficiency of the distillation depends on the number of plates 126 in the lower distillation zone 106. In the upper part of the lower distillation zone 106, the methane content in the liquid can reach 25 mol%. while on the lower stripping plate the methane content can be reduced to the level of 0.04 mol.%. The methane content rapidly falls along a number of stripping plates 126 (or other mass transfer devices). The number of mass-transmitting devices

- 10 023174 используемых в нижней дистилляционной зоне 106, представляет собой проектный параметр, который выбирают на основе состава потока 10 сырьевого газа. Однако для удаления метана до желательного содержания в сжиженном кислотном газе, например в 1% или менее, обычно нужно применять лишь немного уровней отпарных тарелок 126.- 10,023,174 used in the lower distillation zone 106, is a design parameter that is selected based on the composition of the feed gas stream 10. However, in order to remove methane to a desired content in a liquefied acid gas, for example 1% or less, usually only a few levels of stripping plates 126 need to be used.

Могут быть использованы разнообразные индивидуальные компоновки отпарных тарелок 126, которые облегчают выделение метана. Отпарная тарелка 126 может представлять собой просто панель с ситчатыми отверстиями или барботажными колпачками. Однако для обеспечения дополнительного теплопереноса на текучую среду и для предотвращения нежелательного закупоривания твердыми веществами ниже плавильной тарелки могут быть применены так называемые струйные тарелки. Вместо тарелок также может быть использована беспорядочная или структурированная насадка.A variety of individual stripper tray 126 arrangements may be used that facilitate methane evolution. The steamer plate 126 may simply be a panel with mesh openings or bubble caps. However, in order to provide additional heat transfer to the fluid and to prevent unwanted clogging by solids below the melting plate, so-called inkjet plates can be used. Instead of plates, a random or structured nozzle can also be used.

Фиг. 4А представляет вид сверху иллюстративной струйной тарелки 426 в одном варианте исполнения. Фиг. 4В представляет вид в разрезе струйного лепестка 422, выступающего из струйной тарелки 426. Как показано, каждая струйная тарелка 426 имеет корпус 424 с многочисленными струйными лепестками 422, сформированными внутри корпуса 424. Каждый струйный лепесток 422 включает наклонный элемент 428 лепестка, накрывающий отверстие 425. Таким образом, струйная тарелка 426 имеет многочисленные мелкие отверстия 425.FIG. 4A is a plan view of an exemplary ink tray 426 in one embodiment. FIG. 4B is a cross-sectional view of an ink jet 422 protruding from the ink jet 426. As shown, each ink jet 426 has a housing 424 with multiple ink jet 422 formed within the housing 424. Each ink jet 422 includes an inclined blade element 428 covering the opening 425. Thus, the inkjet plate 426 has numerous small holes 425.

При работе одна или более струйных тарелок 426 могут быть размещены в нижней дистилляционной зоне 106 и/или верхней дистилляционной зоне 110 колонны 100. Тарелки 426 могут быть скомпонованы с многочисленными протоками, такими как картина отпарных тарелок 126 на фиг. 3. Однако может быть использована любая компоновка из тарелок или насадок, которая облегчает отделение газообразного метана. Текучая среда каскадом стекает вниз на каждую струйную тарелку 426. Затем текучие среды протекают вдоль корпуса 424. Ориентацию лепестков 422 оптимизируют так, чтобы быстро и эффективно направлять движение текучей среды по тарелке 426. Необязательно может быть предусмотрена примыкающая спускная труба (не показана), чтобы перемещать жидкость на последующую тарелку 426. Отверстия 425 также позволяют газообразным парам, высвобождающимся во время процесса перемещения текучей среды в нижнюю дистилляционную зону 106, более эффективно проходить вверх к плавильной тарелке 130 и через газопропускные патрубки 131.In operation, one or more inkjet trays 426 may be located in the lower distillation zone 106 and / or the upper distillation zone 110 of the column 100. The trays 426 may be arranged with multiple ducts, such as the pattern of stripping trays 126 in FIG. 3. However, any arrangement of plates or nozzles may be used that facilitates the separation of methane gas. Fluid cascades down to each ink plate 426. Then, the fluids flow along the housing 424. The orientation of the petals 422 is optimized to quickly and efficiently direct the fluid along the plate 426. An adjoining drain pipe (not shown) may optionally be provided so that move the liquid to a subsequent plate 426. The openings 425 also allow gaseous vapors released during the process of moving the fluid to the lower distillation zone 106 to more efficiently pass up to a melting plate 130 and through the gas inlets 131.

В одном аспекте тарелки (такие как тарелки 126 или 426) могут быть изготовлены из устойчивых к загрязнению материалов, т.е. материалов, которые препятствуют накоплению твердых веществ. Устойчивые к загрязнению материалы применяют в некотором технологическом оборудовании, чтобы предотвратить накопление частиц продуктов коррозии металлов, полимеров, солей, гидратов, тонкодисперсных катализаторов или прочих твердых химических соединений. В случае криогенной дистилляционной колонны 100 устойчивые к загрязнению материалы могут быть использованы в тарелках 126 или 426, чтобы ограничить налипание твердого СО2. Например, на поверхность тарелок 126 или 426 может быть нанесено покрытие из материала Тейоп™.In one aspect, the plates (such as plates 126 or 426) can be made from pollution-resistant materials, i.e. materials that prevent the accumulation of solids. Pollution-resistant materials are used in some technological equipment to prevent the accumulation of particles of corrosion products of metals, polymers, salts, hydrates, fine catalysts or other solid chemical compounds. In the case of a cryogenic distillation column 100, contaminant resistant materials can be used on plates 126 or 426 to limit the sticking of solid CO 2 . For example, Teiop ™ may be coated on the surface of plates 126 or 426.

Альтернативно, для обеспечения того, что СО2 не станет накапливаться в твердой форме вдоль внутреннего диаметра дистилляционной колонны 100, может быть предусмотрена физическая компоновка. В этом отношении струйные лепестки 422 могут быть ориентированы так, чтобы выталкивать жидкость вдоль стенки колонны 100, тем самым препятствуя накоплению твердых веществ вдоль стенки колонны 100 и обеспечивая хороший контакт паров и жидкости.Alternatively, to ensure that CO2 does not accumulate in solid form along the inner diameter of the distillation column 100, a physical arrangement may be provided. In this regard, the ink lobes 422 can be oriented so as to push the liquid along the wall of the column 100, thereby preventing the accumulation of solids along the wall of the column 100 and providing good vapor and liquid contact.

В любой из конструкций тарелок, когда стекающая вниз жидкость наталкивается на отпарные тарелки 126, происходит разделение материалов. Газообразный метан выделяется из раствора и движется вверх в форме пара. Однако СО2 является достаточно холодным и имеет достаточно высокую концентрацию, чтобы оставаться в своей жидкой форме и перемещаться вниз ко дну нижней дистилляционной зоны 106, хотя некоторое количество СО2 обязательно будет испаряться в процессе. Затем жидкость выходит из криогенной дистилляционной колонны 100 в выходной трубопровод в виде кубового потока 22 текучей среды.In any of the plate designs, when the liquid flowing down comes up against stripping plates 126, the materials are separated. Gaseous methane is released from the solution and moves upward in the form of steam. However, CO 2 is cold enough and has a high enough concentration to remain in its liquid form and move down to the bottom of the lower distillation zone 106, although some CO2 will necessarily evaporate in the process. Then, the liquid exits the cryogenic distillation column 100 into the outlet pipe in the form of a bottoms fluid stream 22.

По выходе из дистилляционной колонны 100 кубовый поток 22 текучей среды поступает в кипятильник 160. На фиг. 1 кипятильник 160 представляет собой резервуар типа котла, который поставляет выкипевший пар к донной части отпарных тарелок. Трубопровод для пара из кипятильника показан кодовым номером 27 позиции. В дополнение, выкипевший пар может быть доставлен по нагревательному трубопроводу 25 для подведения дополнительного тепла к плавильной тарелке 130. Количество дополнительного тепла регулируют с помощью клапана 165 и регулятора ТС температуры. Альтернативно, чтобы сэкономить энергию, для потока 10 исходной текучей среды может быть использован теплообменник, такой как термосифонный теплообменник (не показан). В этом отношении жидкости, поступающие в кипятильник 160, остаются при относительно низкой температуре, например, от около 30 до 40°Р (1,11-4,44°С). Распределением теплоты от потока 10 исходной текучей среды оператор может нагревать и частично доводить до кипения холодный кубовый поток 22 текучей среды из дистилляционной колонны 100, в то же время проводя предварительное охлаждение добытого из эксплуатационной скважины потока 10 текучей среды. Для этого случая текучая среда, подводящая дополнительное тепло по трубопроводу 25, представляет собой смешанную фазу, возвращаемую из кипятильника 160.Upon leaving the distillation column 100, the bottoms stream 22 of the fluid enters the boiler 160. In FIG. 1, boiler 160 is a boiler-type tank that delivers boiled steam to the bottom of the stripping plates. The piping for steam from the boiler is shown by code number 27 of the position. In addition, the boiled off steam can be delivered via the heating pipe 25 to supply additional heat to the melting plate 130. The amount of additional heat is controlled using valve 165 and a temperature controller TC. Alternatively, in order to save energy, a heat exchanger such as a thermosiphon heat exchanger (not shown) may be used for the feed stream 10. In this regard, the liquids entering the boiler 160 remain at a relatively low temperature, for example, from about 30 to 40 ° P (1.11-4.44 ° C). By distributing the heat from the source fluid stream 10, the operator can heat and partially bring to boil the cold bottoms fluid stream 22 from the distillation column 100, while at the same time pre-cooling the fluid stream 10 from the production well. For this case, the fluid supplying additional heat through the pipe 25 is a mixed phase returned from the boiler 160.

Предусматривается, что в некоторых условиях плавильная тарелка 130 может работать без нагрева- 11 023174 тельного трубопровода 25. В этих случаях плавильная тарелка 130 может быть скомпонована с внутренним нагревательным устройством, таким как электрический нагреватель. Однако предпочтительно, чтобы была привлечена нагревательная система, в которой используют тепловую энергию, отбираемую из кубового потока 22 текучей среды. В одном аспекте теплые текучие среды в нагревательном трубопроводе 25 присутствуют с температурой от 30 до 40°Р (1,11-4,44°С) , так что они содержат относительно много тепловой энергии. Таким образом, на фиг. 1 поток теплого пара в нагревательном трубопроводе 25 показан направляемым к плавильной тарелке 130 через нагревательный змеевик (не показан) на плавильной тарелке 130. Альтернативно, поток теплого пара может быть связан с транспортным трубопроводом 135.It is contemplated that, under certain conditions, the melting plate 130 may operate without heating pipe 25. In these cases, the melting plate 130 may be arranged with an internal heating device, such as an electric heater. However, it is preferable that a heating system be used that utilizes thermal energy taken from the still bottom fluid stream 22. In one aspect, warm fluids in the heating conduit 25 are present at a temperature of from 30 to 40 ° P (1.11-4.44 ° C), so that they contain relatively much thermal energy. Thus, in FIG. 1, a stream of warm steam in a heating pipe 25 is shown directed to a melting plate 130 through a heating coil (not shown) on a melting plate 130. Alternatively, a stream of warm steam may be connected to a transport pipe 135.

При работе большую часть потока пара из кипятильника вводят в донную часть колонны по трубопроводу 27, выше уровня жидкости на дне и на уровне или ниже последней отпарной тарелки 126. Когда пар из кипятильника проходит вверх через каждую тарелку 126, остаточный метан выпаривается из жидкости. Этот пар охлаждается по мере перемещения его вверх по колонне. К моменту времени, когда поток пара из трубопровода 27 достигает гофрированной плавильной тарелки 130, температура может снизиться до уровня от около -20 до 0°Р (от -28,9 до -17,8°С). Однако он остается довольно теплым по сравнению с плавлением твердого вещества на плавильной тарелке 130, которое может происходить при температуре от около -50 до -70°Р (от -45,6 до -56,7°С). Пар все еще имеет достаточно высокое теплосодержание для расплавления твердого СО2 по мере его вступления в контакт с плавильной тарелкой 130.During operation, most of the steam stream from the boiler is introduced into the bottom of the column through line 27, above the liquid level at the bottom and at or below the last stripper plate 126. When steam from the boiler passes up through each plate 126, the residual methane is evaporated from the liquid. This vapor cools as it moves up the column. By the time when the steam flow from the pipeline 27 reaches the corrugated melting plate 130, the temperature may drop to about -20 to 0 ° P (from -28.9 to -17.8 ° C). However, it remains quite warm compared to the melting of the solid on the melting plate 130, which can occur at a temperature of from about −50 to −70 ° C. (−45.6 to −56.7 ° C.). The steam still has a sufficiently high heat content to melt solid CO 2 as it comes into contact with the melting plate 130.

Со ссылкой опять на кипятильник 160, текучие среды в кубовом потоке 24, которые выходят из кипятильника 160 в жидкой форме, необязательно могут быть пропущены через расширительный клапан 162. Расширительный клапан 162 снижает давление кубового жидкого продукта, эффективно обеспечивая охлаждающее действие. Таким образом, получают охлажденный кубовый поток 26. СО2обогащенная жидкость, выходящая из кипятильника 160, может быть закачана в забой скважины через одну или более ΑΟΙ-скважин (для нагнетания кислотного газа) (схематически показанных на фиг. 1 кодовым номером 250 позиции). В некоторых ситуациях жидкий СО2 может быть закачан в частично разработанный нефтеносный пласт как часть процесса интенсификации добычи нефти вторичным методом. Таким образом, СО2 мог бы представлять собой смешивающуюся нагнетаемую текучую среду. В качестве альтернативы, СО2 может быть использован в качестве смешивающегося агента для нагнетания в пласт при интенсификации добычи нефти вторичным методом.With reference again to the boiler 160, the fluids in the bottoms stream 24 that exit the boiler 160 in liquid form may optionally be passed through the expansion valve 162. The expansion valve 162 reduces the pressure of the bottoms liquid product, effectively providing a cooling effect. Thus, a cooled bottoms stream 26 is obtained. CO2-enriched liquid leaving the boiler 160 can be pumped into the bottom of the well through one or more ΑΟΙ-wells (for injecting acid gas) (schematically indicated in FIG. 1 by position code 250). In some situations, liquid CO 2 can be injected into a partially developed oil reservoir as part of the process of intensifying oil production by the secondary method. Thus, CO 2 could be a miscible pumpable fluid. Alternatively, CO 2 can be used as a miscible agent for injection into the reservoir during the intensification of oil production by the secondary method.

Со ссылкой опять на нижнюю дистилляционную зону 106 колонны 100, газ движется вверх через нижнюю дистилляционную зону 106, через газопропускные патрубки 131 в плавильной тарелке 130 и поступает в зону 108 регулируемого замораживания. Зона 108 регулируемого замораживания формирует открытую камеру, имеющую многочисленные распылительные сопла 122. Когда пар движется вверх через зону 108 регулируемого замораживания, температура пара становится гораздо более низкой. Пар контактирует с жидким метаном (флегмой), поступающим из распылительных сопел 122. Этот жидкий метан является гораздо более холодным, чем движущийся вверх пар, который был подвергнут глубокому охлаждению с использованием наружной холодильной установки, которая включает теплообменник 17 0. В одном варианте компоновки жидкий метан выходит из распылительных сопел 122 при температуре приблизительно от -120 до -130°Р (от -84,4 до -90°С). Однако при испарении жидкого метана он поглощает теплоту из своего окружения, тем самым снижая температуру движущегося вверх пара. Испаренный метан также протекает вверх благодаря его уменьшенной плотности (относительно жидкого метана) и градиента давления внутри дистилляционной колонны 100.With reference again to the lower distillation zone 106 of the column 100, the gas moves upward through the lower distillation zone 106, through the gas inlets 131 in the melting plate 130, and enters the controlled freezing zone 108. The controlled freezing zone 108 forms an open chamber having multiple spray nozzles 122. As steam moves upward through the controlled freezing zone 108, the temperature of the steam becomes much lower. The vapor is in contact with liquid methane (reflux) coming from spray nozzles 122. This liquid methane is much colder than the upwardly moving steam that has been deeply cooled using an external refrigeration unit that includes a heat exchanger 17 0. In one embodiment, the liquid methane exits the spray nozzles 122 at a temperature of from about -120 to -130 ° P (-84.4 to -90 ° C). However, when liquid methane is vaporized, it absorbs heat from its surroundings, thereby lowering the temperature of the steam moving upward. Evaporated methane also flows upward due to its reduced density (relative to liquid methane) and the pressure gradient inside the distillation column 100.

Когда пары метана движутся далее вверх по криогенной дистилляционной колонне 100, они покидают промежуточную зону 108 регулируемого замораживания и поступают в верхнюю дистилляционную зону 110. Пары продолжают двигаться вверх вместе с другими легкими газами, выделившимися из потока 12 охлажденной исходной текучей среды. Объединенные углеводородные пары выходят из верха криогенной дистилляционной колонны 100, образуя поток 14 верхнего метанового погона.As methane vapors move further up the cryogenic distillation column 100, they leave the intermediate controlled freezing zone 108 and enter the upper distillation zone 110. The vapors continue to move upward along with other light gases released from the cooled feed stream 12. The combined hydrocarbon vapors leave the top of the cryogenic distillation column 100, forming a stream 14 of the overhead methane stream.

Газообразные углеводороды в потоке 14 верхнего метанового погона направляют в наружную холодильную установку 170. В одном аспекте в холодильной установке 170 используют этиленовый хладагент или другое охлаждающее средство, способное глубоко охлаждать поток 14 верхнего метанового погона до температуры от около -135 до -145°Р (от -92,8 до -98,3°С). Это служит, по меньшей мере частично, для сжижения потока 14 верхнего метанового погона. Затем поток 14 охлажденного метана движется к дефлегматору или разделительной камере 172.Gaseous hydrocarbons in the overhead methane stream 14 are sent to an external refrigeration unit 170. In one aspect, the refrigeration unit 170 uses ethylene refrigerant or other cooling means capable of deeply cooling the overhead methane stream 14 to a temperature of from about −135 to −145 ° P ( from -92.8 to -98.3 ° C). This serves, at least in part, to liquefy the overhead methane stream 14. Then, the cooled methane stream 14 moves to a reflux condenser or separation chamber 172.

Разделительную камеру 172 применяют для отделения газа 16 от жидкости, иногда называемой жидкой флегмой 18. Газ 16 представляет собой более легкие газообразные углеводороды, главным образом метан, из потока 10 исходного сырьевого газа. Также могут присутствовать азот и гелий. Газообразный метан 16, конечно, представляет собой продукт, который в конечном итоге стараются уловить и реализовать на рынке, вместе с любыми следовыми количествами этана. Эта несжиженная часть верхнего метанового погона 14 также пригодна для применения в качестве топлива на месте получения.A separation chamber 172 is used to separate the gas 16 from the liquid, sometimes called liquid reflux 18. Gas 16 is a lighter gaseous hydrocarbon, mainly methane, from the feed gas stream 10. Nitrogen and helium may also be present. Gaseous methane 16, of course, is a product that they ultimately try to capture and market, along with any trace amounts of ethane. This non-liquefied portion of the overhead methane overhead 14 is also suitable for use as fuel at the place of receipt.

Часть потока 14 верхнего метанового погона, выходящего из холодильной установки 170, остается сконденсированной. Эта часть составляет жидкую флегму 18, которую отделяют в разделительной камере 172 и возвращают в колонну 100. Для перемещения жидкой флегмы 18 обратно в колонну 100 можетPart of the overhead methane stream 14 leaving the refrigeration unit 170 remains condensed. This part constitutes the liquid reflux 18, which is separated in the separation chamber 172 and returned to the column 100. To move the liquid reflux 18 back to the column 100 can

- 12 023174 быть применен насос 19. Альтернативно, разделительную камеру 172 сооружают выше колонны 100 для обеспечения гравитационной подачи жидкой флегмы 18. Жидкая флегма 18 будет включать любой диоксид углерода, который улетучивается из верхней дистилляционной зоны 110. Однако большую часть жидкой флегмы 18 составляет метан, обычно 95% или более, с азотом (если он присутствует в потоке 10 исходной текучей среды) и следами сероводорода (если он также присутствует в потоке 10 исходной текучей среды).- Pump 19 should be used 12 023174. Alternatively, a separation chamber 172 is built above the column 100 to provide a gravitational supply of liquid reflux 18. Liquid reflux 18 will include any carbon dioxide that escapes from the upper distillation zone 110. However, most of the liquid reflux 18 is methane. typically 95% or more, with nitrogen (if it is present in stream 10 of the original fluid) and traces of hydrogen sulfide (if it is also present in stream 10 of the original fluid).

В одном варианте компоновки охлаждения поток 14 верхнего метанового погона отбирают с помощью системы охлаждения открытого цикла, такой как система охлаждения, показанная на фиг. 6 и описанная с ее привлечением. В этой компоновке поток 14 верхнего метанового погона проводят через теплообменник с перекрестным током для охлаждения возвращаемой части потока верхнего метанового погона, используемого в качестве жидкой флегмы 18. После этого поток 14 верхнего метанового погона сжимают до давления от около 1000 до 1400 ры (6,9-9,6 МПа), и затем охлаждают с использованием окружающего воздуха и, возможно, внешнего пропанового хладагента. Затем поток сжатого и охлажденного газа направляют через детандер для дополнительного охлаждения. Может быть применен турбодетандер для извлечения еще большего количества жидкости, а также некоторой мощности на валу. Патент США № 6053007, озаглавленный Способ разделения многокомпонентного газового потока, содержащего по меньшей мере один замораживаемый компонент, описывает охлаждение потока верхнего метанового погона, и включен здесь ссылкой во всей своей полноте.In one embodiment of the cooling arrangement, the overhead methane stream 14 is selected using an open cycle cooling system, such as the cooling system shown in FIG. 6 and described with her involvement. In this arrangement, the overhead methane stream 14 is passed through a cross-flow heat exchanger to cool the return portion of the overhead methane stream used as liquid reflux 18. Thereafter, the overhead methane stream 14 is compressed to a pressure of about 1000 to 1400 cu (6.9 -9.6 MPa), and then cooled using ambient air and possibly an external propane refrigerant. Then the stream of compressed and cooled gas is directed through the expander for additional cooling. A turboexpander can be used to extract even more fluid, as well as some power on the shaft. US patent No. 6053007, entitled A method for separating a multicomponent gas stream containing at least one frozen component, describes the cooling of the overhead methane stream, and is hereby incorporated by reference in its entirety.

Здесь понятно, что настоящие изобретения не ограничиваются способом охлаждения для потока 14 верхнего метанового погона. Также понятно, что степень охлаждения между холодильной установкой 17 0 и начальной холодильной установкой 150 может варьировать. В некоторых случаях может быть желательным, чтобы холодильная установка 150 работала при более высокой температуре, но затем было более резкое охлаждение потока 14 верхнего метанового погона в холодильной установке 170. Опять же, настоящие изобретения не ограничиваются этими типами вариантов конструкции.It is understood that the present invention is not limited to the cooling method for the overhead methane stream 14. It is also understood that the degree of cooling between the refrigeration unit 17 0 and the initial refrigeration unit 150 may vary. In some cases, it may be desirable for the refrigeration unit 150 to operate at a higher temperature, but then there will be a sharper cooling of the overhead methane stream 14 in the refrigeration unit 170. Again, the present invention is not limited to these types of design options.

Возвращаясь опять к фиг. 1, жидкую флегму 18 возвращают в верхнюю дистилляционную зону 110. Затем жидкую флегму 18 гравитационным путем переносят через одно или более массопередающих устройств 116 в верхнюю дистилляционную зону 110. В одном варианте исполнения массопередающие устройства 116 представляют собой ректификационные тарелки, которые создают каскадные серии переливных устройств 118 и спускных труб 119, подобно описанным выше тарелкам 126.Returning again to FIG. 1, the liquid reflux 18 is returned to the upper distillation zone 110. Then, the liquid phlegm 18 is gravitationally transferred through one or more mass transfer devices 116 to the upper distillation zone 110. In one embodiment, the mass transfer devices 116 are distillation plates that create cascading series of overflow devices. 118 and downpipes 119, similar to plates 126 described above.

Когда текучие среды из потока 18 жидкой флегмы движутся вниз по ректификационным тарелкам 116, из верхней дистилляционной зоны 110 испаряется дополнительный метан. Газообразный метан вновь объединяется с потоком 14 верхнего метанового погона, чтобы образовать часть потока 16 газообразного продукта. Однако остальная жидкостная фаза жидкой флегмы 18 падает на коллекторную тарелку 140. Когда это происходит, поток 18 жидкой флегмы неизбежно будет захватывать небольшую процентную долю углеводорода и остаточные кислотные газы, движущиеся вверх из зоны 108 регулируемого замораживания. Жидкая смесь метана и диоксида углерода собирается на коллекторной тарелке 140.When fluids from the liquid reflux stream 18 move down the distillation trays 116, additional methane is vaporized from the upper distillation zone 110. Methane gas is again combined with the overhead methane stream 14 to form part of the product gas stream 16. However, the remaining liquid phase of the liquid reflux 18 falls onto the collector plate 140. When this happens, the liquid reflux stream 18 will inevitably capture a small percentage of the hydrocarbon and residual acid gases moving upward from the controlled freezing zone 108. A liquid mixture of methane and carbon dioxide is collected on the collector plate 140.

Коллекторная тарелка 140 предпочтительно представляет собой главным образом плоскую деталь для сбора жидкостей. Однако, как и для плавильной тарелки 130, коллекторная тарелка 140 также имеет один, и предпочтительно многочисленные, газопропускные патрубки для проведения газов, поступающих снизу вверх из зоны 108 регулируемого замораживания. Может быть использована компоновка газопропускной патрубок-и-колпачок, такая же как представленная деталями 131 и 132 на фиг. 2В и 2С. Газопропускные патрубки 141 и колпачки 142 для коллекторной тарелки 140 показаны в увеличенном виде на фиг. 5, дополнительно обсуждаемой ниже.The manifold plate 140 is preferably a substantially flat fluid collection part. However, as with the melting tray 130, the collecting tray 140 also has one, and preferably multiple, gas inlets for conducting gases flowing from the bottom up from the controlled freezing zone 108. A gas port-and-cap arrangement, such as that represented by parts 131 and 132 of FIG. 2B and 2C. The gas inlets 141 and caps 142 for the manifold plate 140 are shown enlarged in FIG. 5, further discussed below.

Здесь следует отметить, что в верхней дистилляционной зоне 110 любой присутствующий Н2§ более предпочтительно растворяется в жидкости, нежели остается в газе при рабочей температуре. В этом отношении Н2§ имеет сравнительно низкую относительную летучесть. Посредством контакта остаточного пара с большим количеством жидкости криогенная дистилляционная колонна 100 обусловливает снижение концентрации Н2§ до уровня желательного предела в частях на миллион (ррт, млн-1) , такого как соответственно техническим условиям для 10 или даже 4 млн-1. Когда текучая среда движется через массопередающие устройства 116 в верхней дистилляционной зоне 110, Н2§ контактирует с жидким метаном и вытягивается из паровой фазы и становится частью жидкостного потока 20. Отсюда Н2§ движется в жидкой форме вниз через нижнюю дистилляционную зону 106 и в конечном итоге выходит из криогенной дистилляционной колонны 100 как часть кубового потока 22 сжиженных кислотных газов. Для тех случаев, где в подводимом сырьевом потоке присутствует малое количество Н2§ или он вообще отсутствует, или если Н2§ селективно удален в процессе выше по потоку, Н2§ практически будет отсутствовать в верхнем газовом погоне.It should be noted here that in the upper distillation zone 110, any H 2 § present is more preferably soluble in the liquid than remains in the gas at the operating temperature. In this respect, H 2 § has a relatively low relative volatility. By contacting the residual vapor with a large amount of liquid cryogenic distillation column 100 causes the decrease in the concentration of H 2 § limit to the level desired in parts per million (ppm, mn -1), respectively, such as technical terms for 10 or even 4 million -1. When the fluid moves through mass transfer devices 116 in the upper distillation zone 110, H 2 § is in contact with liquid methane and is drawn out from the vapor phase and becomes part of the liquid stream 20. From here, H 2 § moves in liquid form down through the lower distillation zone 106 and ultimately ultimately leaves the cryogenic distillation column 100 as part of the bottoms stream 22 of liquefied acid gases. For those cases where a small amount of H 2 § is present in the supplied feed stream or it is completely absent, or if H 2 § is selectively removed in the upstream process, H 2 § will practically be absent in the overhead gas stream.

В криогенной дистилляционной колонне 100 жидкость, собравшаяся на коллекторной тарелке 140, выводится из верхней дистилляционной зоны 110 в виде жидкостного потока 20. Жидкостный поток 20 главным образом состоит из метана. В одном аспекте жидкостный поток 20 состоит примерно из 93 мол.% метана, 3% СО2, 0,5% Н2§ и 3,5% Ν2. В этот момент жидкостный поток 20 имеет температуру от около -125 до -130°Р (от -87,2 до -90°С). Он является лишь слегка более теплым, чем поток 18 жидкой флегмы. Жидкостный поток 20 направляют во флегмовый барабан 174. Назначение флегмового барабанаIn the cryogenic distillation column 100, liquid collected on the collector plate 140 is discharged from the upper distillation zone 110 as a liquid stream 20. The liquid stream 20 mainly consists of methane. In one aspect, the liquid stream 20 consists of about 93 mol.% Methane, 3% CO 2 , 0.5% H 2 § and 3.5% Ν 2 . At this point, the liquid stream 20 has a temperature of from about −125 to −130 ° C. (−87.2 to −90 ° C.). It is only slightly warmer than the fluid reflux stream 18. The liquid stream 20 is sent to the reflux drum 174. Purpose of the reflux drum

- 13 023174- 13 023174

174 состоит в обеспечении емкости для нагнетания насосом 176. При выходе из флегмового барабана 174 образуется распыляемый поток 21. Распыляемый поток 21 сжимается насосом 176 для второго повторного введения в криогенную дистилляционную колонну 100. В этом случае распыляемый поток 21 нагнетают в промежуточную зону 108 регулируемого замораживания и выпускают через сопла 122.174 consists in providing a capacity for injection by the pump 176. Upon exiting the reflux drum 174, a spray stream 21 is formed. The spray stream 21 is compressed by the pump 176 for a second re-introduction into the cryogenic distillation column 100. In this case, the spray stream 21 is pumped into the intermediate zone 108 of controlled freezing and released through nozzles 122.

Некоторая часть распыляемого потока 21, в частности метан, испаряется и улетучивается при выходе из сопел 122. После этого метан поднимается через промежуточную зону 108 регулируемого замораживания, через газопропускные патрубки в коллекторной тарелке 140 и через массопередающие устройства 116 в верхней дистилляционной зоне 110. Метан покидает дистилляционную колонну 100 как поток 14 верхнего метанового погона и в конечном итоге становится частью коммерческого продукта в газовом потоке 16.Some part of the atomized stream 21, in particular methane, evaporates and escapes upon exiting the nozzles 122. After that, the methane rises through the intermediate controlled freezing zone 108, through the gas inlets in the manifold plate 140 and through the mass transfer devices 116 in the upper distillation zone 110. The methane leaves distillation column 100 as a methane overhead stream 14 and ultimately becomes part of the commercial product in gas stream 16.

Поток 21, распыляемый из сопел 122, также обусловливает десублимацию диоксида углерода из газовой фазы. В этом отношении СО2, первоначально растворенный в жидком метане, может моментально переходить в газовую фазу и движется вверх вместе с метаном. Однако вследствие очень низкой температуры внутри зоны 108 регулируемого замораживания любой газообразный диоксид углерода быстро образует зародыши и слипается с образованием твердой фазы, и начинает выпадать в виде снега. Это явление называют десублимацией. Этим путем некоторое количество СО2 никогда не переходит вновь в жидкостную фазу, пока не дойдет до плавильной тарелки 130. Этот снег диоксида углерода оседает на плавильную тарелку 130 и плавится, переходя в жидкостную фазу. Отсюда СО2-обогащенная жидкость каскадом стекает вниз через массопередающие устройства или тарелки 126 в нижнюю дистилляционную зону 106 вместе с жидким СО2 из потока 12 охлажденного сырьевого газа, как описано выше. В этот момент любой остаточный метан из потока 21, распыляемого из сопел 122, должен быстро переходить в пар. Эти пары движутся вверх в криогенной дистилляционной колонне 100 и вновь поступают в верхнюю дистилляционную зону 110.Stream 21 sprayed from nozzles 122 also causes the desublimation of carbon dioxide from the gas phase. In this regard, CO 2 , originally dissolved in liquid methane, can instantly go into the gas phase and moves upward with methane. However, due to the very low temperature inside the controlled freezing zone 108, any gaseous carbon dioxide quickly forms nuclei and coalesces to form a solid phase, and begins to precipitate in the form of snow. This phenomenon is called desublimation. In this way, a certain amount of CO 2 never goes back into the liquid phase until it reaches the melting plate 130. This snow of carbon dioxide settles on the melting plate 130 and melts into a liquid phase. From here, the CO 2 -enriched liquid cascades down through mass transfer devices or trays 126 to the lower distillation zone 106 together with liquid CO 2 from the cooled feed gas stream 12, as described above. At this point, any residual methane from stream 21 sprayed from nozzles 122 should quickly turn into steam. These pairs move upward in the cryogenic distillation column 100 and again enter the upper distillation zone 110.

Желательно иметь глубоко охлажденную жидкость, в такой мере контактирующую с газом, который движется вверх по колонне 100, насколько это возможно. Если бы пар обходил стороной распыляемый поток 21, выбрасываемый из сопел 122, то до верхней дистилляционной зоны 110 колонны 100 могли бы доходить увеличенные количества СО2. Для повышения эффективности газо-жидкостного контакта в зоне 108 регулируемого замораживания могут быть использованы многочисленные сопла 122, имеющие специально приспособленную конструкцию. Таким образом, вместо того, чтобы применять одиночный источник распыления на одном или более уровнях в потоке 21 флегмовой текучей среды, скорее можно использовать несколько магистралей 120 с соплами, необязательно оснащенных многочисленными распылительными соплами 122. Таким образом, конструкция распылительных сопел 122 влияет на массоперенос, который происходит внутри зоны 108 регулируемого замораживания. Кроме того, сами сопла могут быть сконструированы так, чтобы создавать оптимальные размеры капелек и область распределения этих капелек.It is desirable to have a deeply cooled liquid in contact with the gas that moves up the column 100 as much as possible. If the steam bypassed the spray stream 21 discharged from the nozzles 122, then increased amounts of CO 2 could reach the upper distillation zone 110 of the column 100. To increase the efficiency of the gas-liquid contact in the controlled freezing zone 108, numerous nozzles 122 having a specially adapted design can be used. Thus, instead of using a single spray source at one or more levels in the reflux fluid stream 21, it is more likely to use multiple nozzle lines 120, optionally equipped with multiple spray nozzles 122. Thus, the design of the spray nozzles 122 affects mass transfer. which occurs inside the controlled freezing zone 108. In addition, the nozzles themselves can be designed to create optimal droplet sizes and the distribution region of these droplets.

Авторы настоящего изобретения ранее предлагали разнообразные конструкции сопел в находящейся одновременно на рассмотрении патентной публикации № АО 2008/091316, имеющей дату международной подачи 20 ноября 2007 года. Эта заявка и фиг. 6А и 6В в ней включены здесь ссылкой для разъяснений относительно конструкций сопел. Стремятся к тому, чтобы сопла обеспечивали 360-градусный охват внутри зоны 108 регулируемого замораживания и создавали хороший контакт пара и жидкости и тепло/массоперенос. Этим, в свою очередь, достигают более эффективного охлаждения любого газообразного диоксида углерода, движущегося вверх через криогенную дистилляционную колонну 100.The inventors of the present invention have previously proposed a variety of nozzle designs in patent pending Publication No. AO 2008/091316, which has an international filing date of November 20, 2007. This application and FIG. 6A and 6B are incorporated herein by reference for explanation of nozzle designs. They aim to ensure that the nozzles provide 360-degree coverage within the controlled freezing zone 108 and create good vapor-liquid contact and heat / mass transfer. By this, in turn, more efficient cooling of any gaseous carbon dioxide moving upward through the cryogenic distillation column 100 is achieved.

Применение многочисленных магистралей 120 и соответствующего перекрывающегося расположения сопел 122 для полного охвата также сводит к минимуму противоточное смешение. В этом отношении полный охват предотвращает обратное перемещение тонкодисперсных частиц СО2 с малой массой обратно в колонну и поступление их в верхнюю дистилляционную зону 110. Тогда эти частицы повторно смешивались бы с метаном и вновь поступали в поток 14 верхнего метанового погона, который пришлось бы опять вовлекать в рециркуляцию.The use of multiple lines 120 and the corresponding overlapping arrangement of nozzles 122 for full coverage also minimizes countercurrent mixing. In this regard, the full coverage prevents the backward transfer of finely dispersed, low-mass CO2 particles back into the column and their entry into the upper distillation zone 110. Then these particles would be re-mixed with methane and re-introduced into the overhead methane stream 14, which would again have to be involved in recirculation.

Система удаления кислотных газов, описанная выше в связи с фиг. 1, является благоприятной для получения коммерческого метанового продукта 16, который, по существу, не содержит кислотных газов. Продукт 16 предпочтительно является сжиженным и направляется по трубопроводу на продажу. Сжиженный газовый продукт предпочтительно соответствует техническим условиям на эксплуатацию трубопровода в отношении содержания СО2 на уровне от 1 до 4 мол.%, где генерируют достаточное количество флегмы. Диоксид углерода и сероводород удаляют с кубовым потоком 22.The acid gas removal system described above in connection with FIG. 1 is favorable for producing a commercial methane product 16 that is substantially free of acid gases. Product 16 is preferably liquefied and piped for sale. The liquefied gas product preferably meets the technical specifications for the operation of the pipeline with respect to the content of CO 2 at a level of from 1 to 4 mol.%, Where a sufficient amount of reflux is generated. Carbon dioxide and hydrogen sulfide are removed with a bottoms stream 22.

В некоторых случаях в потоке 10 исходной сырьевой текучей среды присутствуют небольшие количества Н2§ с относительно большими количествами СО2. В этом случае может быть желательным селективное удаление Н2§ перед криогенной дистилляционной колонной, чтобы тем самым можно было получить поток чистого жидкого СО2 в кубовом потоке 22. Этим путем СО2 можно непосредственно нагнетать в пласт для работ по интенсификации добычи нефти вторичным методом (БОК). Поэтому здесь предложены системы и способы удаления части сернистых компонентов, которые получаются с потоком 10 исходной текучей среды, до того как удаление кислотных газов происходит в криогенной дистилляционной колонне, такой как колонна 100.In some cases, small amounts of H 2 § with relatively large amounts of CO 2 are present in stream 10 of the feedstock feed fluid. In this case, it may be desirable to selectively remove H 2 in front of the cryogenic distillation column so that a stream of pure liquid CO 2 in the bottoms stream 22 can be obtained. In this way, CO 2 can be injected directly into the formation to intensify oil production using the secondary method ( SIDE). Therefore, systems and methods are provided for removing part of the sulfur components that are obtained with a feed stream 10 before acid gases are removed in a cryogenic distillation column, such as column 100.

- 14 023174- 14 023174

Здесь предложен ряд селективных в отношении Н2§ способов удаления сернистых компонентов из потока газа. Описаны способы как на водной, так и неводной основе. Этими способами предпочтительно удаляются любые сульфгидрильные соединения, такие как сероводород (Н2§) и сероорганические соединения, имеющие сульфгидрильную (-8Н) группу, известные как меркаптаны, также известные как тиолы (К-8Н), где К представляет углеводородную группу.Here a number of selective H 2 § methods have been proposed for removing sulfur components from a gas stream. Methods are described both on an aqueous and non-aqueous basis. These methods preferably remove any sulfhydryl compounds, such as hydrogen sulfide (H 2 §) and organosulfur compounds having a sulfhydryl (-8H) group, known as mercaptans, also known as thiols (K-8H), where K represents a hydrocarbon group.

Первый способ удаления сернистых компонентов выше по потоку относительно системы удаления кислотных газов основывается на применении растворителей. Определенные растворители имеют сродство к сероводороду и могут быть использованы для отделения Н2§ от метана. Растворители могут быть либо физическими растворителями, либо химическими растворителями.The first method for removing sulfur components upstream of the acid gas removal system is based on the use of solvents. Certain solvents have an affinity for hydrogen sulfide and can be used to separate H 2 § from methane. Solvents can be either physical solvents or chemical solvents.

Фиг. 6 представляет схематическую диаграмму, которая показывает газоперерабатывающую установку 600 для удаления кислотных газов из потока газа, в одном варианте исполнения. В газоперерабатывающей установке 600 применяют сольвентный процесс выше по потоку относительно системы удаления кислотных газов. Система удаления кислотных газов в целом обозначена кодовым номером 650 позиции, тогда как сольвентный процесс обозначен Блоком 605. Система 650 удаления кислотных газов включает разделительный резервуар в блоке 100. Блок 100 является показательным в основном для зоны регулируемого замораживания колонны 100 из фиг. 1. Однако блок 100 также может представлять любую криогенную дистилляционную колонну, такую как колонна для объемного фракционирования.FIG. 6 is a schematic diagram that shows a gas processing plant 600 for removing acid gases from a gas stream, in one embodiment. Gas processing unit 600 employs an upstream solvent process relative to an acid gas removal system. The acid gas removal system is generally indicated by a position code 650, while the solvent process is indicated by Block 605. The acid gas removal system 650 includes a separation tank in block 100. Block 100 is mainly indicative of the controlled freezing zone of column 100 of FIG. 1. However, block 100 may also be any cryogenic distillation column, such as a bulk fractionation column.

На фиг. 6 поток добытого газа показан как кодовым номером 612 позиции. Поток 612 газа получают при работах по добыче углеводородов, которые проводят в районе разработки месторождения, или промысле 610. Понятно, что промысел 610 может представлять собой любое место, где добывают газообразные углеводороды.In FIG. 6, the flow of produced gas is shown as position code 612. A gas stream 612 is obtained from hydrocarbon production operations that are carried out in the field development area, or in the 610 field. It is understood that the 610 field may be any place where gaseous hydrocarbons are produced.

Промысел 610 может быть на суше, вблизи побережья или на море. Промысел 610 может действовать с использованием естественного пластового давления или может применять процедуры интенсификации добычи нефти вторичным методом. Заявленные здесь системы и способы не ограничиваются типом месторождения, которое находится в стадии разработки, в такой мере, насколько обеспечивается добыча углеводородов, загрязненных сероводородом и диоксидом углерода. Углеводороды будут включать главным образом метан, но также могут включать от 2 до 10 мол.% этана и других тяжелых углеводородов, таких как пропан, или даже следовые количества бутана и ароматических углеводородов.Fishing 610 may be on land, near the coast or at sea. Fishery 610 may operate using natural reservoir pressure or may apply secondary stimulation procedures for oil production. The systems and methods claimed herein are not limited to the type of field that is being developed, to the extent that production of hydrocarbons contaminated with hydrogen sulfide and carbon dioxide is ensured. Hydrocarbons will mainly comprise methane, but may also include from 2 to 10 mol% of ethane and other heavy hydrocarbons such as propane, or even trace amounts of butane and aromatic hydrocarbons.

Поток 612 газа является сырьевым, что значит, что он не был подвергнут обработке в процессах удаления кислотных газов. Поток 612 сырьевого газа может быть пропущен по трубопроводу, например от промысла 610 до газоперерабатывающей установки 600. По поступлении в газоперерабатывающую установку 600 поток 612 газа может быть направлен через процесс обезвоживания, такой как резервуар для гликолевой дегидратации. Резервуар для гликолевой дегидратации схематически показан кодовым номером 620 позиции. В результате пропускания потока 612 сырьевого газа через резервуар 620 для обезвоживания образуется водный поток 622. В некоторых случаях поток 612 сырьевого газа может быть смешан с моноэтиленгликолем (МЕС), чтобы предотвратить выделение воды и образование гидратов. Например, МЕС может быть распылен на охладитель, и жидкости, собранные для отделения в воду, более концентрированный МЕС, и, возможно, некоторые тяжелые углеводороды, в зависимости от температуры охладителя и состава поступающего газа.The gas stream 612 is feedstock, which means that it has not been processed in acid gas removal processes. Feed gas stream 612 may be piped, for example, from field 610 to gas processing unit 600. Upon entering gas processing unit 600, gas stream 612 may be directed through a dehydration process, such as a glycol dehydration tank. The glycol dehydration tank is shown schematically with code number 620 of the position. By passing the feed gas stream 612 through the dewatering tank 620, an aqueous stream 622 is formed. In some cases, the feed gas stream 612 may be mixed with monoethylene glycol (MEC) to prevent water evolution and hydrate formation. For example, MEC can be sprayed onto a cooler, and liquids collected for separation into water, more concentrated MEC, and possibly some heavy hydrocarbons, depending on the temperature of the cooler and the composition of the incoming gas.

Водный поток 622 может быть направлен в установку для обработки воды. В альтернативном варианте, водный поток 622 может быть повторно закачан в подповерхностный пласт. Подповерхностный пласт обозначен блоком 630. Опять же альтернативно, удаленный водный поток 622 может быть обработан для соответствия экологическим стандартам и затем выпущен в местный водоем (не показан) в виде обработанной воды.Water stream 622 may be directed to a water treatment plant. Alternatively, the water stream 622 may be re-injected into the subsurface formation. The subsurface formation is indicated by block 630. Again, alternatively, the remote water stream 622 can be treated to meet environmental standards and then released into a local reservoir (not shown) as treated water.

Кроме того, в результате пропускания потока 612 добытого газа через резервуар 620 для обезвоживания получают поток 624, по существу, обезвоженного газообразного метана. Поток 624 обезвоженного газа может содержать следовые количества азота, гелия и других инертных газов. В связи с настоящими системами и способами поток 624 обезвоженного газа также включает диоксид углерода и небольшие количества сероводорода. Поток 624 газа может содержать другие сернистые компоненты, такие как карбонилсульфид, сероуглерод, диоксид серы и разнообразные меркаптаны.In addition, by passing the produced gas stream 612 through the dewatering tank 620, a stream 624 of substantially dehydrated methane gas is obtained. Dehydrated gas stream 624 may contain trace amounts of nitrogen, helium, and other inert gases. In connection with the present systems and methods, dehydrated gas stream 624 also includes carbon dioxide and small amounts of hydrogen sulfide. Gas stream 624 may contain other sulfur components, such as carbonyl sulfide, carbon disulfide, sulfur dioxide, and various mercaptans.

Поток 624 обезвоженного газа необязательно пропускают через предварительный охладитель 625. Охладитель 625 охлаждает поток 624 обезвоженного газа до температуры от около 20 до 50°Р (от -6,67 до 10°С). Охладитель 625 может представлять собой, например, воздухоохладитель или рефрижератор с этиленовым или пропановым хладагентом.The dehydrated gas stream 624 is optionally passed through a pre-cooler 625. The cooler 625 cools the dehydrated gas stream 624 to a temperature of about 20 to 50 ° C. (−6.67 to 10 ° C.). Cooler 625 may be, for example, an air cooler or refrigerator with ethylene or propane refrigerant.

Желательно удалять сернистые компоненты из потока 624 обезвоженного газа для предотвращения коррозии с образованием сульфида железа. В соответствии с газоперерабатывающей установкой 600, предусмотрена сольвентная система 605. Поток 624 обезвоженного газа поступает в сольвентную систему 605. Сольвентная система 605 обеспечивает контакт потока 624 газа с растворителем для удаления сероводорода в результате процесса абсорбции. Это происходит при относительно низких температурах и относительно высоких давлениях, при которых растворимость компонентов кислотных газов является большей, чем растворимость метана.It is desirable to remove sulfur components from dehydrated gas stream 624 to prevent corrosion with the formation of iron sulfide. According to a gas processing unit 600, a solvent system 605 is provided. The dehydrated gas stream 624 enters the solvent system 605. The solvent system 605 contacts the gas stream 624 with a solvent to remove hydrogen sulfide from the absorption process. This occurs at relatively low temperatures and relatively high pressures, at which the solubility of the components of acid gases is greater than the solubility of methane.

Как отмечено, сольвентная система 605 может представлять собой либо систему на основе физиче- 15 023174 ского растворителя, либо систему на основе химического растворителя. фиг. 7А представляет схематическую диаграмму системы 705А на основе физического растворителя, в одном варианте исполнения. Система 705А на основе физического растворителя действует для контактирования потока 624 обезвоженного газа, чтобы удалить сернистые компоненты.As noted, solvent system 605 can be either a system based on a physical solvent or a system based on a chemical solvent. FIG. 7A is a schematic diagram of a physical solvent system 705A, in one embodiment. A physical solvent based system 705A acts to contact the dehydrated gas stream 624 to remove sulfur components.

Примеры пригодных физических растворителей включают Ν-метилпирролидон, пропиленкарбонат, метилцианоацетат и охлажденный метанол. Предпочтительным примером физического растворителя является сульфолан, имеющий химическое наименование тетраметиленсульфон. Сульфолан представляет собой сероорганическое соединение, содержащее сульфонильную функциональную группу. Сульфонильная группа представляет собой атом серы, соединенный двойными связями с двумя атомами кислорода. Двойная связь сера-кислород является высокополярной, обеспечивающей высокую растворимость в воде. В то же время четырехуглеродный цикл создает сродство к углеводородам. Эти свойства позволяют сульфолану смешиваться как с водой, так и с углеводородами, обусловливая его широко распространенное применение в качестве растворителя для очистки углеводородных смесей.Examples of suitable physical solvents include Ν-methylpyrrolidone, propylene carbonate, methyl cyanoacetate and chilled methanol. A preferred example of a physical solvent is sulfolane, having the chemical name tetramethylene sulfone. Sulfolan is an organosulfur compound containing a sulfonyl functional group. The sulfonyl group is a sulfur atom connected by double bonds with two oxygen atoms. The sulfur-oxygen double bond is highly polar, providing high solubility in water. At the same time, the four-carbon cycle creates an affinity for hydrocarbons. These properties allow sulfolane to mix with both water and hydrocarbons, causing its widespread use as a solvent for the purification of hydrocarbon mixtures.

Предпочтительным физическим растворителем является 8е1ехо1™. 8е1ехо1™ представляет торговую марку продукта для обработки газов от фирмы Ипюп СагЫйе, дочерней компании фирмы Бо\у СЬетюа1 Сотрапу. Растворитель 8е1ехо1™ представляет собой смесь диметиловых простых эфиров полиэтиленгликолей. Примером одного такого компонента является диметокситетраэтиленгликоль. 8е1ехо1™ также захватывает любые тяжелые углеводороды в потоке 10 исходной текучей среды, а также некоторое количество воды. Там, где поток 10 исходной текучей среды является вполне сухим с самого начала, применение растворителя 8е1ехо1™ может устранить необходимость в другом обезвоживании. Здесь следует отметить, что, если растворитель 8е1ехо1™ охлаждают и затем предварительно насыщают диоксидом углерода (СО2), растворитель 8е1ехо1™ будет селективным в отношении Н2§.A preferred physical solvent is 8e1exo1 ™. 8e1exo1 ™ represents the brand name for the gas treatment product from Ipup Saguye, a subsidiary of Bo \ u Sjetu1 Sotrapu. Solvent 8e1exo1 ™ is a mixture of dimethyl ethers of polyethylene glycols. An example of one such component is dimethoxytetraethylene glycol. 8e1exo1 ™ also captures any heavy hydrocarbons in the feed stream 10, as well as some water. Where the feed stream 10 is completely dry from the start, the use of 8e1exo1 ™ solvent can eliminate the need for other dehydration. It should be noted that if the solvent 8e1eho1 ™ cooled and then pre-saturated with carbon dioxide (CO 2) ™ 8e1eho1 solvent is selective for H 2 §.

С привлечением фиг. 7А можно видеть поток 624 обезвоженного газа, поступающий во входной сепаратор 660. Понятно, что желательно поддерживать газовый поток 624 чистым, чтобы предотвратить вспенивание жидкого растворителя во время процесса удаления кислотных газов. Поэтому входной сепаратор 660 используют для отфильтровывания жидких примесей, таких как буровые растворы на масляной основе и промывочная жидкость. Может иметь место также некоторое отфильтровывание частиц. Рассол предпочтительно отсекают с использованием резервуара 620 для обезвоживания выше по потоку. Однако входной сепаратор 660 может удалять любые сконденсированные углеводороды.With reference to FIG. 7A, the dehydrated gas stream 624 entering the inlet separator 660 can be seen. It will be appreciated that it is desirable to keep the gas stream 624 clean to prevent foaming of the liquid solvent during the acid gas removal process. Therefore, inlet separator 660 is used to filter out liquid impurities, such as oil-based drilling fluids and flushing fluid. Some particle filtering may also occur. The brine is preferably cut off using the tank 620 for dewatering upstream. However, inlet separator 660 can remove any condensed hydrocarbons.

Такие жидкости, как буровые растворы и сконденсированные углеводороды, выпадают на дно входного сепаратора 660. Поток жидких примесей виден под кодовым номером 662 позиции. Примеси на водной основе обычно направляют в установку для обработки воды (не показана), или они могут быть повторно закачаны в пласт 630 для поддержания пластового давления или для утилизации. Жидкие углеводороды главным образом направляют в установку для обработки конденсата. Газ выходит из верха входного сепаратора 660. Поток очищенного газа обозначен кодовым номером 664 позиции.Fluids such as drilling fluids and condensed hydrocarbons fall to the bottom of the inlet separator 660. The flow of liquid impurities is visible under the code number 662 position. Water-based impurities are typically sent to a water treatment plant (not shown), or they can be re-injected into reservoir 630 to maintain reservoir pressure or for disposal. Liquid hydrocarbons are mainly sent to a condensate treatment plant. Gas leaves the top of the inlet separator 660. The purified gas stream is indicated by a code number 664.

Поток 664 очищенного газа необязательно направляют в газо-газовый теплообменник 665. Газогазовый теплообменник 665 производит предварительное охлаждение газа в потоке 664 очищенного газа. Затем очищенный газ направляют в абсорбер 670. Абсорбер 670 предпочтительно представляет собой колонну для противоточного контактирования, в которую поступает абсорбент. В компоновке согласно фиг. 7А поток 664 очищенного газа поступает в донную часть колонны 670. В то же время физический растворитель 696 поступает на верх колонны 670. Колонна 670 может представлять собой тарельчатую колонну, насадочную колонну или колонну другого типа.The purified gas stream 664 is optionally sent to a gas-gas heat exchanger 665. The gas-gas heat exchanger 665 pre-cools the gas in the purified gas stream 664. The purified gas is then sent to the absorber 670. The absorber 670 is preferably a countercurrent contacting column to which the absorbent enters. In the arrangement of FIG. 7A, purified gas stream 664 enters the bottom of column 670. At the same time, physical solvent 696 enters the top of column 670. Column 670 may be a tray column, a packed column, or another type of column.

Понятно, что альтернативно может быть использовано любое число устройств, которые не являются колоннами, предназначенных для газожидкостного контактирования. Они могут включать статические смесители и устройства для прямоточного контактирования. Колонна 670 для противоточного контактирования на фиг. 7А приведена только для иллюстративных целей. Следует отметить, что применение компактных прямоточных контакторов для резервуара(-ров) газожидкостного контактирования является предпочтительным, так как этим можно сократить общую занимаемую производственную площадь и вес системы 705А на основе физического растворителя.It is understood that alternatively, any number of devices that are not columns intended for gas-liquid contacting can be used. These may include static mixers and direct contact devices. Counterflow column 670 of FIG. 7A is for illustrative purposes only. It should be noted that the use of compact direct-flow contactors for the reservoir (s) of gas-liquid contacting is preferred, since this can reduce the total occupied production area and the weight of the system 705A based on a physical solvent.

Абсорбент может представлять собой, например, растворитель, который смешивается с потоком 664 очищенного газа для вылавливания Н2§ и, попутно, некоторого количества СО2. Конкретным абсорбентом может быть 8е1ехо1™, как обсуждалось выше. В результате процесса контактирования с абсорбентом образуется поток 678 легких газов. Поток 678 легких газов выходит из верха колонны 670. Поток 678 легких газов содержит метан и диоксид углерода. Поток 678 легких газов проходит через процесс охлаждения, прежде чем будет направлен в криогенную дистилляционную колонну, схематически показанную на фиг. 6 блоком 100.The absorbent may be, for example, a solvent that is mixed with a purified gas stream 664 to capture H 2 § and, along the way, some CO 2 . A particular absorbent may be 8e1exo1 ™, as discussed above. As a result of the process of contacting with the absorbent, a stream of 678 light gases is formed. A stream of 678 light gases exits the top of column 670. A stream of 678 light gases contains methane and carbon dioxide. A light gas stream 678 passes through a cooling process before being directed to the cryogenic distillation column shown schematically in FIG. 6 by block 100.

С обращением на короткое время обратно к фиг. 6, поток 678 легких газов выходит из системы 705А на основе физического растворителя и проходит через охладитель 626. Охладитель 626 охлаждает поток 678 легких газов до температуры от около -30 до -40°Р (от -34,4 до -40°С). Охладитель 626 может представлять собой, например, рефрижератор с этиленовым или пропановым хладагентом.Turning briefly back to FIG. 6, a light gas stream 678 exits the physical solvent system 705A and passes through a cooler 626. A cooler 626 cools a light gas stream 678 to a temperature of about −30 to −40 ° C. (−34.4 to −40 ° C.) . Cooler 626 may be, for example, a refrigerator with ethylene or propane refrigerant.

Затем поток 678 легких газов предпочтительно проходит через расширительное устройство 628.Then, the light gas stream 678 preferably passes through an expansion device 628.

- 16 023174- 16 023174

Расширительное устройство 628 может быть, например, клапаном Джоуля-Томсона (1-Т). Расширительное устройство 628 служит в качестве детандера для получения дополнительного охлаждения потока 678 легких газов. Расширительное устройство 628 дополнительно снижает температуру потока 678 легких газов, например, до уровня от около -70 до -80°Ρ (от -56,7 до -62,2°С). Предпочтительно также происходит, по меньшей мере, частичное сжижение потока 678 легких газов. На трубопроводе 611 образуется поток охлажденного сернистого нефтяного газа.Expansion device 628 may be, for example, a Joule-Thomson valve (1-T). Expansion device 628 serves as an expander for additional cooling of the light gas stream 678. Expansion device 628 further reduces the temperature of the light gas stream 678, for example, to a level of about -70 to -80 ° Ρ (-56.7 to -62.2 ° C). Preferably, at least partial liquefaction of the light gas stream 678 occurs. Pipeline 611 generates a stream of chilled sulphurous petroleum gas.

С обращением опять к фиг. 7А, колонна 670 для контактирования будет захватывать сернистые компоненты. Они выводятся из дна колонны 670 как обогащенный растворитель. Поток 672 обогащенного растворителя виден выходящим из колонны 670. Поток 672 обогащенного растворителя может включать также некоторое количество диоксида углерода.Referring again to FIG. 7A, the contacting column 670 will capture sulfur components. They are removed from the bottom of column 670 as an enriched solvent. The enriched solvent stream 672 is seen exiting the column 670. The enriched solvent stream 672 may also include some carbon dioxide.

В компоновке фиг. 7А поток 672 обогащенного растворителя проводят через рекуперационную турбину 674. Это позволяет генерировать электрическую энергию для системы 705А на основе физического растворителя. Отсюда поток 672 обогащенного растворителя проводят через серию 680 дегазирующих сепараторов. В иллюстративной компоновке фиг. 7А показаны три сепаратора 682, 684 и 686. Сепараторы 682, 684, 686 работают при постепенно уменьшающихся температурах и давлениях в соответствии с процессом на основе физического растворителя.In the arrangement of FIG. 7A, enriched solvent stream 672 is conducted through a recovery turbine 674. This allows the generation of electrical energy for the physical solvent system 705A. From here, enriched solvent stream 672 is conducted through a series of 680 degassing separators. In the illustrative arrangement of FIG. 7A, three separators 682, 684 and 686 are shown. Separators 682, 684, 686 operate at gradually decreasing temperatures and pressures in accordance with a process based on a physical solvent.

Первый сепаратор 682 может работать, например, при давлении 500 ρδί (3,45 МПа) и температуре 90°Ρ (32,2°С). Первый сепаратор 682 высвобождает легкие газы, увлеченные потоком 672 обогащенного растворителя. Эти легкие газы, показанные кодовым номером 681 позиции, включают главным образом метан и диоксид углерода, но также могут иметь следовые количества Н2§. Легкие газы 681 могут быть направлены в криогенную дистилляционную колонну 100 (не показанную на фиг. 7А). Эти газы могут быть объединены с потоком 678 легких газов. Легкие газы 681 предпочтительно проходят через компрессор 690 для повышения давления на пути к криогенной дистилляционной колонне 100 в виде потока 611. Сжатие может оказаться необязательным, если дистилляционная колонна 100 работает при более низком давлении, чем первая стадия мгновенного испарения, то есть, первый сепаратор 682 сольвентного процесса 705А. В этом случае для потока 678 верхнего погона потребуется падение давления, чтобы можно было объединить потоки 681 и 678. Это падение давления может быть инициировано 1-Тклапаном вблизи криогенной дистилляционной колонны 100. Конечно, поток 681 должен быть введен ниже по потоку относительно 1-Т-клапана.The first separator 682 can operate, for example, at a pressure of 500 ρδί (3.45 MPa) and a temperature of 90 ° Ρ (32.2 ° C). The first separator 682 releases light gases entrained in the enriched solvent stream 672. These light gases, indicated by code number 681, mainly include methane and carbon dioxide, but may also have trace amounts of H 2 §. Light gases 681 may be directed to a cryogenic distillation column 100 (not shown in FIG. 7A). These gases can be combined with a stream of 678 light gases. The light gases 681 preferably pass through a compressor 690 to increase the pressure on the way to the cryogenic distillation column 100 as stream 611. Compression may not be necessary if the distillation column 100 operates at a lower pressure than the first flash stage, that is, the first separator 682 solvent process 705A. In this case, a pressure drop will be required for overhead stream 678 so that flows 681 and 678 can be combined. This pressure drop can be triggered by a 1-valve near the cryogenic distillation column 100. Of course, stream 681 must be introduced downstream with respect to 1-T valve.

В идеальном случае весь сероводород и любые тяжелые углеводороды из потока 664 очищенного газа были извлечены потоком 672 обогащенного растворителя. Поток постепенно обогащаемого растворителя выводят из каждого сепаратора 682, 684, 686. Эти постепенно обогащаемые потоки обозначены как трубопроводы 683, 685 и 687. Таким образом, физический растворитель в основном регенерируется снижением давления, обусловливающим резкое выкипание любого растворенного метана и диоксида углерода из растворителя.Ideally, all of the hydrogen sulfide and any heavy hydrocarbons from the purified gas stream 664 were recovered by the rich solvent stream 672. The gradually enriched solvent stream is discharged from each separator 682, 684, 686. These gradually enriched streams are designated as pipelines 683, 685 and 687. Thus, the physical solvent is mainly regenerated by pressure reduction, causing any dissolved methane and carbon dioxide to boil off from the solvent.

Трубопровод 687 представляет собой поток частично обедненного растворителя, поскольку было удалено некоторое количество СО2, но поток 687 растворителя не был полностью регенерирован. Часть этого потока 687 растворителя проводят через бустерный насос 692 и повторно вводят в колонну 670 для контактирования в виде частично обедненного растворителя на промежуточный уровень в колонне для контактирования. Остальную часть, показанную кодовым номером 693 позиции, направляют в регенерационный резервуар 652.Pipeline 687 is a partially depleted solvent stream since some CO 2 has been removed, but solvent stream 687 has not been completely regenerated. Part of this solvent stream 687 is passed through a booster pump 692 and reintroduced into the column 670 to contact as a partially depleted solvent to an intermediate level in the contact column. The remainder, indicated by a position code number 693, is sent to a regeneration tank 652.

Что касается второго 684 и третьего 686 из трех сепараторов, то следует отметить, что каждый из этих сепараторов 684, 686 также высвобождает очень малые количества легких газов. Эти легкие газы будут главным образом включать диоксид углерода с небольшими количествами метана. Эти легкие газы показаны в двух отдельных трубопроводах с кодовым номером 689 позиции. Легкие газы 689 могут быть подвергнуты сжатию и объединены с трубопроводом 611, и затем направлены в криогенную дистилляционную колонну 100. В альтернативном варианте легкие газы из трубопроводов 689 могут быть поданы непосредственно в кубовый поток сжиженного кислотного газа, показанного кодовым номером 642 позиции на фиг. 6.As for the second 684 and the third 686 of the three separators, it should be noted that each of these separators 684, 686 also releases very small amounts of light gases. These light gases will mainly include carbon dioxide with small amounts of methane. These light gases are shown in two separate pipelines with a code number of 689 positions. The light gases 689 may be compressed and combined with conduit 611, and then sent to a cryogenic distillation column 100. Alternatively, the light gases from conduits 689 may be fed directly to the bottoms stream of the liquefied acid gas, indicated by code number 642 in FIG. 6.

Одно преимущество применения физического растворителя для удаления Н2§ выше по потоку состоит в том, что растворитель в основном является гигроскопичным. Этим можно устранить необходимость в резервуаре 620 для обезвоживания газа, в особенности там, где поток 10 исходной текучей среды уже является в основном сухим. Для этой цели предпочтительно, чтобы сам выбранный растворитель был неводным. Тем самым растворитель может быть использован для дополнительного обезвоживания сырьевого природного газа. В этом случае вода может выходить в потоке 655 паров из регенератора 652.One advantage of using a physical solvent to remove H 2 § upstream is that the solvent is generally hygroscopic. This can eliminate the need for a gas dehydration tank 620, especially where the feed stream 10 is already substantially dry. For this purpose, it is preferable that the selected solvent itself be non-aqueous. Thus, the solvent can be used for additional dehydration of raw natural gas. In this case, water may exit in a stream of 655 vapors from the regenerator 652.

Недостаток этого способа заключается в том, что некоторое количество легких углеводородов и СО2 будет до некоторой степени попутно поглощаться физическим растворителем. Применением многочисленных сепараторов 682, 684, 686 из потока 672 обогащенного растворителя удаляется большая часть метана, но обычно не все его количество.The disadvantage of this method is that a certain amount of light hydrocarbons and CO2 will, to some extent, be absorbed by the physical solvent. The use of multiple separators 682, 684, 686 from the stream 672 of the enriched solvent removes most of the methane, but usually not all of it.

С обращением опять к регенерационному резервуару 652, резервуар 652 действует как отпарная колонна. Сероводородные компоненты выводятся так, что они выходят из регенерационного резервуара 652 с потоком 655 паров как концентрированный поток Н2§. Концентрированный Н2§ показан выходя- 17 023174 щим из системы 705А на основе физического растворителя в потоке 655 паров. Он также показан трубопроводом 655 на фиг. 6.With reference again to the recovery tank 652, the tank 652 acts as a stripping column. Hydrogen sulfide components are discharged so that they exit the recovery tank 652 with a stream of 655 vapors as a concentrated stream of H 2 §. Concentrated H 2 § is shown exiting from the system 705A based on a physical solvent in a stream of 655 vapors. It is also shown by conduit 655 in FIG. 6.

Концентрированный Н2§ в потоке 655 паров предпочтительно посылают в установку для нагнетания кислотных газов (АСТ). Перед этим может быть необязательно применен второй процесс на основе физического растворителя для удаления любого СО2 и водяного пара. Сепаратор показан кодовым номером 658 позиции. Сепаратор 658 представляет собой дефлегмационный резервуар, который извлекает сконденсированные воду и растворитель, в то же время позволяя газу проходить наверх. Сконденсированные вода и растворитель могут быть возвращены в регенерационный резервуар 652 через трубопровод 659 для кубового продукта. В то же время верхний газовый погон может быть направлен на нагнетание кислотного газа (схематически показанное блоком 649 на фиг. 6, и обсуждаемое ниже) по трубопроводу 691.Concentrated H 2 in a stream of 655 vapors is preferably sent to an acid gas injection plant (AST). Before this, a second physical solvent-based process may optionally be applied to remove any CO 2 and water vapor. The separator is shown with position code 658. Separator 658 is a reflux tank that removes condensed water and solvent, while allowing gas to flow upward. Condensed water and solvent can be returned to the recovery tank 652 through the pipe 659 for bottoms product. At the same time, the overhead gas stream can be directed to inject acid gas (schematically shown by block 649 in FIG. 6, and discussed below) through conduit 691.

Поток 655 паров также будет включать диоксид углерода. Диоксид углерода и любой водяной пар будут выходить из сепаратора 658 через трубопровод 691 для верхнего погона вместе с Н2§. Этот Н2§ предпочтительно направляют ниже по потоку в АСТ-установку 649, или необязательно он может быть послан в установку для регенерации серы (8КИ) (не показана).The 655 vapor stream will also include carbon dioxide. Carbon dioxide and any water vapor will exit the separator 658 through line 691 for the overhead along with H 2 §. This H 2 § is preferably sent downstream to AST 649, or optionally, it can be sent to a sulfur recovery unit (8KI) (not shown).

В регенерационном резервуаре 652, изображенном на фиг. 7А, для отделения сернистых компонентов от растворителя может быть использован вымывающий газ. В регенерационный резервуар 652 может быть подведено любое число вымывающих газов. Одним примером является поток топливного газа с высоким содержанием СО2. Топливный газ с высоким содержанием СО2 является предпочтительным вымывающим газом 651, так как он может способствовать предварительному насыщению растворителя диоксидом углерода (СО2), тем самым обеспечивая меньшее захватывание СО2 из потока 664 очищенного газа. Как видно, вымывающий газ подводят в регенерационный резервуар 652 по трубопроводу 651'. Вымывающий газ 651' может представлять собой, например, часть потока 689 легких газов из стадии мгновенного выкипания с наименьшим давлением, то есть, из сепаратора 686. Это потенциально позволяет извлечь некоторое количество углеводородов.In the regeneration tank 652 shown in FIG. 7A, a scrubbing gas may be used to separate sulfur components from the solvent. Any number of leaching gases may be supplied to regeneration tank 652. One example is a high CO 2 fuel gas stream. Fuel gas rich in CO 2 is the preferred gas to scrub out 651, as it can promote preliminary saturation of the solvent with carbon dioxide (CO2), thereby providing minimal entrainment stream 664 of CO2 from the purified gas. As can be seen, the leaching gas is supplied to the regeneration tank 652 through the pipeline 651 '. The leaching gas 651 'can be, for example, part of a stream of light gases 689 from the instant boiling stage with the lowest pressure, that is, from the separator 686. This potentially allows you to extract a certain amount of hydrocarbons.

Регенерированный растворитель направляют из донной части регенерационного резервуара 652. Регенерированный растворитель выходит как поток 653. Регенерированный растворитель 653 проводят через бустерный насос 654. Необязательно, второй бустерный насос 694 используют для дополнительного повышения давления в трубопроводе, проводящем регенерированный растворитель 653. После этого регенерированный растворитель 653 предпочтительно охлаждают с помощью теплообменника 695, возможно, имеющего холодильную установку. Затем охлажденный и регенерированный растворитель 696 вовлекают в рециркуляцию обратно в контактор 670.The regenerated solvent is sent from the bottom of the regeneration tank 652. The regenerated solvent leaves stream 653. The regenerated solvent 653 is passed through a booster pump 654. Optionally, a second booster pump 694 is used to further increase the pressure in the conduit conducting the regenerated solvent 653. After that, the regenerated solvent 653 preferably cooled using a heat exchanger 695, possibly having a refrigeration unit. Then, the cooled and regenerated solvent 696 is recycled back to contactor 670.

Часть регенерированного растворителя отбирают из донной части регенерационного резервуара 652 и направляют в кипятильник 697. В кипятильнике нагревают растворитель. Нагретый растворитель возвращают в регенерационный резервуар 697 по трубопроводу 651'' в виде частично испаренного потока.A part of the regenerated solvent is taken from the bottom of the regeneration tank 652 and sent to the boiler 697. The solvent is heated in the boiler. The heated solvent is returned to recovery tank 697 via line 651 ″ as a partially vaporized stream.

Фиг. 7А демонстрирует вариант исполнения системы 705А на основе физического растворителя. Однако, как отмечено, сольвентная система 605 альтернативно может быть системой на основе химического растворителя. В системе на основе химического растворителя применяли бы химические растворители, в частности селективные в отношении Н2§ амины. Примеры таких селективных аминов включают метилдиэтаноламин (ΜΌΕΑ) и семейство Р1ех80гЬ® аминов. Р1ех80гЬ® представляет торговое наименование химического сорбента, используемого при удалении серосодержащих газов из смеси сернистого нефтяного газа. Сорбент Р1ех80гЬ или другие амины контактирует с потоком 624 газообразных углеводородов или потоком 664 очищенного газа выше по потоку относительно криогенной дистилляционной колонны.FIG. 7A shows an embodiment of a physical solvent system 705A. However, as noted, solvent system 605 can alternatively be a chemical solvent system. In a system based on a chemical solvent, chemical solvents would be used, in particular H 2 selective amines. Examples of such selective amines include methyldiethanolamine (S) and the P1ex80bb® family of amines. P1ex80gb® is the trade name for the chemical sorbent used to remove sulfur-containing gases from a mixture of sour gas. The sorbent P1ex80bb or other amines is in contact with a stream of 624 gaseous hydrocarbons or a stream of 664 purified gas upstream of the cryogenic distillation column.

Растворители на основе аминов основаны на химической реакции с компонентами кислотных газов в потоке газообразных углеводородов. Реакционный процесс иногда называют обессериванием газа. Такие химические реакции в основном являются более эффективными, чем растворители на физической основе, в частности, при давлениях подводимого газа ниже около 300 р81а (2,07 МПа, абсолютных).Amine-based solvents are based on a chemical reaction with acid gas components in a gaseous hydrocarbon stream. The reaction process is sometimes called gas desulfurization. Such chemical reactions are generally more effective than solvents on a physical basis, in particular at pressurized gas pressures below about 300 r81a (2.07 MPa, absolute).

Амины Р1ех80гЬ® предпочтительно представляют собой химические растворители для селективного удаления Н2§ из СО2-содержащих газовых потоков. Амины Р1ех80гЬ® обеспечивают преимущество в относительно более высокой скорости абсорбции Н2§ сравнительно с абсорбцией СО2. Высокая скорость абсорбции помогает предотвратить образование карбаматов. Сероводород, генерированный из процессов на основе аминов, в основном находится при низком давлении. Выделенный Н2§ будет подвергнут либо регенерации серы, либо подземному захоронению, которое требует значительного сжатия.Amines P1ex80rb® are preferably chemical solvents for the selective removal of H 2 § from CO 2 -containing gas streams. Amines P1ex80bb® provide an advantage in the relatively higher absorption rate of H 2 § compared with the absorption of CO 2 . High absorption rates help prevent carbamate formation. Hydrogen sulfide generated from amine-based processes is generally located at low pressure. The recovered H 2 § will be subjected to either sulfur recovery or underground disposal, which requires significant compression.

Удаление сероводорода с использованием селективного амина может быть выполнено контактированием потока 624 обезвоженной и охлажденной текучей среды с химическим растворителем. Это может быть сделано нагнетанием потока 624 газа в абсорбер. Абсорбер представляет собой резервуар, который позволяет газу из газового потока 624 контактировать с Р1ех80гЬ® или другим жидким амином. Когда два материала текучих сред взаимодействуют, амин поглощает Н2§ из сернистого нефтяного газа с образованием потока обессеренного газа. Поток обессеренного газа содержит главным образом метан и диоксид углерода. Этот нейтральный газ вытекает из верха абсорбера.Removal of hydrogen sulfide using a selective amine can be accomplished by contacting a dehydrated and cooled fluid stream 624 with a chemical solvent. This can be done by injecting a gas stream 624 into the absorber. The absorber is a reservoir that allows gas from the gas stream 624 to contact P1ex80b® or another liquid amine. When two fluid materials interact, the amine absorbs H 2 § from sour gas to form a sulfur-free gas stream. The desulfurized gas stream contains mainly methane and carbon dioxide. This neutral gas flows from the top of the absorber.

- 18 023174- 18 023174

В одном аспекте абсорбер представляет собой крупногабаритную колонну для противоточного контактирования. В этой конструкции поток 624 сырьевого газа нагнетают в донную часть колонны для контактирования, тогда как химический растворитель, или поток обедненного растворителя, нагнетают в верхнюю часть колонны для контактирования. Будучи внутри колонны для противоточного контактирования, газ из газового потока 624 движется вверх через абсорбер. Обычно внутри абсорбера предусмотрены одна или более тарелок или других внутренних деталей (не показаны) для создания многочисленных путей течения для природного газа и для создания площади поверхности раздела между газовой и жидкостной фазами. В то же время жидкость из потока обедненного растворителя перемещается вниз и вдоль последовательности тарелок в абсорбере. Тарелки обеспечивают взаимодействие природного газа с потоком растворителя. Этот процесс продемонстрирован с привлечением фиг. 1 патентной заявки, озаглавленной Удаление кислотных газов из газового потока. Эта заявка была подана предварительно 14 октября 2008 года, и ей назначен серийный № И8 61/105343. Фиг. 1 и соответствующие разделы описания включены здесь ссылкой.In one aspect, the absorber is a large column for countercurrent contacting. In this design, a feed gas stream 624 is injected into the bottom of the contact column, while a chemical solvent, or a lean solvent stream, is pumped into the top of the contact column. Being inside the countercurrent contacting column, gas from the gas stream 624 moves up through the absorber. Typically, one or more plates or other internal parts (not shown) are provided inside the absorber to create multiple flow paths for natural gas and to create an interface between the gas and liquid phases. At the same time, the liquid from the depleted solvent stream moves down and along the sequence of plates in the absorber. Trays allow the interaction of natural gas with a solvent stream. This process has been demonstrated with reference to FIG. 1 patent application entitled Removal of acid gases from a gas stream. This application was preliminarily filed on October 14, 2008, and serial number I8 61/105343 was assigned to it. FIG. 1 and the corresponding sections of the description are incorporated herein by reference.

Обогащенный аминный раствор падает на дно колонны для противоточного контактирования. Он включает жидкий амин вместе с абсорбированным Н28. Обогащенный аминный раствор проводят через процесс регенерации, который может выглядеть в значительной мере подобным регенерации компонентов, описанной выше на фиг. 7А, в связи с системой 705А на основе физического растворителя, хотя обычно он имеет только один резервуар мгновенного вскипания, действующий при давлении 100-200 р81д (0,69-1,38 МПа, манометрических).The enriched amine solution drops to the bottom of the column for countercurrent contacting. It includes a liquid amine together with absorbed H 2 8. The enriched amine solution is conducted through a regeneration process, which may look substantially similar to the regeneration of the components described above in FIG. 7A, in connection with a physical solvent-based system 705A, although it usually has only one flash tank operating at a pressure of 100-200 p81d (0.69-1.38 MPa, gauge).

Колонна для противоточного контактирования, применяемая в качестве абсорбера для вымывания Н28, имеет тенденцию быть очень крупной и тяжелой. Это создает особенную проблему при применении в морской добыче нефти и газа. Соответственно этому, здесь предложен альтернативный вариант исполнения для удаления Н28 из потоков газообразных углеводородов, образующихся при извлечении нефти и газа. Этим предусматривается применение менее габаритных устройств для прямоточного контактирования. Эти устройства могут повысить селективность амина сокращением продолжительности контакта, тем самым снижая вероятность поглощения СО2. Эти меньшие абсорбирующие устройства также могут уменьшать размеры общей занимаемой производственной площади в процессе 605.The countercurrent contact column used as an absorber for washing out H28 tends to be very large and heavy. This poses a particular problem when used in offshore oil and gas production. Accordingly, an alternative embodiment is proposed here for removing H28 from gaseous hydrocarbon streams generated during oil and gas recovery. This provides for the use of smaller-sized devices for direct-flow contacting. These devices can increase the selectivity of the amine by reducing the duration of the contact, thereby reducing the likelihood of CO 2 uptake. These smaller absorbent devices can also reduce the size of the total occupied floor space in process 605.

Фиг. 7В демонстрирует иллюстративный вариант исполнения системы 705В на основе химического растворителя, которая может быть использована для сольвентного процесса 605 из фиг. 6. В системе 705В на основе химического растворителя применяют серию устройств СЭ1, СЭ2, ..., СЭ(и-1), СЭп для прямоточного контактирования. Эти устройства используют для контактирования селективного амина с газовым потоком.FIG. 7B shows an illustrative embodiment of a chemical solvent system 705B that can be used for the solvent process 605 of FIG. 6. In the 705B system based on a chemical solvent, a series of devices SE1, SE2, ..., SE (i-1), and SEP are used for direct contact. These devices are used to contact a selective amine with a gas stream.

В концепции прямоточного контактирования применяют два или более контакторов в последовательном соединении, в которых поток сернистого нефтяного газа и жидкий растворитель движутся вместе внутри контакторов. В одном варианте исполнения поток сернистого нефтяного газа и жидкий растворитель перемещаются вместе в основном вдоль продольной оси соответствующих контакторов. Прямоточные контакторы могут работать при гораздо более высоких скоростях текучих сред. В результате прямоточные контакторы могут быть меньшими по размеру, чем противоточные контакторы, в которых применяют насадочные или тарельчатые колонны.The direct-flow contacting concept employs two or more contactors in series, in which a stream of sour gas and a liquid solvent move together inside the contactors. In one embodiment, the sour gas stream and the liquid solvent move together mainly along the longitudinal axis of the respective contactors. In-line contactors can operate at much higher fluid speeds. As a result, direct-flow contactors can be smaller than counter-current contactors in which packed or plate columns are used.

Как на фиг. 7А, поток 624 обезвоженного газа можно видеть поступающим во входной сепаратор 660. Входной сепаратор 660 служит для отфильтровывания жидких примесей, таких как буровые растворы на масляной основе и промывочная жидкость. Рассол предпочтительно отсекают выше по потоку с использованием резервуара 620 для обезвоживания, показанного на фиг. 6. Во входном сепараторе 660 также может иметь место некоторое отфильтровывание частиц. Понятно, что желательно поддерживать газовый поток 624 чистым, чтобы предотвратить вспенивание жидкого растворителя во время процесса обработки кислотных газов.As in FIG. 7A, dehydrated gas stream 624 can be seen entering the inlet separator 660. The inlet separator 660 is used to filter out liquid impurities, such as oil-based drilling fluids and drilling fluid. The brine is preferably cut off upstream using the dewatering tank 620 shown in FIG. 6. Some particle filtering may also take place in the inlet separator 660. It will be appreciated that it is desirable to keep the gas stream 624 clean to prevent foaming of the liquid solvent during the acid gas treatment process.

Жидкости, такие как сконденсированные углеводороды и буровые растворы, падают на дно входного сепаратора 660. Поток жидких примесей показан кодовым номером 662 позиции. Примеси на водной основе обычно направляют в установку для обработки воды (не показана), или они могут быть повторно закачаны в пласт 630 по трубопроводу 622 для поддержания пластового давления или для захоронения. Углеводородные жидкости обычно проходят на установку для обработки конденсата. Газ выходит из верха входного сепаратора 660. Поток очищенного сернистого нефтяного газа показан кодовым номером 664 позиции.Fluids, such as condensed hydrocarbons and drilling fluids, fall to the bottom of the inlet separator 660. The flow of liquid impurities is indicated by the code number 662 position. Water-based impurities are typically sent to a water treatment plant (not shown), or they can be re-injected into the formation 630 via conduit 622 to maintain reservoir pressure or to be buried. Hydrocarbon fluids typically go to a condensate treatment plant. Gas exits from the top of the inlet separator 660. The refined sulphurous oil gas stream is indicated by code number 664.

Очищенный сернистый нефтяной газ направляют в серию абсорберов. Здесь абсорберы представляют собой устройства СЭ1, СЭ2, ..., СЭ(и-1), СЭп для прямоточного контактирования. Каждый контактор СЭ1, СЭ2, ..., СЭ(и-1), СЭп удаляет часть Н28, содержащегося в газовом потоке 664, тем самым выделяя поток постепенно обессериваемого газа. Конечный контактор СЭп выдает конечный поток 730(п) обессеренного газа, включающий главным образом метан и диоксид углерода. Газовый поток 730(п) поступает в трубопровод 678 из фиг. 6.Purified sour gas is sent to a series of absorbers. Here, the absorbers are devices SE1, SE2, ..., SE (and-1), SEP for direct contact. Each contactor СЭ1, СЭ2, ..., СЭ (и-1), СЭП removes part of Н 2 8 contained in gas stream 664, thereby releasing a gradually desulfurized gas stream. The final SES contactor delivers a final desulfurized gas stream 730 (p), including mainly methane and carbon dioxide. The gas stream 730 (p) enters the pipe 678 of FIG. 6.

При работе поток 664 газа поступает в первый прямоточный абсорбер СЭ1, или устройство для контактирования. Здесь газ смешивается с жидким растворителем 720. Растворитель 720 предпочтительно состоит из раствора амина, такого как метилдиэтаноламин (ΜΌΕΆ) или амин Р1ех80гЪ®. Жидкий рас- 19 023174 творитель также может включать пространственно затрудненный амин, третичный амин или их комбинации. Р1сх80гЬ® представляет пример пространственно затрудненного амина, тогда как ΜΌΕΆ представляет пример третичного амина. В дополнение, поток 720 растворителя представляет собой частично регенерированный, или частично обедненный растворитель, образованный регенератором 750. Движение частично обедненного растворителя 720 в первый контактор ί'Ό1 стимулируют насосом 724. Насос 724 перемещает частично обедненный растворитель 720 в первый контактор ί'Ό1 при надлежащем давлении. Примером надлежащего давления является значение от около 15 ρδία (103,4 кПа, абсолютных) до 1500 ρδΐ§ (10,34 МПа, манометрических).During operation, gas stream 664 enters the first direct-flow absorber SE1, or contacting device. Here, the gas is mixed with the liquid solvent 720. The solvent 720 preferably consists of an amine solution such as methyldiethanolamine (ΜΌΕΆ) or amine P1ex80gb®. The liquid solvent may also include a spatially hindered amine, tertiary amine, or combinations thereof. P1cx80gb® is an example of a spatially hindered amine, while ΜΌΕΆ is an example of a tertiary amine. In addition, the solvent stream 720 is a partially regenerated or partially depleted solvent formed by a regenerator 750. The movement of the partially depleted solvent 720 into the first contactor ί'Ό1 is stimulated by pump 724. Pump 724 moves the partially depleted solvent 720 to the first contactor ί'Ό1 with proper pressure. An example of proper pressure is a value from about 15 ρδία (103.4 kPa absolute) to 1500 ρδΐ§ (10.34 MPa gauge).

Будучи внутри первого контактора ί'Ό1. газовый поток 664 и поток 720 химического растворителя перемещаются вдоль продольной оси первого контактора СО 1. По мере их движения жидкий амин (или другой растворитель) взаимодействует с Н2§ в газовом потоке 664, обусловливая химическое связывание Н2§ с молекулами амина или абсорбирование им. Первый раствор 740(1) обогащенного растворителя опускается на дно первого контактора ί'Ό1. В то же время первый поток 730(1) частично обессеренного газа движется из первого контактора ί'Ό1 и выходит во второй контактор СЭ2.Being inside the first contactor ί'Ό1. gas stream 664 and chemical solvent stream 720 move along the longitudinal axis of the first CO 1 contactor. As they move, the liquid amine (or other solvent) interacts with H 2 § in gas stream 664, causing the chemical binding of H 2 § to the amine molecules or absorption by it . The first enriched solvent solution 740 (1) sinks to the bottom of the first contactor ί ί 1. At the same time, the first partially desulfurized gas stream 730 (1) moves from the first contactor ί Ό 1 and exits to the second contactor SE2.

Второй контактор ί'Ό2 также представляет собой устройство для прямоточного разделения. Необязательно, после второго контактора ί'Ό2 предусмотрено третье устройство СЭ3 для прямоточного разделения. Каждый из второго и третьего контакторов СЭ2, СЭ3 создает соответствующий поток 730(2), 730(3) частично обессеренного газа. В дополнение, каждый из второго и третьего контакторов ί'Ό2, СЭ3 образует соответствующий частично насыщенный газообрабатывающий раствор 740(2), 740(3). Там, где в качестве растворителя используют амин, частично насыщенные газообрабатывающие растворы 740(2), 740(3) будут включать обогащенные аминные растворы. В иллюстративной системе 705В второй насыщенный газообрабатывающий раствор 740(2) объединяют с первым насыщенным газообрабатывающим раствором 740(1) и пропускают через процесс регенерации, включающий прохождение через регенератор 750.The second contactor ί'Ό2 is also a device for direct-flow separation. Optionally, after the second contactor ί'Ό2, a third FE3 device for direct-flow separation is provided. Each of the second and third contactors SE2, SE3 creates a corresponding stream 730 (2), 730 (3) of partially desulfurized gas. In addition, each of the second and third contactors ί'Ό2, СЭ3 forms a corresponding partially saturated gas processing solution 740 (2), 740 (3). Where an amine is used as a solvent, partially saturated gas processing solutions 740 (2), 740 (3) will include enriched amine solutions. In the exemplary 705B system, a second saturated gas treatment solution 740 (2) is combined with a first saturated gas processing solution 740 (1) and passed through a regeneration process including passage through a regenerator 750.

Следует отметить, что, когда газ 664 движется через потоки постепенно обессериваемого газа 730(1), 730(2), ... 730(η-1) по направлению ниже по потоку, давление в системе будет в основном снижаться. Когда это происходит, давление в потоках 740(η), 740 (η-1) ... 740(2), 740(1) постепенно обогащаемого амина (или другого жидкого растворителя) по направлению выше по потоку должно быть в основном повышено для соответствия давлению газа. Тем самым в системе 705В предпочтительно, чтобы между каждым из контакторов СЭ1, СЭ2, ... были размещены один или более малых бустерных насосов (не показаны). Это будет служить для повышения давления жидкости в системе.It should be noted that when gas 664 moves through the flows of gradually desulfurized gas 730 (1), 730 (2), ... 730 (η-1) in the downstream direction, the pressure in the system will mainly decrease. When this happens, the pressure in streams 740 (η), 740 (η-1) ... 740 (2), 740 (1) of a gradually enriched amine (or other liquid solvent) in the upstream direction should be mainly increased for compliance with gas pressure. Thus, in system 705B, it is preferred that one or more small booster pumps (not shown) be placed between each of the contactors CE1, SE2, ... This will serve to increase the pressure of the fluid in the system.

В системе 705В потоки 740(1), 740(2) включают растворы обогащенного растворителя, которые сначала движутся через испарительный барабан 742. Испарительный барабан 742 действует при давлении от около 100 до 150 ρδίβ (0,69-1,03 МПа, манометрических). Испарительный барабан 742 обычно имеет внутренние части, которые создают эффект отстаивания и извилистый путь течения для потока 740 растворителя в нем. Остаточные газы, такие как метан и СО2, выпариваются из потока 740 растворителя по трубопроводу 744. Содержание кислотных газов в остаточных газах, увлеченных в трубопровод 744, может быть снижено до около 100 млн-1, если они контактировали с малым количеством свежего амина, например, из трубопровода 720. Эта концентрация достаточно мала, чтобы остаточные газы могли быть использованы в качестве газообразного топлива для системы 705В.In the 705B system, streams 740 (1), 740 (2) include enriched solvent solutions that first move through evaporation drum 742. Evaporation drum 742 operates at a pressure of about 100 to 150 ρδρβ (0.69-1.03 MPa, gauge) . Evaporative drum 742 typically has internal parts that create a settling effect and a winding flow path for the solvent stream 740 therein. Residual gases such as methane and CO2, are evaporated from the solvent stream 740 through line 744. The content of the acidic gases in the residual gases, entrained in the conduit 744 can be reduced to about 100 million -1 if they are contacted with a small amount of fresh amine, e.g. , from pipeline 720. This concentration is low enough so that the residual gases can be used as gaseous fuels for the 705B system.

Остаточный природный газ может быть испарен из потока 740 растворителя и выведен по трубопроводу 744. Полученный поток 746 обогащенного растворителя направляют в регенератор 750.Residual natural gas can be evaporated from solvent stream 740 and removed via line 744. The resulting enriched solvent stream 746 is sent to a regenerator 750.

Перед перемещением в регенератор 750 поток 746 обогащенного растворителя предпочтительно проходит через теплообменник (не показан). Поток 746 относительно холодного (близкого к температуре окружающей среды) растворителя может быть нагрет в результате термического контакта с потоком 760 теплого обедненного растворителя, выходящим из донной части регенератора 750. В свою очередь, это служит для благоприятного охлаждения потока 760 обедненного растворителя перед его подачей в охладитель 764 обедненного растворителя, и затем в конечный контактор СИп.Before moving to the regenerator 750, the enriched solvent stream 746 preferably passes through a heat exchanger (not shown). The relatively cold (near ambient temperature) solvent stream 746 can be heated by thermal contact with the warm depleted solvent stream 760 exiting the bottom of the regenerator 750. This in turn serves to favorably cool the depleted solvent stream 760 before it is fed to depleted solvent cooler 764, and then to the CIP final contactor.

Регенератор 750 определяет отпарную секцию 752, включающую тарелки или другие внутренние детали (не показаны) над кипятильником 756. С кипятильником 756 связан источник тепла для генерирования теплоты. Регенератор 750 образует поток 760 регенерированного, или обедненного растворителя, который вовлекают в рециркуляцию для повторного использования в конечном контакторе СИп. Выпаренный верхний газовый погон из регенератора 750, содержащий концентрированный Н2§, выходит из регенератора 750 как поток 770 примесей.The regenerator 750 determines a stripping section 752 including plates or other internal parts (not shown) above the boiler 756. A heat source is connected to the boiler 756 to generate heat. The regenerator 750 forms a stream 760 of regenerated or depleted solvent, which is drawn into recirculation for reuse in the final CIP contactor. The evaporated overhead gas stream from the regenerator 750, containing concentrated H 2 §, leaves the regenerator 750 as a stream of 770 impurities.

Обогащенный сероводородом (Н2§) поток 770 примесей движется в конденсатор 772. Конденсатор 772 служит для охлаждения потока 770 примесей. Охлажденный поток 770 примесей проходит через сборник 774 флегмы, который отделяет любую остаточную жидкость (главным образом водный конденсат) от потока 770 примесей. Затем создается поток 776 кислотных газов, который главным образом включает Н2§. Поток 776 кислотных газов является таким же, как в трубопроводе 655 из фиг. 6.Enriched with hydrogen sulfide (H 2 §), the impurity stream 770 moves into the condenser 772. The condenser 772 serves to cool the impurity stream 770. The cooled impurity stream 770 passes through a reflux collector 774 that separates any residual liquid (mainly aqueous condensate) from the impurity stream 770. Then creates a stream of 776 acid gases, which mainly includes H 2 §. The acid gas stream 776 is the same as in conduit 655 of FIG. 6.

Некоторое количество жидкости может выливаться из сборника 774 флегмы. Это приводит к потоку 775 остаточной жидкости. Поток 775 остаточной жидкости предпочтительно проводят через насос 778 для повышения давления, где его затем повторно вводят в регенератор 750. Некоторое количество оста- 20 023174 точной жидкости будет выходить из регенератора 750 в его донной части как часть потока 760 обедненного растворителя. Необязательно к потоку 760 обедненного растворителя может быть добавлено некоторое количество воды для компенсации потерь водяного пара в потоках 730(п-1), 730(п) обессеренного газа. Эта вода может быть добавлена на впускном или всасывающем патрубке насоса 778 для флегмы.A certain amount of liquid may spill out of the reflux container 774. This leads to a flow of 775 residual liquid. The residual liquid stream 775 is preferably conducted through a pressure boosting pump 778, where it is then reintroduced into the regenerator 750. Some residual liquid will exit the regenerator 750 at its bottom as part of the depleted solvent stream 760. Optionally, a certain amount of water may be added to depleted solvent stream 760 to compensate for the loss of water vapor in desulfurized gas streams 730 (p-1), 730 (p). This water can be added at the inlet or suction port of the pump 778 for reflux.

Обедненный, или регенерированный, растворитель 760 находится при низком давлении. Соответственно этому, поток жидкости, представляющий регенерированный растворитель 760, пропускают через насос 762 для повышения давления. Насос 762 называется напорным усилителем 762 для обедненного растворителя. Отсюда обедненный растворитель 760 проходит через охладитель 764. Охлаждение растворителя с помощью охладителя 7 64 гарантирует, что обедненный растворитель 760 будет эффективно поглощать кислотные газы. Охлажденный обедненный растворитель 760 используют в качестве потока растворителя для последнего разделяющего контактора СЭп.The lean, or regenerated, solvent 760 is at low pressure. Accordingly, a fluid stream representing the regenerated solvent 760 is passed through a pump 762 to increase the pressure. A 762 pump is called a 762 lean solvent booster. From here, lean solvent 760 passes through cooler 764. Cooling the solvent with cooler 7 64 ensures that lean solvent 760 will efficiently absorb acid gases. The cooled depleted solvent 760 is used as a solvent stream for the last separating SEC contactor.

Вблизи устройств СЭР СЭ2. ..., СЭ(п-1). СЭп необязательно может быть предусмотрен бак 722 для растворителя. Обедненный растворитель 760 может проходить через бак 722 для растворителя. Более предпочтительно, бак 722 для растворителя находится вне производственной линии и представляет собой резервуар для растворителя, когда это может понадобиться для газоперерабатывающей установки 705В.Near the SER 2 devices. ..., SE (p-1). BOT optionally, a solvent tank 722 may be provided. The lean solvent 760 may pass through the solvent tank 722. More preferably, the solvent tank 722 is located outside the production line and is a solvent tank when it may be needed for the 705B gas processing plant.

С обращением опять к многочисленным устройствам СЭР СЭ2, ..., СЭ(п-1), СЭп для прямоточного контактирования, каждое устройство для контактирования принимает поток газа, который включает газообразный углеводород и сероводород. Каждое устройство СЭР СЭ2, ..., СЭ(п-1), СЭп для контактирования действует для последовательного удаления Н2З и образования потока постепенного обессериваемого газа. Устройства СЭР СЭ2, ..., СЭ(п-1), СЭп для прямоточного контактирования могут представляет собой любое из многообразных смесительных устройств с кратковременным контактированием. Примеры включают статические смесители и центробежные смесители. Некоторое смесительное оборудование разрушает жидкость на части посредством эжектора. Эжектор подает газ через трубу типа диффузора, которая, в свою очередь, втягивает жидкий растворитель в трубу. Вследствие эффекта Вентури жидкий растворитель втягивается и разбивается на мелкие капельки, создавая большую площадь поверхности контакта с газом.Referring again to the numerous devices SER SER 2, ..., SE (p-1), SE for direct contact, each contact device receives a gas stream that includes gaseous hydrocarbon and hydrogen sulfide. Each SER device SE2, ..., SE (p-1), SEP for contacting acts to sequentially remove H 2 Z and to form a flow of gradual desulfurized gas. SER devices SE2, ..., SE (p-1), SEP for direct-flow contacting can be any of a variety of mixing devices with short-term contacting. Examples include static mixers and centrifugal mixers. Some mixing equipment destroys the liquid into parts by means of an ejector. An ejector delivers gas through a diffuser-type pipe, which in turn draws liquid solvent into the pipe. Due to the Venturi effect, the liquid solvent is drawn in and broken into small droplets, creating a large surface area of contact with the gas.

Одно предпочтительное устройство для контактирования представляет собой контактор РгокСоп™. В этом контакторе применяют эжектор, после которого размещают центробежный коагулятор. Центробежный коагулятор создает большие центробежные силы для повторного объединения жидкого растворителя в малый объем. В каком бы то ни было варианте исполнения предпочтительно используют технологию с компактным резервуаром, которая обеспечивает возможность уменьшения оборудования по сравнению с крупными колоннами для контактирования.One preferred contacting device is an RgocSop ™ contactor. An ejector is used in this contactor, after which a centrifugal coagulator is placed. The centrifugal coagulator creates large centrifugal forces to re-combine the liquid solvent into a small volume. In any embodiment, it is preferable to use technology with a compact tank, which provides the possibility of reducing equipment compared to large columns for contacting.

Первый контактор СЭ1 принимает поток 664 сырьевого газа. Газовый поток 664 обрабатывают в первом контакторе СЭ1 для удаления сероводорода. Затем выходит первый поток 730(1) частично обессеренного газа. Первый поток 730(1) частично обессеренного газа подают во второй контактор СЭ2. Там первый поток 730(1) частично обессеренного газа дополнительно обрабатывают для удаления сероводорода так, что образуется второй поток 730(2) более полно обессеренного газа. Этот порядок действий продолжают так, чтобы третий контактор СЭ3 образовывал поток 730(3) более полно обессеренного газа; четвертый контактор СЭ4 создает поток 730(4) еще более полно обессеренного газа; и следующий перед последним контактор образует поток СЭ(п-1) совсем полно обессеренного газа. Каждый из них может быть назван последующим потоком обессеренного газа.The first contactor SE1 receives a feed gas stream 664. The gas stream 664 is processed in a first contactor SE1 to remove hydrogen sulfide. Then comes the first stream 730 (1) of partially desulfurized gas. The first partially desulfurized gas stream 730 (1) is supplied to the second contactor SE2. There, the first partially desulfurized gas stream 730 (1) is further processed to remove hydrogen sulfide such that a second completely desulfurized gas stream 730 (2) is formed. This procedure is continued so that the third SE3 contactor forms a stream 730 (3) of more fully desulfurized gas; the fourth contactor SE4 creates a stream 730 (4) even more fully desulfurized gas; and the next contactor in front of the last forms a flow of SE (p-1) completely completely desulfurized gas. Each of them can be called the subsequent flow of desulfurized gas.

Конечный поток 730(п) обессеренного газа выходит из конечного контактора СЭп. Число устройств для контактирования (по меньшей мере два) перед конечным контактором СЭп определяется главным образом уровнем удаления Н2З, необходимым для соответствия желательному стандарту. В системе 705В фиг. 7 конечный поток 730(п) обессеренного газа все еще содержит диоксид углерода. Поэтому поток 730(п) обессеренного газа должен быть проведен через ΟΡΖ-колонну 100 согласно фиг. 6. Поток 730(п) обессеренного газа является таким же, как в трубопроводе 678 из фиг. 6.The final stream 730 (p) of desulfurized gas leaves the final contactor SEP. The number of contacting devices (at least two) in front of the final SEP contactor is determined mainly by the level of H 2 Z removal necessary to meet the desired standard. In the system 705B of FIG. 7, the end stream 730 (p) of desulfurized gas still contains carbon dioxide. Therefore, the desulfurized gas stream 730 (p) must be conducted through the ΟΡΖ-column 100 according to FIG. 6. The desulfurized gas stream 730 (p) is the same as in line 678 of FIG. 6.

В одном аспекте в каждом контакторе применяют комбинацию смесительного устройства и соответствующего коалесцирующего устройства. Так, например, в первом СЭ1 и втором СЭ2 контакторах могут быть использованы статические смесители как их смесительные устройства, в третьем СЭ3 и четвертом СЭ4 контакторах могут быть применены эжекторы, и контакторы СЭп-1 и СЭп могут использовать центробежные смесители. Каждый контактор имеет сопряженное коалесцирующее устройство. В любом варианте исполнения газовые потоки 664, 730(1), 730(2), ... 730(п-1) и протекающие в попутном направлении потоки жидкого растворителя текут через контакторы СЭР СЭ2, ... СЭп в одном и том же направлении. Это позволяет достигнуть проведения реакций обработки в течение короткого периода времени, возможно, даже такого короткого, как 100 миллисекунд или меньше. Это может быть преимущественным для селективного удаления Н2З (относительно СО2), так как определенные амины реагируют с Н2З быстрее, чем с СО2.In one aspect, a combination of a mixing device and a corresponding coalescing device is used in each contactor. For example, in the first SE1 and second SE2 contactors, static mixers can be used as their mixing devices, in the third SE3 and fourth SE4 contactors, ejectors can be used, and the SEP-1 and SEP contactors can use centrifugal mixers. Each contactor has an associated coalescing device. In any embodiment, gas flows 664, 730 (1), 730 (2), ... 730 (p-1) and flowing in the same direction flows of liquid solvent flow through the contactors SER 2, ... SEP in the same direction. This allows processing reactions to be achieved within a short period of time, possibly even as short as 100 milliseconds or less. This may be advantageous for the selective removal of H2Z (relative to CO2), as certain amines react with H2Z faster than with CO2.

В дополнение к принятию газового потока, каждый прямоточный контактор СЭР СЭ2, ... СЭ(п-1), СЭп также принимает поток жидкого растворителя. В системе 705В первый контактор СЭ1 принимает поток 720 частично регенерированного растворителя. После этого последующие контакторы ί'Ό2, СЭ3,In addition to accepting the gas stream, each direct-flow contactor of the SER SER 2, ... SE (p-1), Sep also receives a stream of liquid solvent. In system 705B, a first contactor SE1 receives a stream of partially regenerated solvent 720. After that, the subsequent contactors ί'Ό2, СЭ3,

- 21 023174 ί'Ό(η-1). СЭп принимают растворы поглощаемого вещества в растворителе, выходящие из соответствующего последующего контактора. Таким образом, второй контактор СЭ2 принимает раствор 740(3) частично насыщенного растворителя, вышедший из третьего контактора ί'Ό3; третий контактор СЭ3 принимает раствор 740(4) частично насыщенного растворителя, вышедший из четвертого контактора ί'Ό4; и следующий перед последним контактор СЭ(п-1) принимает раствор 740(п) частично насыщенного растворителя из конечного контактора СЭп. Иначе говоря, жидкий растворитель, поступающий во второй контактор ί'Ό2, включает раствор 740(3) частично насыщенного растворителя, вышедший из третьего контактора СЭ3: жидкий растворитель, поступающий в третий контактор СЭ3, включает раствор 740(4) частично насыщенного растворителя, вышедший из четвертого контактора ί'Ό4; и жидкий растворитель, поступающий в следующий перед последним контактор ί'Ό(η-1), включает раствор 740(п) частично насыщенного растворителя из конечного контактора СЭп. Таким образом, растворы частично насыщенного растворителя вводятся в контакторы ί'Ό1, СЭ2, СЭ3,... СЭп по направлению обработки, которое противоположно течению потоков 730(1), 730(2), 730(3), ..., 730(п-1) постепенно обессериваемого газа.- 21 023174 ί'Ό (η-1). BOT take solutions of the absorbed substance in the solvent, leaving the corresponding subsequent contactor. Thus, the second SE2 contactor receives a solution 740 (3) of a partially saturated solvent, leaving the third contactor ί'Ό3; the third contactor СЭ3 receives a solution 740 (4) of a partially saturated solvent, leaving the fourth contactor ί'Ό4; and the next contactor SE (p-1) before the last receives a solution 740 (p) of a partially saturated solvent from the final contactor SEP. In other words, the liquid solvent entering the second contactor ί'Ό2 includes a partially saturated solvent solution 740 (3) coming out of the third SE3 contactor: the liquid solvent entering the third SE3 contactor includes a partially saturated solvent solution 740 (4) from the fourth contactor ί'Ό4; and the liquid solvent entering the next contactor перед Ό (η-1) next to the last includes a solution 740 (p) of a partially saturated solvent from the final SEP contactor. Thus, partially saturated solvent solutions are introduced into the contactors ί'ί1, SE2, SE3, ... SEP in the direction of processing, which is opposite to the flow of flows 730 (1), 730 (2), 730 (3), ..., 730 (p-1) gradually desulfurized gas.

Последний разделительный контактор СЭп также принимает жидкий растворитель. Этот жидкий растворитель представляет собой поток 760 регенерированного растворителя. Поток 760 регенерированного растворителя является обедненным в высшей степени.The last separation contactor SEP also accepts a liquid solvent. This liquid solvent is a regenerated solvent stream 760. The regenerated solvent stream 760 is highly depleted.

Предполагается, что система 705В на основе химического растворителя согласно фиг. 7В является иллюстративной. Могут быть применены другие конструкции для такой системы, в которых используют многочисленные устройства для прямоточного контактирования. Пример такой дополнительной системы описан в контексте удаления СО2 в указанном выше патентном документе с серийным № И8 61/105343. Фиг. 2В и соответствующие разделы Описания также включены здесь ссылкой.The chemical solvent system 705B of FIG. 7B is illustrative. Other designs can be applied to such a system that utilizes multiple direct contact devices. An example of such an additional system is described in the context of the removal of CO 2 in the above patent document with serial number I8 61/105343. FIG. 2B and the corresponding sections of the Description are also incorporated herein by reference.

В системе 705В из фиг. 7В оба раствора 740(1) и 740(2) растворителя подвергают регенерации. Частично регенерированный растворитель 780 выходит из регенерационного резервуара 750. Давление растворителя 780 повышают с помощью бустерного насоса 782. После этого растворитель 780 охлаждают в теплообменнике 784 для получения потока 72 0 растворителя. Давление растворителя 780 дополнительно повышают с использованием бустерного насоса 724 перед введением его в первый прямоточный контактор СЭ1 в качестве потока 720 растворителя.In the system 705B of FIG. 7B, both solvent solutions 740 (1) and 740 (2) are regenerated. The partially regenerated solvent 780 exits the regeneration tank 750. The pressure of the solvent 780 is increased using a booster pump 782. After that, the solvent 780 is cooled in a heat exchanger 784 to obtain a solvent stream 72 0. The pressure of the solvent 780 is further increased using a booster pump 724 before being introduced into the first direct-flow contactor SE1 as a solvent stream 720.

С обращением опять к фиг. 6, поток 678 легких газов (который также представлен трубопроводом 678 на фиг. 7А и трубопроводом 730 (п) на фиг. 7В) выходит из сольвентной системы 605, проходит через устройство для обезвоживания и проходит через охладитель 626. Охладитель 626 охлаждает поток 678 легких газов до температуры от около -30 до -40°Р (от -34,4 до -40°С). Охладитель 626 может представлять собой, например, рефрижератор с этиленовым или пропановым хладагентом.Referring again to FIG. 6, the light gas stream 678 (which is also represented by conduit 678 in FIG. 7A and conduit 730 (p) in FIG. 7B) exits the solvent system 605, passes through a dewatering device, and passes through a cooler 626. A cooler 626 cools the 678 lung stream gases to a temperature of from about -30 to -40 ° C (from -34.4 to -40 ° C). Cooler 626 may be, for example, a refrigerator with ethylene or propane refrigerant.

Затем поток 678 легких газов предпочтительно проходит через расширительное устройство 628. Расширительное устройство 628 может представлять собой, например, клапан Джоуля-Томсона (Ч-Т). Расширительное устройство 628 служит в качестве детандера для достижения дополнительного охлаждения потока 678 легких газов. Расширительное устройство 628 дополнительно снижает температуру потока 678 легких газов, например, до уровня от около -70 до -80°Р (от -56,7 до -62,2°С). При этом также предпочтительно происходит частичное сжижение потока 678 легких газов. Поток охлажденных легких газов обозначен трубопроводом 611.Then, the light gas stream 678 preferably passes through an expansion device 628. The expansion device 628 may be, for example, a Joule-Thomson valve (CT). Expansion device 628 serves as an expander to achieve additional cooling of the light gas stream 678. Expansion device 628 further reduces the temperature of the stream 678 of light gases, for example, to a level of about -70 to -80 ° P (-56.7 to -62.2 ° C). In this case, a partial liquefaction of the light gas stream 678 is also preferably effected. The flow of chilled light gases is indicated by conduit 611.

Охлажденный сернистый нефтяной газ в трубопроводе 611 поступает в криогенную дистилляционную колонну 100. Криогенная дистилляционная колонна 100 может представлять собой любую колонну, которая действует для отгонки метана из кислотных газов с помощью процесса, в котором преднамеренно замораживают частицы СО2. Криогенная дистилляционная колонна может быть, например, колонной 100 ΟΡΖ™ из фиг. 1. Охлажденный сернистый нефтяной газ по трубопроводу 611 поступает в колонну 100 под давлением от около 500 до 600 ρδί§ (3,45-4,14 МПа, манометрических).The cooled sulphurous petroleum gas in conduit 611 enters the cryogenic distillation column 100. The cryogenic distillation column 100 may be any column that operates to distill methane from acid gases using a process in which CO2 particles are deliberately frozen. The cryogenic distillation column may, for example, be a 100 ΟΡΖ ™ column of FIG. 1. Cooled sulphurous petroleum gas through line 611 enters the column 100 under pressure from about 500 to 600 ρδρ§ (3.45-4.14 MPa, gauge).

Как разъяснено в связи с фиг. 1, кислотные газы удаляют из дистилляционной колонны 100 в виде кубового потока 642 сжиженного кислотного газа. В этом случае кубовый поток 642 кислотного газа включает главным образом диоксид углерода. Кубовый поток 642 кислотного газа содержит очень мало сероводорода или других сернистых компонентов, так как они поглощены системой удаления сернистых компонентов (которая представляет собой сольвентную систему 605) и выведены как поток 655 концентрированного Н23 для дальнейшей обработки. Н23 может быть преобразован в элементарную серу с использованием установки для регенерации серы (не показана). Установка для регенерации серы может быть основана на так называемом процессе Клауса. Это позволяет более эффективно извлекать серу для добычи больших количеств серы.As explained in connection with FIG. 1, acid gases are removed from the distillation column 100 as a bottoms stream 642 of liquefied acid gas. In this case, the bottoms stream 642 of the acid gas comprises mainly carbon dioxide. The acid gas bottoms stream 642 contains very little hydrogen sulfide or other sulfur components, since they are absorbed by the sulfur components removal system (which is the solvent system 605) and removed as concentrated H 2 3 stream 655 for further processing. H 2 3 can be converted to elemental sulfur using a sulfur recovery unit (not shown). The sulfur recovery plant can be based on the so-called Klaus process. This allows sulfur to be extracted more efficiently to produce large quantities of sulfur.

По меньшей мере часть кубового потока 642 направляют через кипятильник 643. Отсюда текучую среду, содержащую метан, перенаправляют обратно в колонну 100 в виде газового потока 644. Остальную текучую среду, включающую главным образом диоксид углерода, выводят через трубопровод 646 для СО2. СО2 в трубопроводе 646 находится в жидкой форме. Диоксид углерода в трубопроводе 646 предпочтительно пропускают через напорный усилитель 648 и затем нагнетают в подповерхностный пласт через одну или более скважин для нагнетания кислотных газов (ΆΟΙ), как обозначено блоком 649.At least a portion of the bottoms stream 642 is routed through a boiler 643. From here, the methane-containing fluid is redirected to the column 100 as a gas stream 644. The remaining fluid, including mainly carbon dioxide, is discharged through a CO2 line 646. The CO2 in line 646 is in liquid form. The carbon dioxide in line 646 is preferably passed through a pressure amplifier 648 and then injected into the subsurface formation through one or more acid gas injection wells (ΆΟΙ), as indicated by block 649.

Метан выводят из дистилляционной колонны 100 в виде потока 112 верхнего метанового погона.Methane is removed from the distillation column 100 in the form of a stream 112 of an overhead methane stream.

- 22 023174- 22 023174

Поток 112 верхнего метанового погона предпочтительно будет включать не более, чем около 2 мол.% диоксида углерода. При таком процентном содержании поток 112 верхнего метанового погона может быть использован в качестве газообразного топлива, или может быть продан на определенных рынках в виде природного газа. Однако в соответствии с указанными здесь определенными способами желательно подвергать поток 112 верхнего метанового погона дополнительной обработке. Более конкретно, поток 112 верхнего метанового погона пропускают через систему охлаждения открытого цикла.The methane overhead stream 112 preferably will include no more than about 2 mol% of carbon dioxide. With this percentage, the overhead methane stream 112 can be used as gaseous fuel, or it can be sold in certain markets as natural gas. However, in accordance with the specific methods indicated herein, it is desirable to subject the overhead methane stream 112 to further processing. More specifically, the methane overhead stream 112 is passed through an open cycle cooling system.

Сначала поток 112 верхнего метанового погона пропускают через теплообменник 113 с перекрестным током. Теплообменник 113 с перекрестным током служит для предварительного охлаждения потока 18 жидкой флегмы, который повторно вводят в криогенную дистилляционную колонну 100 после расширения в расширительном устройстве 19. Затем поток 112 верхнего метанового погона направляют через компрессор 114 для повышения его давления.First, the methane overhead stream 112 is passed through a cross-flow heat exchanger 113. The cross-flow heat exchanger 113 serves to pre-cool the liquid reflux stream 18, which is reintroduced into the cryogenic distillation column 100 after expansion in the expansion device 19. Then, the methane overhead stream 112 is sent through compressor 114 to increase its pressure.

Затем поток 112 сжатого метана охлаждают. Это может быть сделано, например, пропусканием потока 112 метана через воздушный охладитель 115. Получают поток 116 холодного и сжатого метана. Поток 116 метана предпочтительно сжижают для формирования коммерческого продукта.Then, compressed methane stream 112 is cooled. This can be done, for example, by passing methane stream 112 through air cooler 115. Cold and compressed methane stream 116 is obtained. Methane stream 116 is preferably liquefied to form a commercial product.

Часть потока 116 охлажденного и сжатого метана, выходящего из охладителя 115, выделяют в поток 18 флегмы. Поток 18 флегмы дополнительно охлаждают в теплообменнике 113, затем подвергают расширению в расширительном устройстве 19 для получения в конечном итоге холодного распыляемого потока 21 на фиг. 1. Холодный распыляемый поток 21 поступает в дистилляционную колонну 100, где его используют в качестве холодной распыляемой жидкости. Распыляемая жидкость, или флегма, снижает температуру в зоне регулируемого замораживания (показанной кодовым номером 108 позиции на фиг. 1) и способствует вымораживанию СО2 и других частиц кислотных газов из потока 624 обезвоженного газа, как описано выше.A portion of the chilled and compressed methane stream 116 leaving cooler 115 is recovered to reflux stream 18. The reflux stream 18 is further cooled in the heat exchanger 113, then expanded in the expansion device 19 to obtain an ultimately cold spray stream 21 in FIG. 1. The cold spray stream 21 enters the distillation column 100, where it is used as a cold spray liquid. The sprayed liquid, or phlegm, lowers the temperature in the controlled freezing zone (shown by the code number 108 in FIG. 1) and helps to freeze CO2 and other acid gas particles from dehydrated gas stream 624, as described above.

Будет понятно, что фиг. 6 представляет упрощенную схематическую диаграмму, предназначенную для объяснения только избранных аспектов газоперерабатывающей системы 600. Газоперерабатывающая система обычно будет включать многие дополнительные компоненты, такие как нагреватели, охладители, конденсаторы, жидкостные насосы, газовые компрессоры, вентиляторы, оборудование для разделения и/или фракционирования других типов, вентили, переключатели, управляющие устройства, наряду с устройствами для измерения давления, температуры, уровня и величины расхода потока.It will be understood that FIG. 6 is a simplified schematic diagram intended to explain only selected aspects of a gas processing system 600. A gas processing system will typically include many additional components, such as heaters, coolers, condensers, liquid pumps, gas compressors, fans, other types of separation and / or fractionation equipment , valves, switches, control devices, along with devices for measuring pressure, temperature, level and flow rate.

Здесь представлены дополнительные способы удаления сернистых компонентов из потока сырьевого газа. Один такой способ относится к общему понятию редокс-процессов. Термин редокс имеет отношение к реакциям восстановления-окисления. Восстановление-окисление описывает химические реакции, в которых атомы изменяют свою степень окисления или состояние окисления. В данном редокс-процессе окисленный металл, такой как хелатированное железо, реагирует непосредственно с Н2§ с образованием элементарной серы.Additional methods for removing sulfur components from a feed gas stream are provided herein. One such method relates to the general concept of redox processes. The term redox refers to reduction-oxidation reactions. Reduction-oxidation describes chemical reactions in which atoms change their oxidation state or oxidation state. In this redox process, an oxidized metal, such as chelated iron, reacts directly with H 2 § to form elemental sulfur.

Окисленный металл представляет собой водный раствор катализатора на основе хелатированного металла. При работе газовый поток, содержащий сероводород, контактирует с катализатором на основе хелатированного металла в условиях абсорбции. Затем происходит окисление сероводорода до элементарной серы с одновременным восстановлением металла до более низкой степени окисления. Затем раствор катализатора регенерируют для повторного использования контактированием его с кислородсодержащим газом для окисления металла обратно до более высокой степени окисления.The oxidized metal is an aqueous solution of a chelated metal catalyst. In operation, a gas stream containing hydrogen sulfide is contacted with a chelated metal catalyst under absorption conditions. Then, hydrogen sulfide is oxidized to elemental sulfur, while the metal is reduced to a lower oxidation state. The catalyst solution is then regenerated for reuse by contacting it with an oxygen-containing gas to oxidize the metal back to a higher oxidation state.

Фиг. 8 представляет схематическую диаграмму, которая показывает газоперерабатывающую установку 800 для удаления кислотных газов из потока сырьевого газа. В этой компоновке сероводород удаляют из потока сырьевого газа выше по потоку относительно системы 650 удаления кислотных газов с помощью редокс-процесса. Редокс-процесс представляет собой процесс на водной основе, что значит, что обезвоживание потока сырьевого газа перед началом стадий удаления Н2§ не требуется.FIG. 8 is a schematic diagram that shows a gas processing plant 800 for removing acid gases from a feed gas stream. In this arrangement, hydrogen sulfide is removed from the feed gas stream upstream of the acid gas removal system 650 using a redox process. The redox process is a water-based process, which means that dehydration of the feed gas stream before the start of the H 2 removal steps is not required.

Фиг. 8 показывает газоперерабатывающую установку 800, принимающую поток 812 добытого газа. Поток 812 добытого газа происходит из работ по добыче углеводородов, которые проводятся в районе разработки месторождения, или промысле 810. Понятно, что промысел 810 может представлять собой любое место, где добывают газообразные углеводороды. Углеводороды будут включать метан, а также сероводород. Углеводороды также могут включать этан, а также диоксид углерода.FIG. 8 shows a gas processing plant 800 receiving a gas stream 812. The gas stream 812 originates from hydrocarbon production activities that are carried out in the field development area or field 810. It will be appreciated that field 810 may be any place where gaseous hydrocarbons are produced. Hydrocarbons will include methane as well as hydrogen sulfide. Hydrocarbons may also include ethane as well as carbon dioxide.

В газоперерабатывающей установке 800 поток 812 газа подают в систему 850 удаления сернистых компонентов. В системе 850 удаления сернистых компонентов применяют редокс-процесс. Система 850 удаления сернистых компонентов прежде всего включает контактор 820. Контактор 820 определяет камеру 825, в которую поступают сырьевые газообразные углеводороды с промысла 810. Именно в камере 825 происходит химическая реакция, которая отделяет сероводород и прочие сернистые компоненты от потока 812 сырьевого газа.In a gas processing unit 800, a gas stream 812 is supplied to a sulfur component removal system 850. A redox process is used in the sulfur removal system 850. The sulfur component removal system 850 primarily includes a contactor 820. The contactor 820 defines a chamber 825 that receives raw gaseous hydrocarbons from the field 810. It is in the chamber 825 that a chemical reaction occurs that separates hydrogen sulfide and other sulfur components from the raw gas stream 812.

Для проведения химической реакции в камеру 820 также поступает хелатированный окисленный металл. Примером такого окисленного металла является хелатированное железо. Хелатированное железо находится в форме раствора металлического хелата. Раствор металлического хелата подают в камеру 825 по трубопроводу 842.To carry out a chemical reaction, a chelated oxidized metal also enters chamber 820. An example of such an oxidized metal is chelated iron. Chelated iron is in the form of a metal chelate solution. The solution of the metal chelate is fed into the chamber 825 through a pipe 842.

Будучи в камере 825, раствор хелатированного металла реагирует с сероводородом в потоке 812 сырьевого газа. Происходит окислительно-восстановительная реакция. В результате смесь хелатирован- 23 023174 ного восстановленного металла, вместе с элементарной серой, выводят через трубопровод 822 для кубового продукта. В то же время газы улетучиваются через верхний трубопровод 824. Базовая реакция имеет вид δ-- + 2Ре+++ > δ0 + 2Ре++.While in chamber 825, the chelated metal solution reacts with hydrogen sulfide in a feed gas stream 812. A redox reaction occurs. As a result, a mixture of chelated 23023174 reduced metal, together with elemental sulfur, is discharged through pipe 822 for bottoms. At the same time, the gases escape through the upper pipe 824. The basic reaction is δ - + 2Ре +++> δ 0 + 2Ре ++.

Газы в трубопроводе 824 включают главным образом метан и диоксид углерода. В трубопроводе 824 также могут присутствовать следовые количества этана, азота или других компонентов. В совокупности газы в трубопроводе 824 представляют собой сернистый нефтяной газ.Gases in line 824 include mainly methane and carbon dioxide. Traces of ethane, nitrogen, or other components may also be present in conduit 824. Collectively, the gases in conduit 824 are sour gas.

Иллюстративная система 850 удаления сернистых компонентов также включает устройство 830 для окисления. Устройство 830 для окисления определяет камеру 835 для окисления смеси восстановленного металла. Устройство 830 для окисления принимает смесь восстановленного металла через трубопровод 822. Давление содержащей металл смеси в трубопроводе 822 регулируют вентилем 828.Illustrative system 850 removal of sulfur components also includes a device 830 for oxidation. The oxidizer 830 defines a chamber 835 for oxidizing the reduced metal mixture. The oxidizer 830 receives the reduced metal mixture through line 822. The pressure of the metal-containing mixture in line 822 is controlled by a valve 828.

В устройство 830 для окисления также подают воздух. Воздух вводят в устройство 830 для окисления по трубопроводу 834. Давление в трубопроводе 834 является повышенным, чтобы воздух циркулировал через камеру 835 в устройстве 830 для окисления с помощью воздуходувки 838. Будучи внутри камеры 835, воздух контактирует со смесью хелатированного металла, обеспечивая окисление смеси восстановленного металла. Воздух выдувают из устройства 830 для окисления через вентиляционный трубопровод 836.Air is also supplied to oxidizer 830. Air is introduced into the oxidation apparatus 830 through a conduit 834. The pressure in the conduit 834 is increased to allow air to circulate through the chamber 835 in the oxidation apparatus 830 using a blower 838. While inside the chamber 835, the air contacts the chelated metal mixture to oxidize the reduced metal mixture metal. Air is blown out from the oxidizer 830 through a vent line 836.

Окислением получают смесь окисленного хелатированного металла. Хелатная смесь также содержит серу в коллоидальной форме. Хелатную смесь с серой выводят из устройства 830 для окисления через трубопровод 832.By oxidation, a mixture of oxidized chelated metal is obtained. The chelate mixture also contains sulfur in colloidal form. The chelated mixture with sulfur is removed from the oxidizing device 830 via line 832.

Иллюстративная система 850 удаления сернистых компонентов также включает сепаратор 840. Сепаратор 840 на фиг. 8 показан в виде центрифуги. Однако могут быть использованы сепараторы других типов. Центрифуга 840 разделяет водную смесь хелата с серой на два компонента. Один компонент представляет собой элементарную серу. Элементарную серу непрерывно удаляют из процесса в виде твердого продукта с высокой чистотой. Процесс контактирования предпочтительно ограничивают сравнительно низкими давлениями (300 рйд (2,07 МПа, манометрических) или менее) вследствие закупоривания оборудования коллоидальной серой. Элементарная сера может быть отправлена на хранение или, более предпочтительно, на продажу как коммерческий продукт.Illustrative sulfur component removal system 850 also includes a separator 840. The separator 840 in FIG. 8 is shown as a centrifuge. However, other types of separators may be used. A centrifuge 840 divides the aqueous mixture of the chelate with sulfur into two components. One component is elemental sulfur. Elemental sulfur is continuously removed from the process as a high purity solid product. The contacting process is preferably limited to relatively low pressures (300 psi (2.07 MPa, gauge) or less) due to clogging of the equipment with colloidal sulfur. Elemental sulfur can be sent for storage or, more preferably, for sale as a commercial product.

Элементарную серу выводят по трубопроводу 844. Серу предпочтительно направляют в установку для обработки серы (не показана). После этого остается водный раствор металлического хелата, по существу, не содержащий элементарной серы.Elemental sulfur is discharged via line 844. Sulfur is preferably sent to a sulfur treatment unit (not shown). After this, an aqueous solution of a metal chelate essentially free of elemental sulfur remains.

Водный раствор металлического катализатора в системе 850 для удаления представляет собой регенерированное хелатированное железо. Хелатированное железо повторно направляют обратно в контактор 820 по трубопроводу 842. Для повышения давления в трубопроводе 842 и подачи хелатной смеси в резервуар 825 для контактирования может быть предусмотрен насос 844. Этим путем хелатированное железо (или другой окисленный металл) может быть возвращено и использовано повторно.The aqueous solution of the metal catalyst in the removal system 850 is regenerated chelated iron. The chelated iron is recycled back to the contactor 820 via conduit 842. A pump 844 can be provided to increase the pressure in the conduit 842 and supply the chelated mixture to the contact reservoir 825. In this way, the chelated iron (or other oxidized metal) can be returned and reused.

С обращением опять к газопроводу 824, сернистый нефтяной газ в газопроводе 824 подают в резервуар 860 для обезвоживания. Поскольку в редокс-процессе для отделения Η2δ от потока 812 сырьевого газа используют материал на водной основе, требуется последующее обезвоживание газа в трубопроводе 824 перед криогенным удалением кислотных газов. В результате пропускания сернистого нефтяного газа из газопровода 824 через резервуар 860 для обезвоживания образуется водный поток 862. Водный поток 862 может быть направлен в установку для обработки воды. В альтернативном варианте, водный поток 862 может быть повторно закачан в подповерхностный пласт, такой как подповерхностный пласт 630 из фиг. 6. Опять же альтернативно, удаленный водный поток 862 может быть обработан для соответствия экологическим стандартам и затем выпущен в местный водоем (не показан) в виде обработанной воды.Referring again to gas line 824, sulphurous petroleum gas in gas line 824 is supplied to a dewatering tank 860. Since a water-based material is used in the redox process to separate Η 2 δ from the feed gas stream 812, subsequent dehydration of the gas in line 824 is required before cryogenic removal of acid gases. By passing sulphurous petroleum gas from the gas line 824 through the dewatering tank 860, a water stream 862 is formed. The water stream 862 can be directed to a water treatment plant. Alternatively, the water stream 862 may be re-injected into the subsurface formation, such as the subsurface formation 630 of FIG. 6. Again, alternatively, the remote water stream 862 can be treated to meet environmental standards and then released into a local body of water (not shown) as treated water.

Кроме того, в результате прохождения сернистого нефтяного газа из трубопровода 824 через резервуар 860 для обезвоживания получают поток 864, по существу, обезвоженного газа. Поток 864 обезвоженного газа включает метан и также может содержать следовые количества азота, гелия и других инертных газов. В связи с настоящими системами и способами поток 864 обезвоженного газа также включает диоксид углерода.In addition, as a result of the passage of sulphurous petroleum gas from line 824 through the dewatering tank 860, a stream 864 of substantially dehydrated gas is obtained. Dehydrated gas stream 864 includes methane and may also contain trace amounts of nitrogen, helium, and other inert gases. In connection with the present systems and methods, dehydrated gas stream 864 also includes carbon dioxide.

Поток 864 обезвоженного газа выходит из резервуара 860 для обезвоживания и проходит через охладитель 626. Охладитель 626 охлаждает поток 864 обезвоженного газа до температуры от около -30 до 40°Р (от -34,4 до -40°С). Охладитель 626 может представлять собой, например, рефрижератор с этиленовым или пропановым хладагентом. Тем самым генерируют поток 678 охлажденных легких газов.The dehydrated gas stream 864 exits the dehydration tank 860 and passes through a cooler 626. The cooler 626 cools the dehydrated gas stream 864 to a temperature of about −30 to 40 ° C. (−34.4 to −40 ° C.). Cooler 626 may be, for example, a refrigerator with ethylene or propane refrigerant. Thereby, a stream of 678 chilled light gases is generated.

Затем поток 678 легких газов предпочтительно движется через расширительное устройство 628. Расширительное устройство 628 может быть, например, клапаном Джоуля-Томсона (1-Т). Расширительное устройство 628 служит в качестве детандера для получения дополнительно охлажденного потока 678 легких газов. Расширительное устройство 628 дополнительно снижает температуру потока 678 легких газов, например, до уровня от около -70 до -80°Р (от -56,7 до -62,2°С). Предпочтительно также происходит по меньшей мере частичное сжижение потока 678 легких газов. Поток охлажденного сернистого нефтяного газа обозначен как трубопровод 611.Then, the light gas stream 678 preferably moves through the expansion device 628. The expansion device 628 may, for example, be a Joule-Thomson valve (1-T). Expansion device 628 serves as an expander to produce an additionally cooled stream 678 of light gases. Expansion device 628 further reduces the temperature of the stream 678 of light gases, for example, to a level of about -70 to -80 ° P (-56.7 to -62.2 ° C). Preferably, at least partial liquefaction of the light gas stream 678 occurs. The chilled sulphurous oil gas stream is designated as conduit 611.

Охлажденный сернистый нефтяной газ в трубопроводе 611 направляют в дистилляционную колон- 24 023174 ну. Дистилляционная колонна может представлять собой, например, СРУ-колонну 100 из фиг. 1 и 6. Затем сернистый нефтяной газ из трубопровода 611 обрабатывают с использованием системы удаления кислотных газов. Система удаления кислотных газов может быть, например, в соответствии с системой 650 удаления кислотных газов из фиг. 6.The cooled sulphurous petroleum gas in line 611 is sent to a distillation column 24 023174 well. The distillation column may be, for example, a CPG column 100 of FIG. 1 and 6. Then, sour gas from pipeline 611 is treated using an acid gas removal system. The acid gas removal system may be, for example, in accordance with the acid gas removal system 650 of FIG. 6.

Еще одним средством удаления сернистых компонентов из потока сырьевого газа является применение поглотителей в поглощающем слое. Применение поглотителей известно в газоперерабатывающей промышленности как способ удаления Н2§ и меркаптанов из газового потока. Поглотители могут быть твердыми, они могут быть в жидкой форме, или они могут представлять собой раствор катализатора.Another means of removing sulfur components from the feed gas stream is the use of absorbers in the absorbent layer. The use of absorbers is known in the gas processing industry as a way to remove H 2 § and mercaptans from a gas stream. The scavengers may be solid, they may be in liquid form, or they may be a catalyst solution.

Поглотители преобразуют сульфгидрильные и другие серосодержащие соединения в безопасные соединения, такие как сульфиды металлов. Соединение может быть утилизировано надежно и экологически благоразумным путем. Поглотители имеют особенную применимость, когда уровень содержания Н2§ в потоке сырьевого газа низок, так что традиционная обработка аминами экономически нецелесообразна. Примером является ситуация, где содержание Н2§ составляет менее чем около 300 млн-1.Absorbers convert sulfhydryl and other sulfur-containing compounds into safe compounds, such as metal sulfides. The compound can be disposed of safely and in an environmentally sound manner. Absorbers have particular applicability when the level of H 2 § in the feed gas stream is low, so conventional amine treatment is not economically feasible. An example is a situation wherein the content of H 2 § is less than about 300 million -1.

Примером известного поглотителя на водной основе является триазин. Более конкретный пример представляет собой водный состав 1,3,5-трис-(2-гидроксиэтил)-гексагидро-симм-триазина. Еще одним примером поглотителя на водной основе является раствор нитрита.An example of a known water-based scavenger is triazine. A more specific example is the aqueous composition of 1,3,5-tris- (2-hydroxyethyl) -hexahydro-sym-triazine. Another example of a water-based scavenger is a nitrite solution.

Примерами твердых поглотителей являются оксид железа (РеО, Ре2О3 или Ре3О4) и оксид цинка (ΖηΟ) . Твердые поглотители в основном не регенерируются. Как только слой нерегенерируемого поглотителя израсходован, он должен быть заменен. Для эффективной работы оксида железа в основном требуется некоторое количество влаги, тогда как для оксида цинка это не нужно. Так, если поток сернистого нефтяного газа уже был обезвожен, применение ΖηΟ было бы предпочтительным в том отношении, что не потребовалось бы дополнительное обезвоживание выше по потоку относительно процесса удаления СО2. Однако вода может образовываться в ходе процесса окисления. Таким образом, в зависимости от исходного уровня содержания Н2§ может потребоваться последующее обезвоживание.Examples of solid scavengers are iron oxide (FeO, Fe 2 O 3 or Fe 3 O 4 ) and zinc oxide (ΖηΟ). Solid absorbers are generally not regenerated. As soon as the layer of non-regenerable absorber is used up, it must be replaced. For the effective operation of iron oxide, a certain amount of moisture is mainly required, whereas for zinc oxide this is not necessary. So, if the flow of sulphurous petroleum gas was already dehydrated, the use of предпочтηΟ would be preferable in that it would not require additional dewatering upstream relative to the CO2 removal process. However, water may form during the oxidation process. Thus, depending on the initial level of H 2 §, subsequent dehydration may be required.

Реагенты для поглощения сероводорода наиболее широко применяются в одном из трех способов. Во-первых, в орошаемой колонне для контактирования могут быть применены жидкие поглощающие реагенты в режиме периодической загрузки. Во-вторых, в контакторе с неподвижным слоем могут быть использованы твердые поглощающие реагенты в режиме периодической загрузки. В-третьих, может быть использовано непрерывное прямое нагнетание жидких поглощающих реагентов в резервуар. Это является наиболее распространенной практикой.Reagents for the absorption of hydrogen sulfide are most widely used in one of three ways. Firstly, liquid absorbing reagents in a batch mode can be used in an irrigated contacting column. Secondly, in a fixed bed contactor, solid absorption reagents in a batch mode can be used. Thirdly, continuous direct injection of liquid absorbing reagents into the reservoir can be used. This is the most common practice.

В традиционном поглощении Н2§ при прямом нагнетании в качестве контактора используют трубопровод. В этом варианте применения жидкий Н2§-поглощающий реагент, такой как триазин, нагнетают в поток газа. Н2§ абсорбируется раствором поглотителя. Н2§ реагирует с образованием побочных продуктов, которые впоследствии удаляют из потока сырьевого газа и выбрасывают. Альтернативный способ непосредственного впрыскивания поглотителей Н2§ включает нагнетание жидкостной струи поглощающего реагента через маленькое отверстие под высоким давлением. Обычно для диспергирования жидкого поглощающего реагента на очень мелкие капельки используют распыляющее сопло. Для многих вариантов применения подход с непосредственным впрыскиванием является потенциально перспективным благодаря наименьшим общим затратам вследствие низкого уровня капиталовложений для него относительно применения периодических загрузок.In traditional H 2 absorption, in direct injection, a pipeline is used as a contactor. In this application, liquid H 2 §-absorbing reagent, such as triazine, is injected into the gas stream. H 2 § is absorbed by the absorbent solution. H 2 § reacts with the formation of by-products, which are subsequently removed from the feed gas stream and discarded. An alternative way to directly inject H 2 absorbers is to inject a liquid jet of absorbent reagent through a small hole under high pressure. Typically, a spray nozzle is used to disperse the liquid absorbent reagent into very small droplets. For many applications, the direct injection approach is potentially promising due to the lowest total cost due to the low level of investment for it relative to the use of periodic downloads.

Фиг. 9 представляет схематическую диаграмму, которая показывает газоперерабатывающую установку 900 для удаления кислотных газов из газового потока в соответствии с настоящим изобретением, в одном варианте исполнения. В этой компоновке сероводород удаляют из потока 912 сырьевого газа выше по потоку относительно системы 950 удаления кислотных газов с помощью поглотителя.FIG. 9 is a schematic diagram that shows a gas processing unit 900 for removing acid gases from a gas stream in accordance with the present invention, in one embodiment. In this arrangement, hydrogen sulfide is removed from the feed gas stream 912 upstream of the acid gas removal system 950 using an absorber.

Фиг. 9 показывает газоперерабатывающую установку 900, принимающую поток 912 добытого газа. Поток 912 добытого газа происходит из работ по добыче углеводородов, которые проводятся в районе разработки месторождения, или промысле 910. Понятно, что промысел 910 может представлять собой любое место, где добывают газообразные углеводороды. Углеводороды будут включать метан, а также сероводород. Углеводороды также могут включать этан, а также диоксид углерода.FIG. 9 shows a gas processing plant 900 receiving a gas stream 912. The gas stream 912 originates from hydrocarbon production activities that are carried out in the area of the field development, or in the 910 field. It is understood that the 910 field may be any place where gaseous hydrocarbons are produced. Hydrocarbons will include methane as well as hydrogen sulfide. Hydrocarbons may also include ethane as well as carbon dioxide.

В газоперерабатывающей установке 900 поток 912 добытого газа подают в систему 950 удаления сернистых компонентов. В системе 950 удаления сернистых компонентов применяют поглотитель Н2§. Может быть использован любой из вышеописанных поглотителей. В иллюстративной системе 950 удаления сернистых компонентов применяют третий способ, упомянутый выше, т.е. жидкий поглотитель с непрерывным нагнетанием в разделительный резервуар 920.In a gas processing unit 900, a gas stream 912 is supplied to a sulfur component removal system 950. In the system 950 removal of sulfur components used absorber H 2 §. Any of the above absorbers may be used. In illustrative system 950 for removing sulfur components, the third method mentioned above, i.e. continuously absorbing liquid absorber into separation tank 920.

Для удаления сернистых компонентов из потока 912 сырьевого газа поток 912 сырьевого газа направляют в трубопровод 922. В то же время в трубопровод 922 через трубопровод 944 для поглотителя вводят жидкий поглотитель, такой как триазин. Триазин нагнетают через распылительное сопло 923, и затем он смешивается с потоком 912 сырьевого газа в статическом смесителе 925. После этого контактировавший поток 912 сырьевого газа поступает в разделительный резервуар 920.To remove sulfur components from the feed gas stream 912, the feed gas stream 912 is sent to a conduit 922. At the same time, a liquid scavenger, such as triazine, is introduced into the conduit 922 through the absorber conduit 944. The triazine is pumped through the spray nozzle 923, and then it is mixed with the feed gas stream 912 in the static mixer 925. After that, the contacted feed gas stream 912 enters the separation tank 920.

Разделительный резервуар 920 определяет камеру 926. Жидкости оседают на дно камеры 926, тогда как газообразные компоненты выходят из верха камеры 926. Жидкости выходят через жидкостный трубопровод 927. Жидкости включают израсходованный материал поглотителя. Часть жидкостей из трубо- 25 023174 провода 927 удаляют в виде вытекающих отходов. Трубопровод 942 для отходов направляет вытекающие отходы в бак-хранилище (не показан) или другое место для хранения отходов. Отходы могут быть вывезены наружу грузовиком или по трубопроводу для сбросов. Остальная часть жидкостей из трубопровода 927 может быть перенаправлена обратно в трубопровод 944 для поглотителя для контактирования с потоком 912 сырьевого газа, если поглотитель еще не полностью истощен.Separation tank 920 defines a chamber 926. Liquids settle to the bottom of the chamber 926, while gaseous components exit the top of the chamber 926. The liquids exit through a liquid pipe 927. The liquids include the consumed material of the absorber. Part of the liquids from the pipe 2523234 wire 927 is removed in the form of waste. Waste piping 942 directs the resulting waste to a storage tank (not shown) or other waste storage site. Waste can be transported outside by truck or through a discharge pipe. The rest of the liquids from conduit 927 can be redirected back to absorber conduit 944 to contact the feed gas stream 912 if the absorber is not yet completely depleted.

Система 950 удаления сернистых компонентов также включает резервуар 930 для поглотителя. Резервуар 930 для поглотителя содержит жидкий поглощающий реагент. Оператор при необходимости выпускает жидкий поглощающий реагент из резервуара 930 для поглотителя в трубопровод 944 для поглотителя. Для повышения давления при нагнетании жидкого поглощающего реагента в трубопровод 922 предусмотрен насос 946.Sulfur removal system 950 also includes an absorber reservoir 930. The absorber tank 930 contains a liquid absorbent reagent. The operator, if necessary, releases the liquid absorbing reagent from the absorber tank 930 into the absorber pipe 944. To increase the pressure during injection of the liquid absorbing reagent into the pipeline 922, a pump 946 is provided.

С обращением опять к разделительному резервуару 920, разделительный резервуар 920 может включать подавитель 924 тумана. Подавитель 924 тумана помогает предотвратить улетучивание частиц жидкостей из верха разделительного резервуара 920 с газообразными компонентами. Это явление называется уносом. Подавитель 924 тумана напоминает сетку или мембрану, которая создает извилистый путь для паров, когда они перемещаются вверх в разделительном резервуаре 920. Подавители тумана известны в технологии. Одним источником подавителей тумана является фирма ЗерагаДоп РгобисК 1пс. в Элвине, Техас. Фирма ЗерагаДоп РгоДисК 1пс. производит подавители тумана под торговым наименованием ЛпДЦсо™.Referring again to separation tank 920, separation tank 920 may include a mist suppressor 924. The mist suppressor 924 helps to prevent the escape of particles of liquids from the top of the separation tank 920 with gaseous components. This phenomenon is called ablation. The mist suppressor 924 resembles a mesh or membrane that creates a winding path for the vapors as they move upward in separation tank 920. The mist suppressors are known in the art. One source of fog suppressors is ZeragaDop RgobisK 1ps. in Alvin, Texas. Firm ZeragaDop RgoDisK 1ps. produces mist suppressors under the trade name LpDtsso ™.

Газообразные компоненты выходят из разделительного резервуара 920 через трубопровод 945 для верхнего газового погона. Газообразные компоненты главным образом представлены метаном и диоксидом углерода. Также могут присутствовать следовые количества этана, азота, гелия и ароматических соединений. Газ в трубопроводе 945 может быть назван как сернистый нефтяной газ. Сернистый нефтяной газ в газопроводе 945 направляют в резервуар 960 для обезвоживания.Gaseous components exit separation tank 920 through duct 945 for the overhead gas stream. The gaseous components are mainly methane and carbon dioxide. Traces of ethane, nitrogen, helium and aromatics may also be present. The gas in conduit 945 may be referred to as sour gas. Sulfur gas in the gas line 945 is sent to the tank 960 for dehydration.

Поскольку в процессе для отделения Н28 от потока 912 сырьевого газа поглощения используют материал на водной основе, перед криогенным удалением диоксида углерода требуется обезвоживание газа в трубопроводе 945. В результате пропускания сернистого нефтяного газа из газопровода 945 через резервуар 960 для обезвоживания образуется водный поток 962. Водный поток 962 может быть направлен в установку для обработки воды. В альтернативном варианте, водный поток 962 может быть повторно закачан в подповерхностный пласт, такой как подповерхностный пласт 630 из фиг. 6. Опять же альтернативно, удаленный водный поток 962 может быть обработан для соответствия экологическим стандартам и затем выпущен в местный водоем (не показан) в виде обработанной воды.Since the process uses water-based material to separate H 2 8 from the absorption feed stream 912, water must be dehydrated before cryogenic removal of carbon dioxide in the pipe 945. As a result of passing the sulfur dioxide gas from the gas pipe 945 through the dewatering tank 960, a water stream 962 is generated Water stream 962 may be directed to a water treatment plant. Alternatively, the water stream 962 may be re-injected into the subsurface formation, such as the subsurface formation 630 of FIG. 6. Again, alternatively, the remote water stream 962 can be treated to meet environmental standards and then released into a local body of water (not shown) as treated water.

Кроме того, в результате прохождения сернистого нефтяного газа из трубопровода 945 через резервуар 960 для обезвоживания получают поток 964, по существу, обезвоженного газа. Поток 964 обезвоженного газа пропускают через охладитель 626. Охладитель 626 охлаждает поток 964 обезвоженного газа до температура от около -30 до -40°Р (от -34,4 до -40°С). Охладитель 626 может представлять собой, например, рефрижератор с этиленовым или пропановым хладагентом. Тем самым генерируют поток 678 охлажденных легких газов.In addition, as a result of the passage of sour gas from pipeline 945 through the dewatering tank 960, a stream 964 of substantially dehydrated gas is obtained. The dehydrated gas stream 964 is passed through a cooler 626. The cooler 626 cools the dehydrated gas stream 964 to a temperature of about −30 to −40 ° C. (−34.4 to −40 ° C.). Cooler 626 may be, for example, a refrigerator with ethylene or propane refrigerant. Thereby, a stream of 678 chilled light gases is generated.

Затем поток 678 легких газов предпочтительно проходит через расширительное устройство 628. Расширительное устройство 62 8 может представлять собой, например, клапан Джоуля-Томсона (ί-Τ). Расширительное устройство 628 служит в качестве детандера для получения дополнительно охлажденного потока 678 легких газов. Расширительное устройство 628 дополнительно снижает температуру потока 678 легких газов, например, до уровня от около -70 до -80°Р (от -56,7 до -62,2°С). Предпочтительно также происходит по меньшей мере частичное сжижение потока 678 легких газов. Поток охлажденных легких газов обозначен трубопроводом 611.Then, the light gas stream 678 preferably passes through an expansion device 628. The expansion device 62 8 may be, for example, a Joule-Thomson (ί-Τ) valve. Expansion device 628 serves as an expander to produce an additionally cooled stream 678 of light gases. Expansion device 628 further reduces the temperature of the stream 678 of light gases, for example, to a level of about -70 to -80 ° P (-56.7 to -62.2 ° C). Preferably, at least partial liquefaction of the light gas stream 678 occurs. The flow of chilled light gases is indicated by conduit 611.

Охлажденный сернистый нефтяной газ в трубопроводе 611 направляют в дистилляционную колонну. Дистилляционная колонна может быть, например, ΟΡΖ-колонной 100 из фиг. 1 и 6. Затем поток охлажденного газа обрабатывают с помощью системы удаления кислотных газов. Система удаления кислотных газов может быть, например, в соответствии с системой 650 удаления кислотных газов из фиг. 6.Cooled sulphurous petroleum gas in line 611 is sent to a distillation column. The distillation column may be, for example, the ΟΡΖ-column 100 of FIG. 1 and 6. Then, the chilled gas stream is treated with an acid gas removal system. The acid gas removal system may be, for example, in accordance with the acid gas removal system 650 of FIG. 6.

Еще одним дополнительным средством, предложенным здесь для удаления сероорганических соединений, имеющих сульфгидрильную (-ЗН) группу, является подход, который известен как процесс Сгу51а8и1Г. Процесс Сгу51а8и1Г был разработан фирмой Сгу81аТесЬ, 1пс. из Остина, Техас. В процессе Сгу81аЗи1Г используют модифицированный жидкофазный реакционный процесс Клауса для удаления Н28 из потока сырьевого газа.Another additional tool proposed here for the removal of organosulfur compounds having a sulfhydryl (-3H) group is the approach, which is known as the Cg51a8i1G process. The process Cg51a8i1G was developed by Cg81aTecL, 1ps. from Austin, Texas. In the process Cg81a3i1G, a modified Klaus liquid-phase reaction process is used to remove H 2 8 from the feed gas stream.

Процесс Клауса представляет собой процесс, который иногда применяют в промышленности по переработке природного газа и перегонке нефти для извлечения элементарной серы из газовых потоков, содержащих сероводород. Вкратце, процесс Клауса для получения элементарной серы включает две основных секции. Первая секция представляет собой термическую секцию, в которой часть Н28 сжигают до 8О2, и образовавшийся 8О2 реагирует с остальным Н28 с образованием элементарной серы при температурах приблизительно от 1800 до 2200°Р (982,2-1204,4°С). В термической секции катализатор отсутствует. Вторая секция представляет собой каталитическую секцию, в которой элементарная сера получается при температурах между 400 до 650°Р (204,4-343,3°С) над подходящим катализатором (таким как оксид алюминия). Реакция для получения элементарной серы представляет собой равновесную реакцию;The Klaus process is a process that is sometimes used in the natural gas processing and refining industries to extract elemental sulfur from gas streams containing hydrogen sulfide. In short, the Klaus process for producing elemental sulfur includes two main sections. The first section is a thermal section in which part of H 2 8 is burned to 8 O 2 , and the resulting 8 O 2 reacts with the rest of H 2 8 to form elemental sulfur at temperatures from about 1800 to 2200 ° P (982.2-1204.4 ° FROM). There is no catalyst in the thermal section. The second section is a catalytic section in which elemental sulfur is obtained at temperatures between 400 to 650 ° P (204.4-343.3 ° C) above a suitable catalyst (such as alumina). The reaction for producing elemental sulfur is an equilibrium reaction;

- 26 023174 поэтому в процессе Клауса есть несколько стадий, где проводят разделения в стремлении повысить общую степень конверсии Н28 до элементарной серы. Каждая стадия включает нагревание, реагирование, охлаждение и разделение.- 26 023174 therefore, in the Klaus process there are several stages where separation is carried out in an effort to increase the total degree of H 2 8 conversion to elemental sulfur. Each stage includes heating, reaction, cooling and separation.

Термин Сгу51а8и1Г имеет отношение не только к процессу, но также к растворителю, используемому в этом процессе. Сгу81а8и1Г® представляет собой неводный физический растворитель, который растворяет сероводород и диоксид серы так, что они могут реагировать непосредственно с образованием элементарной серы. Растворитель СгуйаЗи1Г® иногда называют щелоком, или вымывающим щелоком. В Сгу81аЗи1Г-процессе сероводород удаляют из газового потока с использованием неводного вымывающего щелока. Вымывающий щелок может быть органическим растворителем для элементарной серы, таким как фенилксилилэтан. В общем, неводный растворитель может быть выбран из группы, состоящей из алкилзамещенных нафталинов, диарилалканов, включающих фенилксилилэтаны, такие как фенилортоксилилэтан, фенилтолилэтаны, фенилнафтилэтаны, фениларилалканы, дибензиловый простой эфир, дифениловый простой эфир, частично гидрированные терфенилы, частично гидрированные дифенилэтаны, частично гидрированные нафталины и их смеси.The term Cg51a8i1G refers not only to the process, but also to the solvent used in this process. Cg81a8i1G® is a non-aqueous physical solvent that dissolves hydrogen sulfide and sulfur dioxide so that they can react directly to produce elemental sulfur. Solvent ZyuZi1G® is sometimes called lye, or leaching liquor. In the Sgu81aZi1G process, hydrogen sulfide is removed from the gas stream using non-aqueous leaching liquor. The wash liquor may be an organic solvent for elemental sulfur, such as phenylxilylethane. In general, the non-aqueous solvent may be selected from the group consisting of alkyl substituted naphthalenes, diarylalkanes, including phenylxylene ethanes, such as phenyl orthoxyl ethanes, phenyl naphthylenes, phenyl aryl alkanes, partially dibenzyl ether, partially diphenylated hydrogenated, diphenylated dihydhenyl ether, diphenylated ethers, and mixtures thereof.

Обычно для растворителя Сгу81аЗи1Г® в качестве окислителя применяют ЗО2. Это позволяет проводить реакцию Клауса (2Н28 8О2^38+2Н2О) в фазе растворителя. Другими словами, диоксид серы добавляют к раствору в растворителе для достижения лучшего удаления Н23.Typically, ZO 2 is used as an oxidizing agent for the solvent Сг81аЗи1Г®. This allows the Claus reaction (2H 2 8 8O 2 ^ 38 + 2H 2 O) in the solvent phase. In other words, sulfur dioxide is added to the solution in a solvent to achieve better removal of H 2 3.

Сгу81аЗи1Г-процесс описан в патенте США № 6416729. Патент '729 озаглавлен Способ удаления сероводорода из газовых потоков, которые включают диоксид серы или к которым он добавлен. Патент '729 включен здесь ссылкой во всей своей полноте. Дополнительные варианты исполнения Сгу81аЗи1Гпроцесса описаны в патенте США № 6818194, озаглавленном Способ удаления сероводорода из газовых потоков, которые включают диоксид серы или к которым он добавлен, промыванием с использованием неводного сорбента. Патент '194 также включен здесь ссылкой.The Cgu81aZi1G process is described in US Pat. No. 6,416,729. The '729 patent is entitled A method for removing hydrogen sulfide from gas streams that include sulfur dioxide or to which it is added. The '729 patent is incorporated herein by reference in its entirety. Additional embodiments of the CG81A3G1 process are described in US Pat. No. 6,818,194, entitled Method for Removing Hydrogen Sulfide from Gas Streams that Include or to which Sulfur Dioxide Washed, by washing using a non-aqueous sorbent. The '194 patent is also incorporated herein by reference.

Фиг. 10 представляет схематическую диаграмму, которая показывает газоперерабатывающую установку 1000 для удаления кислотных газов из газового потока, в еще одном варианте исполнения. В этой компоновке сероводород удаляют из потока 1012 сырьевого газа выше по потоку относительно системы 650 удаления кислотных газов с помощью Сгу81аЗи1Г-процесса. Сгу81аЗи1Г-процесс составляет часть системы 1050 удаления сернистых компонентов для удаления сероводорода.FIG. 10 is a schematic diagram that shows a gas processing plant 1000 for removing acid gases from a gas stream, in yet another embodiment. In this arrangement, hydrogen sulphide is removed from the feed gas stream 1012 upstream of the acid gas removal system 650 using the CGI81Zi1G process. The Sgu81aZi1G process forms part of a system 1050 for removing sulfur components to remove hydrogen sulfide.

Фиг. 10 показывает газоперерабатывающую установку 1000, принимающую поток 1012 добытого газа. Поток 1012 добытого газа происходит из работ по добыче углеводородов, которые проводятся в районе разработки месторождения, или промысле 1010. Промысел 1010 является таким же, как вышеописанные промыслы 810 и 910. Углеводороды добывают на промысле 1010. Углеводороды будут включать метан вместе с сероводородом. Углеводороды также могут включать этан, а также диоксид углерода.FIG. 10 shows a gas processing plant 1000 receiving a gas stream 1012. Production gas stream 1012 originates from hydrocarbon production activities that are carried out in the field development area, or field 1010. Field 1010 is the same as field 810 and 910 described above. Field hydrocarbons are produced in field 1010. Hydrocarbons will include methane and hydrogen sulfide. Hydrocarbons may also include ethane as well as carbon dioxide.

В газоперерабатывающей установке 1000 поток 1012 добытого газа подают в систему 1050 удаления сернистых компонентов. В системе 1050 удаления сернистых компонентов применяют вышеописанный Сгу81аЗи1Г-процесс. Для удаления сернистых компонентов из потока 1012 сырьевого газа в соответствии с Сгу81аЗи1Г-процессом поток 1012 сырьевого газа направляют в абсорбер 1020. В то же время в абсорбер 1020 по трубопроводу 1084 вводят жидкий ЗО2. Сжиженный диоксид серы добавляют в качестве газообразного окислителя.In a gas processing plant 1000, a stream of produced gas 1012 is supplied to a sulfur component removal system 1050. In the system 1050 for removing sulfur components, the above-described Sgu81aZi1G process is used. In order to remove sulfur components from the feed gas stream 1012 in accordance with the Cgu81aZi1G process, the feed gas stream 1012 is directed to an absorber 1020. At the same time, liquid OO 2 is introduced into the absorber 1020 through a pipe 1084. Liquefied sulfur dioxide is added as a gaseous oxidizing agent.

Жидкий 8О2 первоначально содержат в резервуаре 1080 для хранения. Трубопровод 1082 для ЗО2 при необходимости подает жидкий ЗО2 из резервуара 1080 для хранения по трубопроводу 1084. Для повышения давления, чтобы перемещать жидкий ЗО2 в абсорбер 1020, на трубопроводе 1082 предусмотрен насос 1076.Liquid 8O 2 is initially contained in storage tank 1080. Pipeline 1082 for ZO 2, if necessary, supplies liquid ZO 2 from storage tank 1080 through line 1084. To increase pressure to move the liquid ZO 2 to the absorber 1020, pump 1076 is provided on line 1082.

Абсорбер 1020 определяет камеру 1025. В абсорбере 1020 поток 1012 сырьевого газа контактирует с жидким растворителем, содержащим ЗО2 из трубопровода 1084. Жидкости опускаются на дно камеры 1025, тогда как газообразные компоненты выходят из верха камеры 1025. Жидкости, называемые сорбентом, выходят через жидкостный трубопровод 1022. Сорбент в основном включает раствор серы и воду, вместе со следовыми количествами метана плюс остаточными сероводородом и/или диоксидом серы.The absorber 1020 defines the chamber 1025. In the absorber 1020, the feed gas stream 1012 contacts a liquid solvent containing OO 2 from conduit 1084. The liquids sink to the bottom of the chamber 1025, while the gaseous components exit the top of the chamber 1025. The liquids, called the sorbent, exit through the liquid pipeline 1022. The sorbent mainly includes a solution of sulfur and water, together with trace amounts of methane plus residual hydrogen sulfide and / or sulfur dioxide.

Жидкости направляют по трубопроводу 1022 в баллон 1030. Баллон 1030 служит для мгновенного выпаривания воды и любых увлеченных газообразных углеводородов из растворителя. Серосодержащий раствор выходит из баллона в виде кубового потока 1036. В то же время газообразные углеводороды и следы водяного пара выходят по трубопроводу 1032 для верхнего погона.Liquids are sent via line 1022 to cylinder 1030. The cylinder 1030 is used to instantly evaporate water and any entrained gaseous hydrocarbons from the solvent. The sulfur-containing solution leaves the cylinder in the form of a bottoms stream 1036. At the same time, gaseous hydrocarbons and traces of water vapor exit through the pipeline 1032 for the overhead.

Трубопровод 1032 для верхнего погона проходит через компрессор 1034. Повышение давления в трубопроводе 1032 для верхнего погона помогает отделить воду от газообразных углеводородов. Затем газообразные углеводороды направляют в разделительный резервуар 1040. Разделительный резервуар 1040 обычно представляет собой гравитационный сепаратор, хотя также может быть использован гидроциклон или сепаратор УогЙ81ер. Вода выделяется из разделительного резервуара 1040 по трубопроводу 1044. Воду в трубопроводе 1044 предпочтительно направляют в обрабатывающую установку (не показана).The overhead line 1032 passes through a compressor 1034. The increase in pressure in the overhead line 1032 helps separate water from gaseous hydrocarbons. The gaseous hydrocarbons are then sent to a separation tank 1040. The separation tank 1040 is typically a gravitational separator, although a hydrocyclone or a UGJ81er separator can also be used. Water is discharged from separation tank 1040 via conduit 1044. Water in conduit 1044 is preferably sent to a processing unit (not shown).

Газообразные углеводороды выходят из разделительного резервуара 1040 по трубопроводу 1042. Газообразные углеводороды в трубопроводе 1042 объединяют с потоком 1012 сырьевого газа. ОтсюдаGaseous hydrocarbons exit the separation tank 1040 through a conduit 1042. Gaseous hydrocarbons in a conduit 1042 are combined with a feed gas stream 1012. From here

- 27 023174 газообразные углеводороды повторно вводят в абсорбер 1020.- 27,023,174 gaseous hydrocarbons are reintroduced into the absorber 1020.

С обращением опять к баллону 1030, как отмечено, серосодержащий раствор выходит из баллона в кубовом потоке 1036. Серосодержащий раствор движется в охладительный контур 1038. Серосодержащий раствор объединяют с частью прозрачного щелока из трубопровода 1058. Прозрачный щелок может включать, например, дополнительный физический растворитель.Referring again to cylinder 1030, as noted, the sulfur-containing solution exits the cylinder in bottoms stream 1036. The sulfur-containing solution moves to the cooling circuit 1038. The sulfur-containing solution is combined with part of the clear liquor from line 1058. The clear liquor may include, for example, additional physical solvent.

Давление в охладительном контуре 1038 повышают, когда серосодержащий раствор движется через центробежный насос 1052. После этого серосодержащий раствор охлаждают в тефлоновом (РТРЕ) теплообменнике 1054. Когда серосодержащий раствор проходит через теплообменник 1054, он охлаждается ниже температуры насыщения в отношении растворенной серы. Серосодержащий раствор становится перенасыщенным в отношении растворенной серы, которая тем самым начинает кристаллизоваться.The pressure in the cooling circuit 1038 is increased when the sulfur-containing solution moves through a centrifugal pump 1052. After that, the sulfur-containing solution is cooled in a Teflon (PTPE) heat exchanger 1054. When the sulfur-containing solution passes through heat exchanger 1054, it is cooled below the saturation temperature with respect to dissolved sulfur. The sulfur-containing solution becomes oversaturated with respect to dissolved sulfur, which thereby begins to crystallize.

Охлажденный и кристаллизованный серосодержащий раствор поступает в кристаллизатор 1055. Более конкретно, серосодержащий раствор из трубопровода 1038 направляют в донную часть кристаллизатора 1055. Охлажденный серосодержащий раствор приходит в контакт с кристаллами серы, присутствующими в зоне 1059 осаждения внутри кристаллизатора 1055. Кристаллы действуют как зародыши для перенасыщенного серой раствора, обусловливая эффект выделения растворенной серы в осадок. Этим создают суспензию серы.The cooled and crystallized sulfur-containing solution enters the crystallizer 1055. More specifically, the sulfur-containing solution from the pipe 1038 is sent to the bottom of the crystallizer 1055. The cooled sulfur-containing solution comes into contact with sulfur crystals present in the deposition zone 1059 inside the crystallizer 1055. The crystals act as nuclei for the oversaturated sulfur solution, causing the effect of the release of dissolved sulfur in the precipitate. This creates a suspension of sulfur.

Суспензия серы выходит из кристаллизатора 1055 по трубопроводу 1056 для суспензии серы. Суспензию серы в трубопроводе 1056 подают на фильтр 1060. Фильтр 1060 разделяет суспензию серы на чистую твердую серу и прозрачный щелок. Удаление твердой серы представлено трубопроводом 1062. Прозрачный щелок выводят в виде фильтрата по трубопроводу 1064 и вовлекают в рециркуляцию обратно в кристаллизатор 1055. Для перемещения прозрачного щелока обратно в кристаллизатор 1055 предпочтительно применяют насос 1066.A sulfur slurry exits the crystallizer 1055 via a 1056 sulfur slurry line. The sulfur suspension in line 1056 is fed to a filter 1060. The filter 1060 separates the sulfur suspension into pure solid sulfur and clear liquor. The removal of solid sulfur is represented by conduit 1062. The clear liquor is discharged as filtrate through conduit 1064 and recycled back to the crystallizer 1055. A pump 1066 is preferably used to transfer the clear liquor back to the crystallizer 1055.

Прозрачный щелок поднимается на верх кристаллизатора. Часть прозрачного щелока направляют из кристаллизатора 1055 по трубопроводу 1058. Прозрачный щелок в трубопроводе 1058 объединяют с раствором 1036 серы из баллона с образованием охладительного контура 1038, как обсуждалось выше. Отдельную часть прозрачного щелока извлекают с верха кристаллизатора 1055 по трубопроводу 1072. Извлеченный щелок в трубопроводе 1072 нагревают с помощью теплообменника 1074. Нагретый щелок объединяют с диоксидом серы из трубопровода 1082. Нагретый щелок 1074 пропускают через бустерный насос 1076 и затем перенаправляют в камеру 1025 абсорбера 1020.Transparent liquor rises to the top of the mold. A portion of the clear liquor is routed from crystallizer 1055 through line 1058. The clear liquor in line 1058 is combined with a sulfur solution 1036 from a cylinder to form a cooling circuit 1038, as discussed above. A separate portion of the clear liquor is removed from the top of the crystallizer 1055 through line 1072. The recovered liquor in line 1072 is heated using a heat exchanger 1074. The heated liquor is combined with sulfur dioxide from line 1082. The heated liquor 1074 is passed through a booster pump 1076 and then redirected to chamber 1025 of the absorber 1020 .

Понятно, что СгуЧаЗиИ-процесс. описанный в связи с системой 1000 удаления сернистых компонентов, является только иллюстративным. Могут быть использованы другие СгуЧаЗиИ-процессы. такие как описанные во включенных патенте США № 6416729 и патенте США № 6818194. Независимо от способа, поток 1045 верхнего газового погона генерируют из абсорбера 1020.It is clear that the QC is a process. described in connection with the system 1000 removal of sulfur components, is only illustrative. Other FGM processes can be used. such as those described in the included US Pat. No. 6,416,729 and US Pat. No. 6,818,194. Regardless of the method, the overhead gas stream 1045 is generated from the absorber 1020.

Поток 1045 верхнего газового погона содержит главным образом метан и диоксид углерода. Также могут присутствовать следовые количества этана, азота, гелия и ароматических соединений. Сернистые компоненты были извлечены и выведены по трубопроводу 1062. Поток 1045 верхнего газового погона может быть обозначен как сернистый нефтяной газ. Сернистый нефтяной газ в газовом потоке 1045 предпочтительно направляют в резервуар 1060 для обезвоживания. Однако, поскольку СгуйаЗиЧпроцесс является неводным, обезвоживание может иметь место до поступления потока 1012 сырьевого газа в систему 1050 удаления сернистых компонентов.Overhead stream 1045 contains mainly methane and carbon dioxide. Traces of ethane, nitrogen, helium and aromatics may also be present. Sulfur components were removed and discharged through conduit 1062. The overhead gas stream 1045 may be designated as sour gas. Sulfur gas in the gas stream 1045 is preferably sent to the tank 1060 for dehydration. However, since the CGUAP process is non-aqueous, dehydration may take place before the feed gas stream 1012 enters the sulfur removal system 1050.

Поток 1045 верхнего газового погона пропускают через охладитель 626. Охладитель 626 охлаждает поток 1045 газа до температуры от около -30 до -40°Р (от -34,4 до -40°С). Охладитель 626 может представлять собой, например, рефрижератор с этиленовым или пропановым хладагентом. Таким образом генерируют поток 678 охлажденных легких газов.The overhead gas stream 1045 is passed through a cooler 626. A cooler 626 cools the gas stream 1045 to a temperature of from about −30 to −40 ° C. (−34.4 to −40 ° C.). Cooler 626 may be, for example, a refrigerator with ethylene or propane refrigerant. In this way, a stream of 678 chilled light gases is generated.

Затем поток 678 охлажденных легких газов предпочтительно проходит через расширительное устройство 628. Расширительное устройство 628 может представлять собой, например, клапан ДжоуляТомсона (Ι-Т) или другое устройство, как описано в связи с фиг. 6. Расширительное устройство 628 дополнительно снижает температуру потока 678 легких газов, например, до уровня от около -70 до -80°Р (от -56,7 до -62,2°С). При этом также предпочтительно происходит частичное сжижение потока 678 газа. Поток охлажденных легких газов обозначен трубопроводом 611.Then, the chilled light gas stream 678 preferably passes through an expansion device 628. The expansion device 628 may be, for example, a Joule-Thomson (S-T) valve or other device, as described in connection with FIG. 6. Expansion device 628 further reduces the temperature of the light gas stream 678, for example, to a level of from about -70 to -80 ° P (-56.7 to -62.2 ° C). In this case, a partial liquefaction of the gas stream 678 also preferably occurs. The flow of chilled light gases is indicated by conduit 611.

Охлажденный сернистый нефтяной газ в трубопроводе 611 направляют в дистилляционную колонну. Дистилляционная колонна может представлять собой, например, СРУ-колонну 100 из фиг. 1 и 6. Затем охлажденный сернистый нефтяной газ в трубопроводе 611 обрабатывают с использованием системы удаления кислотных газов. Система удаления кислотных газов может быть, например, в соответствии с системой 650 удаления кислотных газов из фиг. 6, использованной для удаления диоксида углерода.Cooled sulphurous petroleum gas in line 611 is sent to a distillation column. The distillation column may be, for example, a CPG column 100 of FIG. 1 and 6. Then, the cooled sulphurous petroleum gas in line 611 is treated using an acid gas removal system. The acid gas removal system may be, for example, in accordance with the acid gas removal system 650 of FIG. 6 used to remove carbon dioxide.

Два дополнительных способа, которые могут быть использованы для удаления сероводорода, по меньшей мере, до умеренных уровней содержания выше по потоку относительно криогенной дистилляционной колонны, включают применение адсорбентного слоя. В одном способе применяют адсорбцию с циклическим колебанием температуры, тогда как в другом используют адсорбцию с циклическим колебанием давления. Адсорбентные слои представляют собой молекулярные сита. В каждом случае молекулярные сита регенерируются.Two additional methods that can be used to remove hydrogen sulfide to at least moderate levels upstream of the cryogenic distillation column include the use of an adsorbent layer. One method uses cyclic temperature adsorption, while another uses cyclical pressure adsorption. The adsorbent layers are molecular sieves. In each case, molecular sieves are regenerated.

Молекулярные сита часто используют для обезвоживания, но они также могут быть применены дляMolecular sieves are often used for dehydration, but they can also be used for

- 28 023174 удаления Н2§ и меркаптана. Зачастую эти рабочие режимы комбинируют в едином слое наполнителя, со слоем материала 4А молекулярных сит наверху для обезвоживания и слоем материала 13Х молекулярных сит в нижней части для удаления Н2§ и меркаптана. Таким образом, поток сырьевого газа подвергают не только обезвоживанию, но и обессериванию.- 28 023174 removal of H 2 § and mercaptan. Often these operating modes are combined in a single filler layer, with a layer of 4A molecular sieve material at the top for dehydration and a layer of 13X molecular sieve material at the bottom to remove H 2 § and mercaptan. Thus, the feed gas stream is subjected not only to dehydration, but also to desulfurization.

Фиг. 11 представляет схематическую диаграмму, которая показывает газоперерабатывающую установку 1100 для удаления кислотных газов из газового потока, в еще одном варианте исполнения. В этой компоновке сероводород удаляют из потока 624 сырьевого газа выше по потоку относительно системы 650 удаления кислотных газов с помощью адсорбционной системы 1150 с циклическим колебанием температуры.FIG. 11 is a schematic diagram that shows a gas processing unit 1100 for removing acid gases from a gas stream, in yet another embodiment. In this arrangement, hydrogen sulfide is removed from the feed gas stream 624 upstream of the acid gas removal system 650 using an adsorption system 1150 with cyclic temperature variation.

Газоперерабатывающая установка 1100 в основном работает в соответствии с газоперерабатывающей установкой 600 из фиг. 6. В этом отношении поток 624 обезвоженного газа подают в систему удаления сернистых компонентов. После этого сернистый нефтяной газ, включающий главным образом метан и диоксид углерода, охлаждают и по трубопроводу 611 направляют в систему 650 удаления кислотных газов. Однако вместо применения сольвентной системы 605 наряду с абсорбером в качестве системы удаления сернистых компонентов используют адсорбционную систему 1150 с циклическим колебанием температуры. Адсорбционная система 1150 с циклическим колебанием температуры обеспечивает, по меньшей мере, частичное отделение сероводорода от потока 624 обезвоженного газа.The gas processing unit 1100 mainly operates in accordance with the gas processing unit 600 of FIG. 6. In this regard, dehydrated gas stream 624 is supplied to a sulfur removal system. After that, the sour gas, including mainly methane and carbon dioxide, is cooled and piped 611 to an acid gas removal system 650. However, instead of using the solvent system 605, along with the absorber, an adsorption system 1150 with cyclic temperature variation is used as a system for removing sulfur components. The cyclical temperature adsorption system 1150 provides at least partial separation of hydrogen sulfide from dehydrated gas stream 624.

В адсорбционной системе 1150 с циклическим колебанием температуры применяют адсорбентный слой 1110 для селективного адсорбирования сероводорода и других сернистых компонентов, в то же время пропуская поток легких газов, включающий метан и диоксид углерода. Поток легких газов показан выходящим по трубопроводу 1112. Поток 1112 легких газов подают в дистилляционную колонну, такую как колонна 100 из фиг. 1, в качестве потока сернистого нефтяного газа, для отделения диоксида углерода от метана.In the cyclic temperature adsorption system 1150, an adsorbent layer 1110 is used to selectively adsorb hydrogen sulfide and other sulfur components, while passing a stream of light gases including methane and carbon dioxide. A light gas stream is shown exiting through a pipe 1112. A light gas stream 1112 is supplied to a distillation column, such as column 100 of FIG. 1, as a sour gas stream, for separating carbon dioxide from methane.

Предпочтительно, чтобы поток 1112 легких газов перед поступлением в криогенную дистилляционную колонну 100 был подвергнут предварительному охлаждению. В иллюстративной газоперерабатывающей установке 1100 поток 1112 легких газов пропускают через охладитель 626, и затем через расширительное устройство 628. Расширительное устройство 628 может представлять собой, например, клапан Джоуля-Томсона (1-Т). Предпочтительно наряду с охлаждением также происходит, по меньшей мере, частичное сжижение потока 1112 легких газов. Образуется поток охлажденного сернистого нефтяного газа, который направляют в систему 650 удаления кислотных газов по трубопроводу 611.Preferably, the light gas stream 1112 is subjected to pre-cooling before entering the cryogenic distillation column 100. In the exemplary gas processing unit 1100, a light gas stream 1112 is passed through a cooler 626, and then through an expansion device 628. The expansion device 628 may be, for example, a Joule-Thomson valve (1-T). Preferably, along with cooling, at least partial liquefaction of the light gas stream 1112 also occurs. A stream of chilled sulphurous petroleum gas forms, which is sent to the acid gas removal system 650 through a conduit 611.

С обращением опять к адсорбционной системе 1150 с циклическим колебанием температуры адсорбентный слой 1110 в адсорбционной системе 1150 с циклическим колебанием температуры предпочтительно представляет собой молекулярные сита, приготовленные из цеолита. Однако могут быть использованы другие адсорбентные слои, такие как слой, приготовленный из силикагеля. Специалистам с обычной квалификацией в области технологии разделения газообразных углеводородов будет понятно, что выбор адсорбентного слоя типично будет зависеть от состава удаляемых загрязняющих примесей. В этом случае загрязняющей примесью главным образом является сероводород.Referring again to the cyclic temperature adsorption system 1150, the adsorbent layer 1110 in the cyclic temperature fluctuation adsorption system 1150 is preferably a molecular sieve made from zeolite. However, other adsorbent layers can be used, such as a layer prepared from silica gel. Those of ordinary skill in the art of gaseous hydrocarbon separation technology will understand that the choice of adsorbent layer will typically depend on the composition of the contaminants removed. In this case, the contaminant is mainly hydrogen sulfide.

При работе адсорбентный слой 1110 будет находиться в камере под давлением. Адсорбентный слой 1110 принимает поток 624 обезвоженного газа и адсорбирует сероводород и другие сернистые компоненты вместе с определенным количеством диоксида углерода. Адсорбентный слой 1110 в адсорбционной системе 1150 будет заменен регенерированным слоем, как только слой в значительной мере насытится сероводородом (Н2§). Н2§ высвобождается из слоя 1110 в результате нагревания слоя с использованием сухого нагретого газа. Подходящие газы включают часть потока 112 верхнего метанового погона, нагретый азот или иным образом доступный топливный газ.During operation, the adsorbent layer 1110 will be in the chamber under pressure. The adsorbent layer 1110 receives a dehydrated gas stream 624 and adsorbs hydrogen sulfide and other sulfur components along with a certain amount of carbon dioxide. The adsorbent layer 1110 in the adsorption system 1150 will be replaced by the regenerated layer as soon as the layer is substantially saturated with hydrogen sulfide (H 2 §). H 2 § is released from the layer 1110 by heating the layer using dry heated gas. Suitable gases include a portion of methane overhead stream 112, heated nitrogen, or otherwise available fuel gas.

Блок 1140 изображает регенерационную камеру для адсорбентного слоя. Регенерационная камера 1140 принимает сухой нагретый газ 1132. В компоновке согласно фиг. 11 сухой газ 1132 поступает из потока 112 верхнего метанового погона. Поток 112 верхнего метанового погона включает главным образом метан, но также может включать следовые количества азота и гелия. Поток 112 верхнего метанового погона может быть подвергнут сжатию для повышения давления газа в регенерационной камере. Напорный усилитель показан кодовым номером 1130 позиции. Однако регенерация главным образом имеет место благодаря повышенной температуре, хотя она по большей части стимулируется при более низких давлениях.Block 1140 depicts a regeneration chamber for an adsorbent bed. The regeneration chamber 1140 receives the dry heated gas 1132. In the arrangement of FIG. 11, dry gas 1132 is supplied from a methane overhead stream 112. The methane overhead stream 112 mainly comprises methane, but may also include trace amounts of nitrogen and helium. The methane overhead stream 112 may be compressed to increase the gas pressure in the regeneration chamber. The pressure amplifier is indicated by position code 1130. However, regeneration mainly takes place due to the elevated temperature, although it is mostly stimulated at lower pressures.

Для надлежащей регенерации могут понадобиться от 10 до 15% потока 112 верхнего метанового погона. Из регенерационной камеры 1140 выходит поток 1142 нагретой, сухой текучей среды. Поток 1142 сухой текучей среды направляется в слой 1110 твердого сорбента и действует как регенерирующий поток. Поток 1142 сухой текучей среды включает главным образом метан, но также содержит некоторое количество СО2.For proper regeneration, 10 to 15% of the 112 methane overhead stream 112 may be needed. A heated, dry fluid stream 1142 exits the regeneration chamber 1140. A dry fluid stream 1142 is directed to a solid sorbent bed 1110 and acts as a regenerative stream. The dry fluid stream 1142 mainly comprises methane, but also contains some CO2.

Для регенерации с циклическим колебанием температуры предпочтительно применяют по меньшей мере три адсорбентных слоя: первый слой используют для адсорбции, как показано кодовым номером 1110 позиции; второй слой подвергают регенерации в регенерационной камере 1140; и третий слой уже был регенерирован и находится в резерве для применения в адсорбционной системе 1150, когда первый слой 1110 становится в значительной мере насыщенным. Таким образом, как минимум три слоя используют парал- 29 023174 лельно для более эффективной эксплуатации. Эти слои могут быть составлены, например, силикагелем.For regeneration with cyclic temperature fluctuation, at least three adsorbent layers are preferably used: the first layer is used for adsorption, as shown by position code number 1110; the second layer is subjected to regeneration in the regeneration chamber 1140; and the third layer has already been regenerated and is in reserve for use in the adsorption system 1150 when the first layer 1110 becomes substantially saturated. Thus, at least three layers are used in parallel for more efficient operation. These layers can be composed, for example, of silica gel.

Как видно на фиг. 11, концентрированный газовый поток Н2§ выходит из адсорбционной системы 1110 по трубопроводу 1114. Концентрированный поток 1114 сероводорода также действует как регенерирующий поток. Регенерирующий поток 1114 включает главным образом СН4 и Н2§, но наиболее вероятно будет также содержать следовые количества диоксида углерода и, возможно, некоторых тяжелых углеводородов. В одном аспекте регенерирующий поток 1114 охлаждают с использованием холодильной установки 1116. Этим обусловливают, по меньшей мере, частичное сжижение регенерирующего потока 1114. Затем регенерирующий поток 1114 вводят в сепаратор 1120. Сепаратор 1120 предпочтительно представляет собой гравитационный сепаратор, который отделяет воду в регенерирующем потоке 1114 от легких газов. Легкие газы главным образом включают метан, сероводород и диоксид углерода.As seen in FIG. 11, the concentrated gas stream H 2 § exits the adsorption system 1110 via conduit 1114. The concentrated hydrogen sulfide stream 1114 also acts as a regenerative stream. The regeneration stream 1114 includes mainly CH 4 and H 2 §, but will most likely also contain trace amounts of carbon dioxide and possibly some heavy hydrocarbons. In one aspect, the regeneration stream 1114 is cooled using a refrigeration unit 1116. This causes at least partial liquefaction of the regeneration stream 1114. Then, the regeneration stream 1114 is introduced into the separator 1120. The separator 1120 is preferably a gravity separator that separates water in the regeneration stream 1114 from light gases. Light gases mainly include methane, hydrogen sulfide and carbon dioxide.

Легкие газы выводят из верха сепаратора 1120 (как схематически показано, по трубопроводу 1122). Легкие газы, выведенные из сепаратора 1120 по трубопроводу 1122, возвращают в поток 624 обезвоженного газа. В то же время тяжелые углеводороды (главным образом этан) и растворенный сероводород выводят из донной части сепаратора 1120 (как схематически показано, по трубопроводу 1124). В некоторых вариантах исполнения возвращаемый газ в трубопроводе 1122 может потребовать обработки для Н2§, чтобы гарантировать, что он не возвратится опять в систему.Light gases are discharged from the top of the separator 1120 (as schematically shown, through a pipe 1122). Light gases discharged from separator 1120 via line 1122 are returned to dehydrated gas stream 624. At the same time, heavy hydrocarbons (mainly ethane) and dissolved hydrogen sulfide are removed from the bottom of the separator 1120 (as shown schematically, through a pipe 1124). In some embodiments, the return gas in line 1122 may require processing for H 2 § to ensure that it does not return to the system again.

Следует отметить, что газоперерабатывающая установка 1100 необязательно может не включать установку 620 для обезвоживания. Вода будет вымываться из слоя 1110 твердого сорбента регенерирующим потоком 1114 и не будет попадать в поток сернистого нефтяного газа в трубопроводе 611. Вода дополнительно будет отделяться сепаратором 1120 с сероводородом в трубопроводе 1124. Отделение воды от сернистых соединений затем может быть проведено с использованием, например, отпарной секции для закисленной воды или другого сепаратора (не показан).It should be noted that the gas processing unit 1100 may optionally not include a dehydration unit 620. Water will be washed out of the solid sorbent layer 1110 by a regenerative stream 1114 and will not enter the sulfur dioxide gas stream in line 611. Water will additionally be separated by a hydrogen sulfide separator 1120 in line 1124. The water can then be separated from the sulfur compounds using, for example, a stripping section for acidified water or another separator (not shown).

В одном варианте применения израсходованный газ из нагревателя 1140 регенерирующего газа может быть сожжен для привода турбины (не показана). Турбина, в свою очередь, может приводить в движение компрессор открытого цикла (такой как компрессор 176 на фиг. 1). Нагреватель 1140 регенерирующего газа может быть дополнительно встроен в процесс удаления кислотных газов с утилизацией отбросного тепла от такой турбины и с использованием его для предварительного нагревания регенерирующего газа (такого как в трубопроводе 1132) для процесса утилизации сероводорода. Подобным образом, тепло от компрессора 114 верхнего погона может быть использовано для предварительного нагревания регенерирующего газа, применяемого для процесса утилизации сероводорода.In one embodiment, the consumed gas from the regeneration gas heater 1140 may be burned to drive a turbine (not shown). The turbine, in turn, can drive an open-cycle compressor (such as compressor 176 in FIG. 1). The regenerating gas heater 1140 can be further integrated into the acid gas removal process utilizing waste heat from such a turbine and using it to preheat the regenerating gas (such as in conduit 1132) for the hydrogen sulfide recovery process. Similarly, the heat from overhead compressor 114 can be used to preheat the regenerating gas used for the process of utilizing hydrogen sulfide.

Здесь было обнаружено, что регенерирующий газ содержит Н2§, который был десорбирован из твердого слоя 1110. Этот газ может быть приведен в контакт с растворителем для удаления Н2§ и извлечения метана и любых других углеводородов. Этим путем может быть восстановлено значение теплоты сгорания газа в единицах БТЕ (ВТИ).It has been found here that the regenerating gas contains H 2 §, which was stripped from the solid layer 1110. This gas can be contacted with a solvent to remove H 2 § and recover methane and any other hydrocarbons. In this way, the value of the calorific value of gas in BTU (VTI) units can be restored.

Как отмечено, для удаления сероводорода и других сернистых компонентов выше по потоку относительно установки для удаления кислотных газов может быть также применена адсорбция с циклическим колебанием давления. Адсорбция с циклическим колебанием давления, или Р8А, в основном имеет отношение к процессу, в котором загрязняющая примесь адсорбируется на слое твердого сорбента. После насыщения твердый сорбент регенерируют снижением его давления. Снижение давления вызывает высвобождение загрязняющей примеси в виде потока с низким давлением.As noted, adsorption with cyclic pressure fluctuation can also be used to remove hydrogen sulfide and other sulfur components upstream from the acid gas removal unit. Cyclic pressure swing adsorption, or P8A, is mainly related to a process in which a contaminant is adsorbed onto a solid sorbent bed. After saturation, the solid sorbent is regenerated by a decrease in its pressure. Pressure reduction causes the release of contaminants in the form of a stream with low pressure.

Фиг. 12 представляет схематическую диаграмму газоперерабатывающей установки 1200, в которой используют адсорбцию с циклическим колебанием давления для удаления сероводорода. Газоперерабатывающая установка 1200 в основном работает в соответствии с газоперерабатывающей установкой 600 из фиг. 6. В этом отношении поток 624 обезвоженного газа охлаждают и затем подают в систему 650 удаления кислотных газов по трубопроводу 611 для сернистого нефтяного газа. Однако вместо применения системы 605 для контактирования с физическим растворителем вместе с колонной 670 для контактирования для удаления сероводорода используют адсорбционную систему 1250 с циклическим колебанием давления. Адсорбционная система 1250 с циклическим колебанием давления обеспечивает, по меньшей мере, частичное отделение сероводорода от потока 624 сырьевого газа.FIG. 12 is a schematic diagram of a gas processing plant 1200 in which cyclic pressure adsorption is used to remove hydrogen sulfide. The gas processing plant 1200 mainly operates in accordance with the gas processing plant 600 of FIG. 6. In this regard, the dehydrated gas stream 624 is cooled and then supplied to the acid gas removal system 650 via a sulphurous gas pipeline 611. However, instead of using a system 605 for contacting with a physical solvent, an adsorption system 1250 with cyclic pressure fluctuation is used together with a contacting column 670 to remove hydrogen sulfide. Cyclic pressure swing adsorption system 1250 provides at least partial separation of hydrogen sulfide from a feed gas stream 624.

Как и для адсорбционной системы 1150 с циклическим колебанием температуры, в адсорбционной системе 1250 с циклическим колебанием давления используют адсорбентный слой 1210 для селективной адсорбции Н2§, в то же время с высвобождением газообразного метана. Адсорбентный слой 1210 предпочтительно представляет собой молекулярные сита, приготовленные из цеолита. Однако могут быть использованы другие адсорбентные слои, такие как слой, приготовленный из силикагеля. Специалистам с обычной квалификацией в области технологии разделения газообразных углеводородов опять же будет понятно, что выбор адсорбентного слоя типично будет зависеть от состава потока 624 сырьевого газа.As with the adsorption system 1150 with cyclic temperature swings in the adsorption system 1250 with a cyclic pressure swing adsorbent layer 1210 is used for the selective adsorption of N 2 §, at the same time with the release of methane gas. The adsorbent layer 1210 is preferably a molecular sieve made from zeolite. However, other adsorbent layers can be used, such as a layer prepared from silica gel. Those of ordinary skill in the art of gaseous hydrocarbon separation technology will again understand that the choice of adsorbent bed will typically depend on the composition of the feed gas stream 624.

Как видно на фиг. 12, адсорбционная система 1250 выводит газообразный метан в потоке 1212 легких газов. Поток 1212 легких газов пропускают через охладитель 626 и затем, предпочтительно, через клапан 628 Джоуля-Томсона перед его поступлением в криогенную дистилляционную колонну 100. В то же время поток концентрированного сероводорода выводят из адсорбентного слоя 1210 по трубопроводу 1214.As seen in FIG. 12, the adsorption system 1250 removes methane gas in a stream of light gases 1212. A light gas stream 1212 is passed through a cooler 626 and then, preferably, through a Joule-Thomson valve 628 before it enters the cryogenic distillation column 100. At the same time, the concentrated hydrogen sulfide stream is withdrawn from the adsorbent layer 1210 via line 1214.

При работе адсорбентный слой 1210 в адсорбционной системе 1250 с циклическим колебаниемDuring operation, the adsorbent layer 1210 in the adsorption system 1250 with cyclic oscillation

- 30 023174 давления находится в камере под давлением. Адсорбентный слой 1210 принимает поток 624 обезвоженного газа и адсорбирует Н2§ вместе с любой остаточной водой и любыми тяжелыми углеводородами. Также могут поглощаться следовые количества диоксида углерода. Адсорбентный слой 1210 будет заменен, как только слой 1210 становится насыщенным сероводородом и другими сернистыми компонентами. Н2§ (и тяжелые углеводороды, если присутствуют) будут высвобождаться из слоя в результате снижения давления в камере, находящейся под давлением. Затем выделяется поток 1214 концентрированного сероводорода.- 30,023,174 pressure is in the chamber under pressure. The adsorbent layer 1210 receives a dehydrated gas stream 624 and adsorb H 2 § along with any residual water and any heavy hydrocarbons. Traces of carbon dioxide may also be absorbed. The adsorbent layer 1210 will be replaced as soon as the layer 1210 becomes saturated with hydrogen sulfide and other sulfur components. H 2 § (and heavy hydrocarbons, if present) will be released from the bed as a result of pressure reduction in the pressure chamber. Then a stream of 1214 concentrated hydrogen sulfide is released.

Во многих случаях снижение давления в камере под давлением до уровня давления окружающей среды будет вызывать высвобождение большей части сероводорода и других загрязняющих примесей в потоке 1214 концентрированного сероводорода из адсорбентного слоя 1210. Однако в некоторых экстремальных ситуациях действие адсорбционной системы 1250 с циклическим колебанием давления может быть стимулировано применением вакуумной камеры для создания в потоке 1214 концентрированного сероводорода давления ниже уровня давления окружающей среды. Это обозначено блоком 1220. При создании более низкого давления сернистые компоненты и тяжелые углеводороды будут десорбироваться из твердой матрицы, составляющей адсорбентный слой 1210.In many cases, a decrease in the pressure in the chamber under pressure to the ambient pressure level will cause the release of most of the hydrogen sulfide and other contaminants in the concentrated hydrogen sulfide stream 1214 from the adsorbent layer 1210. However, in some extreme situations, the action of the adsorption system 1250 with cyclic pressure fluctuations can be stimulated the use of a vacuum chamber to create a stream 1214 of concentrated hydrogen sulfide pressure below the level of ambient pressure. This is indicated by block 1220. When lower pressure is created, the sulfur components and heavy hydrocarbons will be desorbed from the solid matrix constituting the adsorbent layer 1210.

Из вакуумной камеры 1220 по трубопроводу 1222 будет выходить смесь воды, тяжелых углеводородов и сероводорода. Смесь будет поступать в сепаратор 1230. Сепаратор 1230 предпочтительно представляет собой гравитационный сепаратор, который отделяет тяжелые углеводороды и воду от сероводорода. Жидкие компоненты выходят из донной части (что схематически показано трубопроводом 1234). Любые тяжелые углеводороды в трубопроводе 1234 могут быть направлены для продажи на рынке после обработки для удаления растворенного Н2§. Сероводород в газообразной форме выходит из верха сепаратора 1230 (что схематически показано трубопроводом 1232). Н2§ в трубопроводе 1232 направляют в установку для регенерации серы (не показана) или нагнетают в подповерхностный пласт как часть нагнетания кислотных газов.A mixture of water, heavy hydrocarbons and hydrogen sulfide will exit the vacuum chamber 1220 through line 1222. The mixture will enter a separator 1230. The separator 1230 is preferably a gravity separator that separates heavy hydrocarbons and water from hydrogen sulfide. Liquid components exit the bottom (as shown schematically by conduit 1234). Any heavy hydrocarbons in pipeline 1234 may be sent for sale on the market after treatment to remove dissolved H 2 §. Hydrogen sulfide in gaseous form leaves the top of the separator 1230 (as shown schematically by pipeline 1232). H 2 § in line 1232 is sent to a sulfur recovery unit (not shown) or injected into a subsurface formation as part of an acid gas injection.

Адсорбционная система 1250 с циклическим колебанием давления может основываться на многочисленных слоях в параллельном подключении. Первый слой 1210 используют для адсорбции. Он известен как эксплуатационный слой. Второй слой (не показан) подвергают регенерации путем снижения давления. Третий слой уже был регенерирован и находится в резерве для применения в адсорбционной системе 1250, когда первый слой 1210 становится в основном насыщенным. Таким образом, как минимум три слоя могут быть использованы параллельно для более эффективной эксплуатации. Эти слои могут быть составлены, например, активированным углем или молекулярными ситами.The pressure swing adsorption system 1250 can be based on multiple layers in parallel. The first layer 1210 is used for adsorption. It is known as an operational layer. A second layer (not shown) is regenerated by reducing pressure. The third layer has already been regenerated and is in reserve for use in the adsorption system 1250, when the first layer 1210 becomes mostly saturated. Thus, at least three layers can be used in parallel for more efficient operation. These layers may be constituted, for example, by activated carbon or molecular sieves.

Адсорбционная система 1250 с циклическим колебанием давления может представлять собой адсорбционную систему с короткоцикловыми колебаниями давления. В так называемых короткоцикловых процессах продолжительности циклов могут быть такими коротким, как несколько секунд. Установка короткоцикловой ΡδΑ (КСР8А) была бы в особенности предпочтительной, так как она является довольно компактной по сравнению с нормальным ΡδΑ-устройством. Следует отметить, что для поступающего газа может понадобиться предварительная обработка. В альтернативном варианте, для защиты активного материала поверх слоя наполнителя может быть использован жертвенный слой.The adsorption system 1250 with cyclic pressure fluctuations may be an adsorption system with short-cycle pressure fluctuations. In so-called short-cycle processes, cycle times can be as short as a few seconds. The installation of a short-cycle ΑδΑ (KSR8A) would be particularly preferable, since it is quite compact in comparison with a normal ΡδΑ-device. It should be noted that pre-treatment may be necessary for the incoming gas. Alternatively, a sacrificial layer may be used to protect the active material over the filler layer.

В одном аспекте может быть применена комбинация регенерации с циклическим колебанием температуры и регенерации с циклическим колебанием давления.In one aspect, a combination of temperature cyclic regeneration and pressure cyclic regeneration can be applied.

Еще один предложенный здесь способ удаления сероводорода выше по потоку относительно системы удаления кислотных газов представляет собой процесс, называемый кинетическим адсорбционным разделением, или АК§. В процессе АК§ применяют относительно новый класс твердых адсорбентов, действие которых основано на скорости, с которой определенные частицы адсорбируются на структурированных адсорбентах относительно других частиц. Это отличается от традиционных колебательных процессов адсорбции, которые контролируются равновесием, в которых селективность главным образом обеспечивается характеристиками равновесной адсорбции твердого адсорбента. В последнем случае изотермы конкурирующей адсорбции легкого продукта в микропорах или свободном объеме адсорбента не являются преимущественными.Another method proposed here for removing hydrogen sulfide upstream of the acid gas removal system is a process called kinetic adsorption separation, or AK§. In the process of AK§, a relatively new class of solid adsorbents is used, the action of which is based on the rate at which certain particles are adsorbed on structured adsorbents relative to other particles. This differs from traditional oscillatory adsorption processes, which are controlled by equilibrium, in which selectivity is mainly provided by the equilibrium adsorption characteristics of the solid adsorbent. In the latter case, isotherms of competing adsorption of a light product in micropores or in the free volume of the adsorbent are not advantageous.

В кинетически контролируемом колебательном адсорбционном процессе селективность обеспечивается главным образом диффузионными характеристиками адсорбента и коэффициентом диффузионного переноса в микропорах. Адсорбент имеет кинетическую селективность для одного или более газообразных компонентов. Как используемый здесь, термин кинетическая селективность определяется как отношение коэффициентов однокомпонентной диффузии, Ό (м2/с), для двух различных частиц. Эти коэффициенты однокомпонентной диффузии также известны как коэффициенты диффузионного переноса Стефана-Максвелла, которые измеряются для данного адсорбента для данного чистого газового компонента. Поэтому, например, кинетическая селективность для конкретного адсорбента для компонента А относительно компонента В была бы равной ΌΑ/ΌΒ. Коэффициенты однокомпонентной диффузии для материала могут быть определены испытаниями, хорошо известными в технологии адсорбционных материалов.In a kinetically controlled vibrational adsorption process, selectivity is mainly provided by the diffusion characteristics of the adsorbent and the diffusion transfer coefficient in micropores. The adsorbent has kinetic selectivity for one or more gaseous components. As used here, the term kinetic selectivity is defined as the ratio of the coefficients of one-component diffusion, Ό (m 2 / s), for two different particles. These single-component diffusion coefficients are also known as Stefan-Maxwell diffusion transport coefficients, which are measured for a given adsorbent for a given pure gas component. Therefore, for example, the kinetic selectivity for a particular adsorbent for component A relative to component B would be Ό Α / Ό Β . Single-component diffusion coefficients for a material can be determined by tests well known in the technology of adsorption materials.

Предпочтительным путем измерения коэффициента кинетической диффузии является метод с анализом частотных характеристик, описанный авторами Реуех и др. в статье Ртедиепсу Моби1айоп МеГОобкThe preferred way to measure the kinetic diffusion coefficient is the method with the analysis of frequency characteristics described by the authors of Reueh et al. In the article

- 31 023174- 31 023174

Гог БГГикюп апй Айкогрйоп МеакигетеШз ίη Рогоик 8оЬЙ8 (Методы частотной модуляции для измерений диффузии и адсорбции в пористых твердых телах), I. РЬук. СЬет. В., том 101, стр. 614-622 (1997). При кинетически контролируемом разделении предпочтительно, чтобы кинетическая селективность (т.е. ΌΑ/ΌΒ) выбранного адсорбента для первого компонента (например, компонента А) относительно второго компонента (например, компонента В) была больше 5, более предпочтительно более 20, даже более предпочтительно больше, чем 50.Gog BGGikyup apy Aykogryop Meakigetz ίη Rogoyk 8ОБЫ8 (Frequency modulation methods for measuring diffusion and adsorption in porous solids), I. Рук. Eat. V., Volume 101, pp. 614-622 (1997). In kinetically controlled separation, it is preferable that the kinetic selectivity (i.e. Ό Ό / Ό Β ) of the selected adsorbent for the first component (e.g., component A) relative to the second component (e.g., component B) is greater than 5, more preferably more than 20, even more preferably greater than 50.

Предпочтительно, чтобы адсорбент представлял собой цеолитный материал. Неограничивающие примеры цеолитов, имеющих надлежащие размеры пор для удаления тяжелых углеводородов, включают МИ, фауязит, МСМ-41 и Бета. Предпочтительно, чтобы соотношение 8ί/Α1 в цеолитах, используемых в варианте исполнения способа согласно настоящему изобретению для удаления тяжелых углеводородов, составляло от около 20 до около 1000, предпочтительно от около 200 до около 1000, чтобы предотвратить чрезмерное загрязнение адсорбента. Дополнительную техническую информацию о применении кинетического адсорбционного разделения для отделения газообразных углеводородных компонентов дает патентная публикация США № 2008/0282884, полное содержание которой включено здесь ссылкой.Preferably, the adsorbent is a zeolite material. Non-limiting examples of zeolites having appropriate pore sizes to remove heavy hydrocarbons include MI, fauyzit, MCM-41, and Beta. It is preferred that the 8 соотношение / ί1 ratio of the zeolites used in the embodiment of the method of the present invention for removing heavy hydrocarbons is from about 20 to about 1000, preferably from about 200 to about 1000, to prevent excessive adsorbent contamination. Further technical information on the use of kinetic adsorption separation to separate gaseous hydrocarbon components is provided by US Patent Publication No. 2008/0282884, the entire contents of which are incorporated herein by reference.

Фиг. 13 представляет схематическую диаграмму, которая показывает газоперерабатывающую установку 1300 согласно настоящему изобретению, в еще одном варианте исполнения. В этой компоновке сероводород удаляют из газового потока выше по потоку относительно системы 650 удаления кислотных газов с помощью адсорбционного слоя 1310, в котором используют кинетическое адсорбционное разделение.FIG. 13 is a schematic diagram that shows a gas processing unit 1300 according to the present invention, in yet another embodiment. In this arrangement, hydrogen sulfide is removed from the gas stream upstream of the acid gas removal system 650 using an adsorption layer 1310 that uses kinetic adsorption separation.

Газоперерабатывающая установка 1300 в основном действует в соответствии с газоперерабатывающей установкой 600 из фиг. 6А. В этом отношении поток 624 обезвоженного газа охлаждают в предварительном охладителе 625 и затем подают в систему 650 удаления кислотных газов по трубопроводу 611 для сернистого нефтяного газа. Однако вместо применения системы 605 для контактирования с физическим растворителем вместе с колонной 670 для контактирования выше по потоку относительно системы 650 удаления кислотных газов для удаления сероводорода используют слой 1310 твердого адсорбента АК8. Адсорбентный слой 1310 преимущественно поглощает сероводород.The gas processing unit 1300 basically operates in accordance with the gas processing unit 600 of FIG. 6A. In this regard, the dehydrated gas stream 624 is cooled in a pre-cooler 625 and then fed to the acid gas removal system 650 via a sulphurous gas pipeline 611. However, instead of using a system 605 for contacting with a physical solvent, together with a column 670 for contacting upstream of the acid gas removal system 650, an AK8 solid adsorbent layer 1310 is used to remove hydrogen sulfide. The adsorbent layer 1310 predominantly absorbs hydrogen sulfide.

В данном варианте применения кинетического адсорбционного разделения сероводородные компоненты будут задерживаться адсорбентным слоем 1310. Это значит, что Н28 будет извлекаться при более низком давлении. Адсорбентный слой 1310 может быть использован в сочетании с адсорбцией с циклическим колебанием давления или адсорбцией с короткоцикловыми колебаниями давления. При снижении давления поток 1314 жидкостей природного газа выходит из слоя твердого адсорбента при низком давлении. Поток 1314 жидкостей природного газа содержит большую часть сернистых компонентов из потока 624 обезвоженного газа, и может также содержать тяжелые углеводороды и следовые количества диоксида углерода.In this application of kinetic adsorption separation, the hydrogen sulfide components will be retained by the adsorbent layer 1310. This means that H 2 8 will be extracted at a lower pressure. The adsorbent layer 1310 can be used in combination with adsorption with cyclic pressure fluctuations or adsorption with short-cycle pressure fluctuations. As the pressure decreases, a stream of 1314 natural gas liquids exits the bed of solid adsorbent at low pressure. The natural gas liquid stream 1314 contains most of the sulfur components from the dehydrated gas stream 624, and may also contain heavy hydrocarbons and trace amounts of carbon dioxide.

Для отделения сероводорода и диоксида углерода от тяжелых углеводородов требуется дополнительная дистилляционная колонна. Дистилляционный резервуар показан кодовым номером 1320 позиции. Дистилляционный резервуар 1320 может представлять собой, например, тарельчатую или насадочную колонну, используемую как систему для очистки от загрязнений. Сероводород и диоксид углерода выходят через трубопровод 1324 для верхнего погона. Трубопровод 1324 предпочтительно соединяют с трубопроводом 646 для кислотных газов для нагнетания кислотных газов в пласт 1349. Содержащие серу тяжелые углеводороды и большинство молекул воды выходят из дистилляционного резервуара 1320 через трубопровод 1322 для кубового потока. Тяжелые углеводороды могут быть в форме жидкостей природного газа, т.е. этана и, возможно, пропана. Жидкости природного газа обрабатывают для удаления Н28 и собирают для продажи.An additional distillation column is required to separate hydrogen sulfide and carbon dioxide from heavy hydrocarbons. The distillation tank is indicated by code number 1320 position. The distillation tank 1320 may be, for example, a disk or packed column used as a system for cleaning contaminants. Hydrogen sulfide and carbon dioxide exit through line 1324 for the overhead. Pipeline 1324 is preferably connected to acid gas conduit 646 for injecting acid gases into formation 1349. Sulfur-containing heavy hydrocarbons and most water molecules exit distillation tank 1320 via bottoms conduit 1322. Heavy hydrocarbons may be in the form of natural gas liquids, i.e. ethane and possibly propane. Natural gas liquids are treated to remove H28 and collected for sale.

Следует отметить, что процесс кинетического адсорбционного разделения системы 1300 может быть более выгодным для извлечения сероводорода и тяжелых углеводородов из потоков природного газа, полученных при высоком избыточном давлении. В этой ситуации сернистый нефтяной газ в трубопроводе 611 имеет надлежащее давление для обработки в криогенной дистилляционной колонне 100. Примером избыточного давления было бы давление выше 400 ρδί§ (2,76 МПа, манометрических).It should be noted that the process of kinetic adsorption separation of system 1300 may be more beneficial for the extraction of hydrogen sulfide and heavy hydrocarbons from natural gas streams obtained at high overpressure. In this situation, the sour gas in line 611 has the proper pressure for processing in the cryogenic distillation column 100. An example of overpressure would be a pressure above 400 ρδί§ (2.76 MPa, gauge).

Адсорбентный слой 1310 выпускает поток 1312 легких газов. Газы в потоке 1312 главным образом состоят из метана и диоксида углерода. Предпочтительно, чтобы легкие газы в потоке 1312 были подвергнуты охлаждению перед поступлением в криогенную дистилляционную колонну 100. В иллюстративной газоперерабатывающей установке 1300 легкие газы в потоке 1312 пропускают через охладитель 626 и затем через расширительное устройство 628. Поток охлажденного сернистого нефтяного газа образуется в трубопроводе 611, который направляет их в систему 650 удаления кислотных газов.The adsorbent layer 1310 releases a stream of light gases 1312. The gases in stream 1312 are mainly composed of methane and carbon dioxide. Preferably, the light gases in stream 1312 are cooled before entering the cryogenic distillation column 100. In the exemplary gas processing unit 1300, the light gases in stream 1312 are passed through a cooler 626 and then through an expansion device 628. A stream of cooled sour gas is generated in line 611, which directs them to the acid gas removal system 650.

В еще одном общем подходе к удалению тяжелых углеводородов тяжелые углеводороды извлекают из кубового потока 646 ниже по потоку от дистилляционной колонны 100. В одном примере процесс кинетического адсорбционного разделения используют ниже по потоку относительно криогенной дистилляционной колонны.In yet another general approach to removing heavy hydrocarbons, heavy hydrocarbons are recovered from the bottoms stream 646 downstream of the distillation column 100. In one example, the kinetic adsorption separation process is used downstream of the cryogenic distillation column.

Фиг. 14 представляет схематическую диаграмму газоперерабатывающей установки 1400, в которой применяют процесс кинетического адсорбционного разделения. Эта газоперерабатывающая установка 1400 в основном соответствует газоперерабатывающей установке 1300 из фиг. 13. Однако в этом приме- 32 023174 ре, вместо применения слоя 1310 твердого адсорбента АК8 выше по потоку относительно системы 650 удаления кислотных газов, слой 1410 твердого адсорбента АК8 используют ниже по потоку относительно системы 100 удаления кислотных газов.FIG. 14 is a schematic diagram of a gas processing unit 1400 in which a kinetic adsorption separation process is used. This gas processing unit 1400 basically corresponds to the gas processing unit 1300 of FIG. 13. However, in this example, 32 023174 instead of using AK8 solid adsorbent layer 1310 upstream of the acid gas removal system 650, AK8 solid adsorbent layer 1410 is used downstream of the acid gas removal system 100.

На фиг. 14 можно видеть, что кислотные газы, т.е. сероводород и диоксид углерода, удаляют из дистилляционной колонны 100 в виде кубового потока 642 сжиженных кислотных газов. Этот жидкостный поток 642 необязательно может быть направлен через кипятильник 643, где газ, содержащий следовые количества метана, перенаправляют обратно в колонну 100 в виде газового потока 644. Остальную жидкость, состоящую главным образом из кислотных газов, выводят через трубопровод 646 для кислотных газов.In FIG. 14 it can be seen that acid gases, i.e. hydrogen sulfide and carbon dioxide are removed from the distillation column 100 as a bottoms stream 642 of liquefied acid gases. This liquid stream 642 may optionally be directed through a boiler 643, where a gas containing traces of methane is redirected to the column 100 as a gas stream 644. The remaining liquid, consisting mainly of acid gases, is discharged through an acid gas conduit 646.

Кислотные газы из трубопровода 646 подают в слой 1410 твердого адсорбента АК8. Кислотные газы остаются холодными и находятся в жидкостной фазе, когда они проходят через слой 1410. Сероводород и любые тяжелые углеводороды удаляются из кислотных газов и выходят по трубопроводу 1412 в виде потока 1412 жидкостей природного газа. В то же время кислотные газы проходят через слой 1410 твердого адсорбента АК8 и выходят в виде кубового потока 1414 кислотных газов.Acid gases from conduit 646 are supplied to a solid adsorbent layer AK8 1410. Acid gases remain cold and are in the liquid phase when they pass through bed 1410. Hydrogen sulfide and any heavy hydrocarbons are removed from acid gases and exit via line 1412 as a stream 1412 of natural gas liquids. At the same time, acid gases pass through AK8 solid adsorbent layer 1410 and exit as a bottoms acid gas stream 1414.

Кислотные газы в потоке 1414 кислотных газов остаются главным образом в жидкостной фазе. Сжиженные кислотные газы в трубопроводе 1414 представляют собой главным образом СО2 и могут быть испарены. Альтернативно, сжиженные кислотные газы в трубопроводе 1414 могут быть закачаны в подповерхностный пласт через одну или более скважин для нагнетания кислотных газов (АСГ), как показано блоком 649. В этом примере кислотный газ в трубопроводе 646 предпочтительно проходит через напорный усилитель 648.The acid gases in the acid gas stream 1414 remain mainly in the liquid phase. The liquefied acid gases in conduit 1414 are mainly CO 2 and can be vaporized. Alternatively, liquefied acid gases in conduit 1414 may be pumped into the subsurface formation through one or more acid gas injection (ACG) wells, as shown by block 649. In this example, the acid gas in conduit 646 preferably passes through a pressure amplifier 648.

Следует отметить, что поток 1412 жидкостей природного газа содержит тяжелые углеводороды, а также сероводород, и следовые количества диоксида углерода. Тем самым для отделения Н28 и СО2 от потока 1412 жидкостей природного газа предпринимают дистилляционный процесс. Дистилляционный резервуар показан кодовым номером 1420 позиции. Газообразные Н28 и следы СО2 выходят из дистилляционного резервуара 1420 через трубопровод 1424 для верхнего погона. Трубопровод 1424 предпочтительно соединяют с кубовым потоком 1414 кислотных газов для нагнетания кислотных газов в пласт 649. Тяжелые углеводороды выводят из резервуара 1420 через трубопровод 1422 для кубового потока и собирают для продажи.It should be noted that the natural gas liquid stream 1412 contains heavy hydrocarbons, as well as hydrogen sulfide, and trace amounts of carbon dioxide. Thus, a distillation process is undertaken to separate H28 and CO2 from a stream 1412 of natural gas liquids. The distillation tank is indicated by a position code 1420. Gaseous H28 and traces of CO2 exit the distillation tank 1420 through line 1424 for the overhead. Pipeline 1424 is preferably connected to a bottoms acid gas stream 1414 to inject acid gases into formation 649. Heavy hydrocarbons are removed from reservoir 1420 through bottoms piping 1422 and collected for sale.

Фиг. 15А представляет схематическую диаграмму газоперерабатывающей установки 1500 согласно настоящему изобретению в еще одном варианте осуществления. В этой компоновке сероводород удаляют из потока газа ниже по потоку относительно системы 650 удаления кислотных газов с помощью процесса экстракционной дистилляции. Процесс экстракционной дистилляции представлен блоком 1550.FIG. 15A is a schematic diagram of a gas processing plant 1500 according to the present invention in yet another embodiment. In this arrangement, hydrogen sulfide is removed from the gas stream downstream of the acid gas removal system 650 using an extraction distillation process. The extraction distillation process is represented by block 1550.

Эта иллюстративная газоперерабатывающая установка 1500 в основном соответствует газоперерабатывающей установке 600 из фиг. 6. В этом отношении поток 624 обезвоженного газа охлаждают и затем подают в систему 650 удаления кислотных газов по трубопроводу 611 для сернистого нефтяного газа. Однако, вместо применения системы 650 для контактирования с растворителем вместе с колоннами для контактирования выше по потоку относительно системы 650 удаления кислотных газов используют процесс экстракционной дистилляции ниже по потоку относительно системы 650 удаления кислотных газов.This exemplary gas processing plant 1500 basically corresponds to the gas processing plant 600 of FIG. 6. In this regard, the dehydrated gas stream 624 is cooled and then supplied to the acid gas removal system 650 via a sulphurous gas pipeline 611. However, instead of using the solvent contacting system 650 together with the upstream contacting columns relative to the acid gas removal system 650, an extraction distillation process downstream of the acid gas removal system 650 is used.

На фиг. 15А можно видеть, что охлажденный сернистый нефтяной газ проходит по трубопроводу 611 и поступает в систему 650 удаления кислотных газов. Охлажденный сернистый нефтяной газ в трубопроводе 611 имеет такой же состав, как поток 624 обезвоженного сырьевого газа. Сернистый нефтяной газ в трубопроводе 611 включает метан наряду с сероводородом и диоксидом углерода. Также могут присутствовать этан, а также следовые количества азота, гелия и ароматических соединений.In FIG. 15A, it can be seen that the cooled sulphurous petroleum gas passes through conduit 611 and enters the acid gas removal system 650. The cooled sulphurous petroleum gas in conduit 611 has the same composition as dehydrated feed gas stream 624. Sulfur gas in line 611 includes methane along with hydrogen sulfide and carbon dioxide. Ethane may also be present, as well as trace amounts of nitrogen, helium and aromatics.

Сернистый нефтяной газ в трубопроводе 611 сначала поступает в колонну 100. Она может быть такой же, как СΡΖ-колонна 100 из фиг. 1 и 6. Как обсуждалось выше, СΡΖ-колонна 100 разделяет сернистый нефтяной газ на поток 112 верхнего метанового погона и кубовый поток 642 кислотных газов. В этом случае кубовый поток 642 кислотных газов включает как диоксид углерода, так и сероводород.Sulfur gas in line 611 first enters column 100. It may be the same as CΡΖ column 100 of FIG. 1 and 6. As discussed above, the CΡΖ column 100 separates the sulphurous petroleum gas into an overhead methane stream 112 and a bottoms acid gas stream 642. In this case, the bottoms stream of 642 acid gases includes both carbon dioxide and hydrogen sulfide.

Кубовый поток 642 необязательно может быть направлен через кипятильник 643. Из него текучую среду, содержащую метан, перенаправляют обратно в колонну 100 в виде потока 644 газообразного углеводорода. Остальная текучая среда, состоящая главным образом из сероводорода и диоксида углерода, выходит по трубопроводу 646 для кислотных газов. Материал в трубопроводе 64 для кислотных газов находится в жидкой форме и поступает в систему 1550 экстракционной дистилляции.The bottoms stream 642 may optionally be directed through a boiler 643. From there, a methane-containing fluid is redirected to the column 100 as a hydrocarbon gas stream 644. The rest of the fluid, consisting mainly of hydrogen sulfide and carbon dioxide, exits through acid gas conduit 646. The material in the acid gas conduit 64 is in liquid form and enters the extraction distillation system 1550.

Фиг. 15В представляет детализированную схематическую диаграмму газоперерабатывающей установки 1550 для процесса экстракционной дистилляции. Как можно видеть, трубопровод 646 проводит кислотные газы в установку 1550 для экстракционной дистилляции. В иллюстративной компоновке фиг. 15В показаны три экстракционных дистилляционных колонны 1510, 1520 и 1530. Однако понятно, что могут быть использованы более чем три колонны.FIG. 15B is a detailed schematic diagram of a gas processing unit 1550 for an extraction distillation process. As can be seen, conduit 646 conducts acid gases to an extractive distillation unit 1550. In the illustrative arrangement of FIG. 15B, three extraction distillation columns 1510, 1520 and 1530 are shown. However, it is understood that more than three columns can be used.

Экстракционная дистилляционная колонна 1510 представляет собой колонну для регенерации пропана. В колонне 1510 для регенерации пропана смешивают углеводородный растворитель с потоком 646 кислотных газов в резервуаре. Температура в первой колонне 1510 в основном составляет от -100 до 50°Р (от -73 до 10°С). В колонне 1510 для регенерации пропана растворитель поглощает сероводород, обусловливая выведение растворителя из колонны 1510 как кубового потока 1514 растворителя. Он такжеThe extraction distillation column 1510 is a propane recovery column. In a propane recovery column 1510, a hydrocarbon solvent is mixed with a stream of 646 acid gases in a tank. The temperature in the first column 1510 is generally from -100 to 50 ° P (from -73 to 10 ° C). In the propane recovery column 1510, the solvent absorbs hydrogen sulfide, causing the solvent to be removed from the 1510 column as solvent bottoms stream 1514. He also

- 33 023174 будет содержать некоторое количество диоксида углерода, а также тяжелые углеводороды. В то же время диоксид углерода и следовые количества легких углеводородов выходят из колонны 1510 в виде потока 1554 верхнего погона. Диоксид углерода в потоке 1554 может быть объединен с трубопроводом 1552 для нагнетания кислотных газов для закачивания в подповерхностный пласт (649 на фиг. 15А).- 33 023174 will contain some carbon dioxide, as well as heavy hydrocarbons. At the same time, carbon dioxide and trace amounts of light hydrocarbons exit column 1510 as overhead stream 1554. Carbon dioxide in stream 1554 may be combined with acid gas injection line 1552 for injection into the subsurface formation (649 in FIG. 15A).

Кубовый поток 1514 растворителя поступает во вторую экстракционную дистилляционную колонну 1520. Вторая экстракционная дистилляционная колонна 1520 представляет собой колонну для удаления СО2. Температура в колонне 1520 для удаления СО2 в основном составляет от 0 до 250°Р (от -17,8 до 121,1°С), которая является более высокой, чем температура в колонне 1510 для регенерации пропана. В колонне 1520 для удаления СО2 растворители и тяжелые углеводороды выходят из колонны 1520 как второй кубовый поток 1524 растворителя. В то же время диоксид углерода выходит из второй колонны 1520 как поток 1552 верхнего погона СО2. Поток 1552 верхнего погона СО2 предпочтительно используют для интенсификации добычи нефти.The bottoms solvent stream 1514 enters the second extraction distillation column 1520. The second extraction distillation column 1520 is a CO 2 removal column. The temperature in the 1520 CO 2 removal column is generally 0 to 250 ° P (-17.8 to 121.1 ° C), which is higher than the temperature in the 1510 propane recovery column. In the CO2 removal column 1520, solvents and heavy hydrocarbons exit column 1520 as a second solvent bottoms stream 1524. At the same time, carbon dioxide exits the second column 1520 as a stream 1552 of an overhead stream of CO2. CO2 overhead stream 1552 is preferably used to enhance oil production.

Конечная колонна 1530 показана на фиг. 15В. Конечная колонна 1530 представляет собой колонну для регенерации добавок. В колонне 1530 для регенерации добавок используют принципы дистилляции для отделения тяжелых углеводородных компонентов, известных как жидкости природного газа, от растворителя. Температура в третьей колонне 1530 в основном составляет от 80 до 350°Р (от 26,7 до 176,7°С), которая является более высокой, чем температура во второй колонне 1530. Жидкости природного газа выходят из колонны 1530 по трубопроводу 1532 и отправляются в обрабатывающую установку для удаления любых остаточных Н2§ и СО2. Эта обрабатывающая установка может представлять собой жидкостно-жидкостный экстрактор, в котором для удаления Н2§/СО2, используют, например, амин.The final column 1530 is shown in FIG. 15B. The final column 1530 is a column for the regeneration of additives. Distillation principles are used in the 1530 additive regeneration column to separate the heavy hydrocarbon components known as natural gas liquids from the solvent. The temperature in the third column 1530 is generally 80 to 350 ° P (26.7 to 176.7 ° C), which is higher than the temperature in the second column 1530. Natural gas liquids leave the column 1530 through a pipe 1532 and sent to the processing unit to remove any residual H 2 § and CO 2 . This processing unit may be a liquid-liquid extractor in which, for example, an amine is used to remove H 2 § / CO 2 .

Растворитель выходит из колонны 1530 для регенерации добавок как кубовый поток 1534 растворителя. Кубовый поток 1534 растворителя представляет регенерированную добавку. Большую часть кубового потока 1534 растворителя повторно вводят в первую колонну 1510 для экстракционного дистилляционного процесса. Избыточный растворитель из потока 1534 необязательно может быть объединен с потоком 1532 жидкостей природного газа для обработки по трубопроводу 1536.The solvent leaves the column 1530 for the regeneration of additives as a bottoms stream 1534 of the solvent. The bottoms stream 1534 of the solvent is a regenerated additive. Most of the solvent bottoms stream 1534 is reintroduced into the first column 1510 for the extraction distillation process. The excess solvent from stream 1534 may optionally be combined with stream 1532 of natural gas liquids for processing through line 1536.

С обращением опять к фиг. 15А, диоксид углерода в трубопроводе 1554 предпочтительно объединяют с СО2 в трубопроводе 1552 и пропускают через напорный усилитель 648, и затем нагнетают в подповерхностный пласт через одну или более скважин для нагнетания кислотных газов (АСТ), как обозначено блоком 649.Referring again to FIG. 15A, carbon dioxide in conduit 1554 is preferably combined with CO 2 in conduit 1552 and passed through a pressure amplifier 648, and then injected into the subsurface formation through one or more acid gas injection (AST) wells, as indicated by block 649.

Как можно видеть, для удаления сернистых компонентов в связи со способом удаления кислотных газов может быть использован ряд методов. В общем, выбранный способ зависит от состояния сырьевого природного газа или обрабатываемого газа. Например, если концентрация Н2§ составляет менее чем около 0,1%, лучшим может быть комбинированный подход с молекулярными ситами, поскольку в любом случае требуется обезвоживание. Молекулярные сита обеспечивают дополнительное преимущество в удалении некоторого количества СО2, что может облегчить грязный пуск.As you can see, a number of methods can be used to remove sulfur components in connection with the method of removing acid gases. In general, the method selected depends on the state of the feedstock natural gas or the gas being treated. For example, if the concentration of H 2 § is less than about 0.1%, a combined approach with molecular sieves may be best, since dehydration is required in any case. Molecular sieves provide an additional advantage in the removal of a certain amount of CO2, which can facilitate a dirty start.

Для случаев, когда концентрация Н2§ в поступающем газе составляет от около 0,1 до 10%, лучшим вариантом может быть физический растворитель типа 8е1ех01™. Было бы идеальным применение безводного растворителя, так как его можно было бы использовать для высушивания поступающего газа до некоторой степени. Для СР2-обработки газ может потребовать дополнительного обезвоживания с помощью (меньшей) установки с молекулярными ситами. Поток концентрированного Н2§ из установки с растворителем 8е1ех01™ может быть обработан в установке для регенерации серы (8КИ), или может быть подвергнут сжатию и объединен с кубовым потоком ί',ΈΖ для захоронения в забое скважины.For cases where the concentration of H 2 § in the incoming gas is from about 0.1 to 10%, a physical solvent of the 8е1ех01 ™ type may be the best option. An anhydrous solvent would be ideal since it could be used to dry the incoming gas to some extent. For CP2 treatment, the gas may require additional dehydration using a (smaller) molecular sieve plant. The concentrated Н 2 § stream from the 8е1ех01 ™ solvent unit can be processed in a sulfur recovery unit (8KI), or it can be compressed and combined with a bottom stream ί ', ΈΖ for disposal in the bottom of the well.

Понятно, что вышеописанные способы удаления сероводорода могут быть использованы в сочетании с любым способом удаления кислотных газов, не только со способом, в котором применяют колонну с зоной регулируемого замораживания. Могут быть применены другие криогенные дистилляционные колонны. Кроме того, могут быть использованы другие процессы криогенной дистилляции, такие как объемное фракционирование. Колонна для объемного фракционирования подобна СΡΖ-колонне 100 из фиг. 1, но не имеет промежуточной зоны замораживания. Колонна для объемного фракционирования обычно работает при более высоком давлении, чем СΡΖ-колонна 100, таком как выше 700 ρδί§ (4,83 МПа, манометрических), тем самым избегая образования твердого СО2. Однако поток 112 верхнего метанового погона может содержать значительные количества СО2. В любом случае использование отдельного процесса для удаления сероводорода является желательным, когда поток 624 обезвоженного газа включает более, чем около 3% С2-или более тяжелых углеводородов.It is understood that the above methods for removing hydrogen sulfide can be used in combination with any method for removing acid gases, not only with the method in which a column with a controlled freezing zone is used. Other cryogenic distillation columns may be used. In addition, other cryogenic distillation processes, such as volume fractionation, can be used. The bulk fractionation column is similar to the CΡΖ column 100 of FIG. 1, but does not have an intermediate freeze zone. The bulk fractionation column usually operates at a higher pressure than the CΡΖ column 100, such as above 700 ρδί§ (4.83 MPa, gauge), thereby avoiding the formation of solid CO2. However, the methane overhead stream 112 may contain significant amounts of CO2. In any case, the use of a separate process to remove hydrogen sulfide is desirable when the dehydrated gas stream 624 includes more than about 3% C 2 or heavier hydrocarbons.

В то время как будет очевидно, что описанные здесь изобретения хорошо рассчитаны на достижение вышеизложенных выгод и преимуществ, будет понятно, что изобретения восприимчивы к модификации, вариации и изменению без выхода за пределы их смысла. Представлены усовершенствования для функционирования процесса удаления кислотных газов с использованием зоны регулируемого замораживания.While it will be apparent that the inventions described herein are well-designed to achieve the foregoing benefits and advantages, it will be understood that the inventions are susceptible to modification, variation and alteration without departing from their meaning. Improvements are presented for the operation of the acid gas removal process using a controlled freeze zone.

Усовершенствования представляют конструкцию для удаления Н2§ до очень низких уровней содержания в продуктовом газе.The enhancements present a design for removing H 2 § to very low levels in the product gas.

Claims (15)

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯCLAIM 1. Система удаления кислотных газов из потока сернистого нефтяного газа, включающая криогенную дистилляционную колонну для замораживания диоксида углерода из потока сернистого нефтяного газа, включающего менее чем около 10% сернистых компонентов, и разделения на поток верхнего газового погона, включающий главным образом метан, и кубовый поток жидких кислотных газов, включающий главным образом диоксид углерода и сернистые компоненты; и устройство удаления сернистых компонентов ниже по потоку относительно криогенной дистилляционной колонны, причем устройство удаления сернистых компонентов установлено с возможностью принятия и разделения кубового потока кислотных газов на поток текучей среды диоксида углерода и поток сероводорода, и причем устройство удаления сернистых компонентов включает по меньшей мере один слой твердого адсорбента для адсорбирования сернистых компонентов из кубового потока кислотных газов и выведения сернистых компонентов как потока сероводорода при регенерации по меньшей мере одного слоя твердого адсорбента, и указанный по меньшей мере один слой твердого адсорбента предназначен для пропускания кислотных газов, включающих диоксид углерода, в виде потока текучей среды диоксида углерода; или установку экстракционной дистилляции, имеющую первую экстракционную дистилляционную колонну, которая служит в качестве колонны для регенерации пропана, причем колонна для регенерации пропана установлена с возможностью смешивания растворителя с потоком кислотных газов для абсорбции кислотных газов, обусловливая выход растворителя из колонны в виде кубового потока растворителя, в то же время с отдельным выведением потока диоксида углерода;1. A system for removing acid gases from a sulphurous oil gas stream, comprising a cryogenic distillation column for freezing carbon dioxide from a sulphurous oil gas stream comprising less than about 10% sulfur components, and separating the overhead stream comprising mainly methane and bottoms a liquid acid gas stream comprising mainly carbon dioxide and sulfur components; and a device for removing sulfur components downstream of the cryogenic distillation column, wherein the device for removing sulfur components is arranged to receive and separate the bottoms stream of acid gases into a carbon dioxide fluid stream and a hydrogen sulfide stream, and wherein the device for removing sulfur components includes at least one layer solid adsorbent for adsorption of sulfur components from a bottoms stream of acid gases and removal of sulfur components as a sulfur stream portly during regeneration at least one bed of solid adsorbent, and said at least one bed of solid adsorbent for transmission acid gases, including carbon dioxide, a carbon dioxide fluid stream; or an extraction distillation unit having a first extraction distillation column that serves as a propane recovery column, wherein the propane recovery column is arranged to mix a solvent with an acid gas stream to absorb acid gases, causing the solvent to exit the column as a bottoms solvent stream, at the same time with separate removal of the flow of carbon dioxide; вторую экстракционную дистилляционную колонну, которая служит в качестве колонны для удаления СО2, причем колонна для удаления СО2 предназначена для выведения растворителя и тяжелых углеводородов из колонны для удаления кислотных газов в виде второго кубового потока растворителя и отдельного выведения СО2; и третью экстракционную дистилляционную колонну, которая служит в качестве колонны для регенерации добавок, колонна для регенерации добавок установлена с возможностью применения принципов дистилляции для отделения тяжелых углеводородных компонентов от растворителя так, что кубовый поток растворителя выводится как регенерированная добавка, тогда как тяжелые углеводородные компоненты отдельно выходят как верхний погон колонны.a second extraction distillation column which serves as a CO 2 removal column, wherein the CO 2 removal column is for removing solvent and heavy hydrocarbons from the acid gas removal column as a second bottoms solvent stream and separately removing CO 2 ; and a third extraction distillation column, which serves as the additive regeneration column, the additive regeneration column is arranged to apply the principles of distillation to separate the heavy hydrocarbon components from the solvent so that the bottoms solvent stream is discharged as a regenerated additive, while the heavy hydrocarbon components exit separately like the top shoulder strap of a column. 2. Система по п.1, в которой система удаления кислотных газов дополнительно включает теплообменник для охлаждения потока сернистого нефтяного газа перед его поступлением в криогенную дистилляционную колонну.2. The system according to claim 1, in which the acid gas removal system further includes a heat exchanger for cooling the sour gas stream before it enters the cryogenic distillation column. 3. Система по п.2, в которой криогенная дистилляционная колонна включает нижнюю дистилляционную зону и промежуточную зону регулируемого замораживания, которая установлена с возможностью принятия распыляемой холодной жидкости, включающей главным образом метан в качестве жидкой флегмы для разделения потока сернистого нефтяного газа на поток верхнего метанового погона и кубовый поток сжиженных кислотных газов; и холодильное оборудование ниже по потоку относительно криогенной дистилляционной колонны для охлаждения потока верхнего метанового погона и возвращения части потока верхнего метанового погона в криогенную дистилляционную колонну в качестве жидкой флегмы.3. The system according to claim 2, in which the cryogenic distillation column includes a lower distillation zone and an intermediate zone of controlled freezing, which is installed with the possibility of accepting a sprayed cold liquid, including mainly methane as liquid reflux for separation of the sulfur dioxide gas stream into the upper methane stream shoulder straps and bottoms stream of liquefied acid gases; and refrigeration equipment downstream of the cryogenic distillation column for cooling the overhead methane stream and returning a portion of the overhead methane stream to the cryogenic distillation column as liquid reflux. 4. Система удаления кислотных газов из потока сернистого нефтяного газа, включающая криогенную дистилляционную колонну для замораживания диоксида углерода из потока сернистого нефтяного газа, включающего менее чем около 10% сернистых компонентов, и разделения на поток верхнего газового погона, включающий главным образом метан, и кубовый поток жидких кислотных газов, включающий главным образом диоксид углерода и сернистые компоненты; и устройство удаления сернистых компонентов ниже по потоку относительно криогенной дистилляционной колонны, причем устройство удаления сернистых компонентов установлено с возможностью принятия и разделения кубового потока кислотных газов на поток текучей среды диоксида углерода и поток сероводорода, и причем устройство удаления сернистых компонентов включает систему экстракционной дистилляции, имеющую первую экстракционную дистилляционную колонну, которая служит в качестве колонны для регенерации диоксида углерода, причем колонна для регенерации диоксида углерода установлена с возможностью смешения растворителя с потоком кислотных газов для преимущественной абсорбции сероводорода, обусловливая выход растворителя из колонны в виде кубового потока растворителя, в то же время с отдельным выведением потока диоксида углерода;4. A system for removing acid gases from a sulphurous oil gas stream, comprising a cryogenic distillation column for freezing carbon dioxide from a sulphurous oil gas stream comprising less than about 10% sulfur components, and separating the overhead stream comprising mainly methane and bottoms a liquid acid gas stream comprising mainly carbon dioxide and sulfur components; and a device for removing sulfur components downstream of the cryogenic distillation column, wherein the device for removing sulfur components is arranged to receive and separate the bottoms stream of acid gases into a carbon dioxide fluid stream and a hydrogen sulfide stream, and wherein the device for removing sulfur components includes an extraction distillation system having a first extraction distillation column which serves as a carbon dioxide regeneration column, wherein for carbon dioxide regeneration it is installed with the possibility of mixing the solvent with a stream of acid gases for the predominant absorption of hydrogen sulfide, causing the solvent to exit the column in the form of a bottoms solvent stream, at the same time with a separate discharge of the carbon dioxide stream; вторую экстракционную дистилляционную колонну, которая служит в качестве колонны для удаления сероводорода, причем колонна для удаления сероводорода предназначена для выведения растворителя и тяжелых углеводородов из колонны для удаления кислотных газов в виде второго кубового потока растворителя, и отдельного выведения сероводорода; иa second extraction distillation column, which serves as a column for removing hydrogen sulfide, and the column for removing hydrogen sulfide is designed to remove the solvent and heavy hydrocarbons from the column for removing acid gases in the form of a second bottoms solvent stream, and separately removing hydrogen sulfide; and - 35 023174 третью экстракционную дистилляционную колонну, которая служит в качестве колонны для регенерации добавок, причем колонна для регенерации добавок установлена с возможностью применения принципов дистилляции для отделения тяжелых углеводородных компонентов, известных как жидкости природного газа, от растворителя так, что кубовый поток растворителя выводится как регенерированная добавка, тогда как жидкости природного газа отдельно выходят как верхний погон колонны.- 35,023,174 a third extraction distillation column which serves as an additive regeneration column, the additive regeneration column being installed with the possibility of applying distillation principles to separate heavy hydrocarbon components known as natural gas liquids from the solvent so that the bottoms solvent stream is discharged as regenerated additive, while natural gas liquids separately exit as the overhead of the column. 5. Система по п.1, в которой поток сернистого нефтяного газа включает менее чем около 1% сернистых компонентов.5. The system of claim 1, wherein the sour gas stream comprises less than about 1% sulfur components. 6. Система по п.1, в которой поток сернистого нефтяного газа включает между около 4 и 100 млн-1 сернистых компонентов.6. The system of claim 1, wherein the flow of sulfurous gas comprises between about 4 and 100 million -1 sulfur components. 7. Система по п.1, в которой система удаления кислотных газов представляет собой систему объемного фракционирования.7. The system according to claim 1, in which the acid gas removal system is a volume fractionation system. 8. Система по п.1, в которой слой твердого адсорбента (ί) приготовлен из цеолитного материала или (ίί) включает по меньшей мере один сорт молекулярных сит.8. The system according to claim 1, in which the layer of solid adsorbent (приготов) is prepared from zeolite material or (ίί) includes at least one type of molecular sieve. 9. Система по п.1, в которой устройство адсорбции с циклическим колебанием давления предназначено для регенерации твердого адсорбента.9. The system according to claim 1, in which the adsorption device with a cyclic pressure oscillation is designed to regenerate a solid adsorbent. 10. Система по п.9, в которой по меньшей мере один слой твердого адсорбента включает по меньшей мере три адсорбентных слоя, причем первый по меньшей мере из трех адсорбентных слоев находится в эксплуатационном режиме для поглощения сернистых компонентов;10. The system according to claim 9, in which at least one layer of solid adsorbent includes at least three adsorbent layers, the first of at least three adsorbent layers in operational mode for absorption of sulfur components; второй по меньшей мере из трех адсорбентных слоев подвергают регенерации и третий по меньшей мере из трех адсорбентных слоев содержат в резерве для замены первого по меньшей мере из трех адсорбентных слоев.the second of at least three adsorbent layers is regenerated and the third of at least three adsorbent layers is kept in reserve to replace the first of at least three adsorbent layers. 11. Система по п.10, в которой система удаления сернистых компонентов дополнительно включает вакуумную камеру для приложения отрицательного относительного давления к первому по меньшей мере из трех адсорбентных слоев для стимулирования десорбции сероводорода из первого по меньшей мере из трех адсорбентных слоев перед поступлением потока сероводорода в сепаратор.11. The system of claim 10, in which the removal of sulfur components further includes a vacuum chamber for applying negative relative pressure to the first of at least three adsorbent layers to stimulate the desorption of hydrogen sulfide from the first at least three adsorbent layers before the flow of hydrogen sulfide into separator. 12. Система по п.1, в которой устройство адсорбции с циклическим колебанием температуры предназначено для регенерации твердого адсорбента.12. The system according to claim 1, in which the adsorption device with a cyclic temperature fluctuation is designed to regenerate a solid adsorbent. 13. Система по п.12, в которой по меньшей мере один слой твердого адсорбента включает по меньшей мере три адсорбентных слоя, причем первый по меньшей мере из трех адсорбентных слоев находится в эксплуатационном режиме для поглощения сернистых компонентов;13. The system according to item 12, in which at least one layer of solid adsorbent includes at least three adsorbent layers, and the first of at least three adsorbent layers is in operational mode for absorption of sulfur components; второй по меньшей мере из трех адсорбентных слоев подвергают регенерации и третий по меньшей мере из трех адсорбентных слоев содержат в резерве для замены первого по меньшей мере из трех адсорбентных слоев.the second of at least three adsorbent layers is regenerated and the third of at least three adsorbent layers is kept in reserve to replace the first of at least three adsorbent layers. 14. Система по п.13, в которой устройство удаления сернистых компонентов дополнительно включает нагреватель регенерирующего газа для (ί) принятия регенерирующего газа, (ίί) нагревания регенерирующего газа и (ίίί) десорбирования сернистых компонентов из второго адсорбентного слоя подведением тепла от нагретого регенерирующего газа ко второму адсорбентному слою;14. The system of claim 13, wherein the sulfur component removal device further includes a regenerating gas heater for (ί) receiving the regenerating gas, (ίί) heating the regenerating gas and (ίίί) desorbing the sulfur components from the second adsorbent layer by applying heat from the heated regenerating gas to the second adsorbent layer; нагреватель регенерирующего газа установлен с возможностью вывода потока газа к первому слою твердого адсорбента для разделения газового потока на поток сероводорода и поток сернистого нефтяного газа; и устройство удаления сернистых компонентов дополнительно включает сепаратор для отделения любого диоксида углерода от потока сероводорода.a regenerating gas heater is arranged to output a gas stream to the first layer of solid adsorbent for separating the gas stream into a stream of hydrogen sulfide and a stream of sour gas; and the sulfur component removal device further includes a separator for separating any carbon dioxide from the hydrogen sulfide stream. 15. Система по п.13, в которой устройство удаления сернистых компонентов включает по меньшей мере один слой твердого адсорбента главным образом для адсорбирования сероводорода, причем сероводород выделяется в виде потока сероводорода, при регенерации по меньшей мере одного слоя твердого адсорбента; и по меньшей мере один слой твердого адсорбента главным образом обеспечивает пропускание диоксида углерода как потока чистого диоксида углерода.15. The system according to item 13, in which the device for removing sulfur components includes at least one layer of solid adsorbent mainly for adsorption of hydrogen sulfide, and hydrogen sulfide is released in the form of a stream of hydrogen sulfide during the regeneration of at least one layer of solid adsorbent; and at least one layer of solid adsorbent mainly provides the transmission of carbon dioxide as a stream of pure carbon dioxide.
EA201290277A 2009-11-02 2010-08-02 Cryogenic system for removing acid gases from a hydrocarbon gas stream, with removal of hydrogen sulfide EA023174B1 (en)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US25727709P 2009-11-02 2009-11-02
PCT/US2010/044137 WO2011053400A1 (en) 2009-11-02 2010-08-02 Cryogenic system for removing acid gases from a hydrocarbon gas stream, with removal of hydrogen sulfide

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA201290277A1 EA201290277A1 (en) 2012-10-30
EA023174B1 true EA023174B1 (en) 2016-04-29

Family

ID=43922440

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA201290277A EA023174B1 (en) 2009-11-02 2010-08-02 Cryogenic system for removing acid gases from a hydrocarbon gas stream, with removal of hydrogen sulfide

Country Status (13)

Country Link
US (1) US20120204599A1 (en)
EP (1) EP2496901A4 (en)
JP (1) JP2013509300A (en)
CN (1) CN102597671B (en)
AR (1) AR078438A1 (en)
AU (1) AU2010313733B2 (en)
BR (1) BR112012009867A2 (en)
CA (1) CA2777760C (en)
EA (1) EA023174B1 (en)
MX (1) MX337923B (en)
MY (1) MY159666A (en)
SG (1) SG10201407019PA (en)
WO (1) WO2011053400A1 (en)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2761705C1 (en) * 2021-04-13 2021-12-13 федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Нижегородский государственный технический университет им. Р.Е. Алексеева" (НГТУ) Method for removing carbon dioxide from natural gas

Families Citing this family (76)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP5632455B2 (en) 2009-04-20 2014-11-26 エクソンモービル アップストリーム リサーチ カンパニー Cryogenic system for removing acid gas from hydrocarbon gas stream and method for removing acid gas
JP5692761B2 (en) 2010-02-17 2015-04-01 フルーア・テクノロジーズ・コーポレイション Composition and method of high pressure acid gas removal in the production of ultra low sulfur gas
GB2507233B (en) * 2011-08-09 2019-07-10 Exxonmobil Upstream Res Co Natural gas liquefaction process
CA2772479C (en) 2012-03-21 2020-01-07 Mackenzie Millar Temperature controlled method to liquefy gas and a production plant using the method.
CA2867287C (en) 2012-03-21 2019-06-11 Exxonmobil Upstream Research Company Separating carbon dioxide and ethane from a mixed stream
CA2790961C (en) 2012-05-11 2019-09-03 Jose Lourenco A method to recover lpg and condensates from refineries fuel gas streams.
EP2685189A1 (en) * 2012-07-13 2014-01-15 L'air Liquide, Societe Anonyme Pour L'etude Et L'exploitation Des Procedes Georges Claude Process for storing liquid rich in carbon dioxide in solid form
US9671162B2 (en) 2012-10-24 2017-06-06 Fluor Technologies Corporation Integration methods of gas processing plant and nitrogen rejection unit for high nitrogen feed gases
CA2798057C (en) 2012-12-04 2019-11-26 Mackenzie Millar A method to produce lng at gas pressure letdown stations in natural gas transmission pipeline systems
WO2014116310A1 (en) 2013-01-25 2014-07-31 Exxonmobil Upstream Research Company Contacting a gas stream with a liquid stream
CA2813260C (en) 2013-04-15 2021-07-06 Mackenzie Millar A method to produce lng
AR096078A1 (en) 2013-05-09 2015-12-02 Exxonmobil Upstream Res Co SEPARATION OF IMPURITIES OF A GAS CURRENT USING A CONTACT SYSTEM IN VERTICALLY ORIENTED EQUICORRIENT
AR096132A1 (en) 2013-05-09 2015-12-09 Exxonmobil Upstream Res Co SEPARATE CARBON DIOXIDE AND HYDROGEN SULFIDE FROM A NATURAL GAS FLOW WITH CO-CURRENT SYSTEMS IN CONTACT
RU2522155C1 (en) * 2013-07-04 2014-07-10 Андрей Владиславович Курочкин Supercritical separator
AU2014318458B2 (en) * 2013-09-16 2018-02-01 Savannah River Nuclear Solutions, Llc Mass transfer apparatus and method for separation of gases
US9764272B2 (en) * 2013-10-28 2017-09-19 Energy Recovery, Inc. Systems and methods for utilizing turbine systems within gas processing systems
CA2925404C (en) * 2013-12-06 2018-02-06 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system of dehydrating a feed stream processed in a distillation tower
US9562719B2 (en) 2013-12-06 2017-02-07 Exxonmobil Upstream Research Company Method of removing solids by modifying a liquid level in a distillation tower
EA032756B1 (en) 2013-12-06 2019-07-31 Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани Method and device for separating hydrocarbons and contaminants with a spray assembly
WO2015084495A2 (en) * 2013-12-06 2015-06-11 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system of maintaining a liquid level in a distillation tower
MY177751A (en) 2013-12-06 2020-09-23 Exxonmobil Upstream Res Co Method and device for separating a feed stream using radiation detectors
US9874395B2 (en) 2013-12-06 2018-01-23 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system for preventing accumulation of solids in a distillation tower
WO2015084498A2 (en) * 2013-12-06 2015-06-11 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system for separating a feed stream with a feed stream distribution mechanism
MX363766B (en) 2013-12-06 2019-04-02 Exxonmobil Upstream Res Co Method and device for separating hydrocarbons and contaminants with a heating mechanism to destabilize and/or prevent adhesion of solids.
WO2015084499A2 (en) 2013-12-06 2015-06-11 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system of modifying a liquid level during start-up operations
US10000713B2 (en) 2013-12-12 2018-06-19 Fluor Technologies Corporation Configurations and methods of flexible CO2 removal
US9504984B2 (en) * 2014-04-09 2016-11-29 Exxonmobil Upstream Research Company Generating elemental sulfur
WO2015163997A2 (en) 2014-04-22 2015-10-29 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system for starting up a distillation tower
WO2015191161A1 (en) 2014-06-11 2015-12-17 Exxonmobil Upstream Research Company Method for separating a feed gas in a column
CA2950129C (en) 2014-07-08 2019-04-09 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system for separating fluids in a distillation tower
WO2016023098A1 (en) 2014-08-15 2016-02-18 1304338 Alberta Ltd. A method of removing carbon dioxide during liquid natural gas production from natural gas at gas pressure letdown stations
SG11201702211XA (en) 2014-10-22 2017-05-30 Exxonmobil Upstream Res Co Method and system of controlling a temperature within a melt tray assembly of a distillation tower
CN106999792B (en) 2014-11-17 2019-11-12 埃克森美孚上游研究公司 For flowing away the heat exchange mechanism of depollution object from hydrocarbon vapours
MX363834B (en) 2014-12-30 2019-04-04 Exxonmobil Upstream Res Co Accumulation and melt tray assembly for a distillation tower.
WO2016111765A2 (en) 2015-01-09 2016-07-14 Exxonmobil Upstream Research Company Separating impurities from a fluid steam using multiple co-current contactors
MX2017008682A (en) 2015-02-17 2017-10-11 Exxonmobil Upstream Res Co Inner surface featurees for co-current contactors.
RU2576934C1 (en) * 2015-02-24 2016-03-10 Андрей Владиславович Курочкин Fractioning refrigerator-condenser
WO2016137591A1 (en) 2015-02-27 2016-09-01 Exxonmobil Upstream Research Company Reducing refrigeration and dehydration load for a feed stream entering a cryogenic distillation process
SG11201706589VA (en) 2015-03-13 2017-09-28 Exxonmobil Upstream Res Co Coalescer for co-current contactors
MY185885A (en) 2015-06-22 2021-06-14 Exxonmobil Upstream Res Co Purge to intermediste pressure in cryogenic distillation
US9808755B2 (en) * 2015-07-24 2017-11-07 Air Products And Chemicals, Inc. Sour pressure swing adsorption process
CA2997628C (en) * 2015-09-16 2022-10-25 1304342 Alberta Ltd. A method of preparing natural gas at a gas pressure reduction stations to produce liquid natural gas (lng)
CA2994812C (en) 2015-09-18 2020-03-10 Exxonmobil Upstream Research Company Heating component to reduce solidification in a cryogenic distillation system
US10569219B2 (en) 2015-09-21 2020-02-25 Exxonmobil Upstream Research Company Systems and methods for separating hydrogen sulfide from carbon dioxide in a high-pressure mixed stream
CA2998466C (en) * 2015-09-24 2021-06-29 Exxonmobil Upstream Research Company Treatment plant for hydrocarbon gas having variable contaminant levels
CN106608618A (en) * 2015-10-21 2017-05-03 中国石油化工股份有限公司 Acid gas purification process
AU2015413303A1 (en) 2015-10-27 2018-05-10 Fluor Technologies Corporation Configurations and methods for processing high pressure acid gases with zero emissions
US10173389B2 (en) * 2015-12-15 2019-01-08 Bloom Energy Corporation Carbon dioxide shielded natural gas line and method of using thereof
WO2017143215A1 (en) * 2016-02-19 2017-08-24 Exxonmobil Upstream Reasrch Company Cold solvent gas treating system for selective h2s removal
MX2018011641A (en) 2016-03-30 2019-01-10 Exxonmobil Upstream Res Co Self-sourced reservoir fluid for enhanced oil recovery.
CN105771539A (en) * 2016-03-31 2016-07-20 四川天采科技有限责任公司 Process for removing high-concentration hydrogen sulfide exhaust applicable to refinery plants
US11634651B2 (en) * 2016-09-08 2023-04-25 Waste to Energy Systems, LLC System and method for biogasification
US10539364B2 (en) * 2017-03-13 2020-01-21 General Electric Company Hydrocarbon distillation
CN107051125A (en) * 2017-05-03 2017-08-18 海湾环境科技（北京）股份有限公司 Gas recovery system for oil
CA3066895C (en) 2017-06-15 2023-02-21 Exxonmobil Upstream Research Company Fractionation system using compact co-current contacting systems
JP6931405B2 (en) 2017-06-15 2021-09-01 エクソンモービル アップストリーム リサーチ カンパニー Separation system using bundled compact parallel flow contact system
CA3067524C (en) 2017-06-20 2023-05-09 Exxonmobil Upstream Research Company Compact contacting systems and methods for scavenging sulfur-containing compounds
AU2018322436B2 (en) 2017-08-21 2021-07-22 Exxonmobil Upstream Research Company Integration of cold solvent and acid gas removal
CN107880946B (en) * 2017-12-13 2023-05-16 中冶焦耐(大连)工程技术有限公司 Coal gas cooling and separating device and method
US20190194551A1 (en) * 2017-12-22 2019-06-27 Clariant International, Ltd. Synergized acetals composition and method for scavenging sulfides and mercaptans
WO2019195571A1 (en) * 2018-04-06 2019-10-10 Baker Hughes, A Ge Company, Llc In-line pipe contactor
WO2020005552A1 (en) 2018-06-29 2020-01-02 Exxonmobil Upstream Research Company Hybrid tray for introducing a low co2 feed stream into a distillation tower
WO2020005553A1 (en) 2018-06-29 2020-01-02 Exxonmobil Upstream Research Company (Emhc-N1.4A.607) Mixing and heat integration of melt tray liquids in a cryogenic distillation tower
CN108744565B (en) * 2018-07-31 2023-07-14 中国大唐集团科学技术研究院有限公司西北分公司 Evaporation crystallization heat exchange device and desulfurization wastewater zero discharge system of coal-fired plant
EP3616774A1 (en) * 2018-09-03 2020-03-04 L'air Liquide, Société Anonyme Pour L'Étude Et L'exploitation Des Procédés Georges Claude Method and device for the removal of metal carbonyls from a gas mixture
CN109387030B (en) * 2018-11-17 2023-08-01 杭州宏盛中弘新能源有限公司 System and method for preparing LNG (liquefied Natural gas) from low-concentration coal mine gas by liquefying and concentrating methane
EP3948125A4 (en) 2019-03-29 2023-04-12 Carbon Capture America, Inc. Co2 separation & liquefaction system and method
RU2723874C1 (en) * 2019-11-21 2020-06-17 Сергей Леонидович Терентьев Desorption unit (evaporation) with deep heat recovery
CN111760546A (en) * 2020-07-13 2020-10-13 江西庞泰环保股份有限公司 Gas-liquid distribution supporting and balancing device
US11745136B2 (en) 2020-10-14 2023-09-05 Bcck Holding Company System and method for treating a methane system to remove carbon dioxide, hydrogen sulfide, and water in a single process
CN113491883B (en) * 2021-08-12 2022-06-28 江西全兴化工填料有限公司 Metal packed fractionating tower for separating combustible gas
WO2023091716A1 (en) * 2021-11-18 2023-05-25 Dvo Licensing, Inc. Method and apparatus for anaerobic digestion of liquid waste streams
CN114272724B (en) * 2021-12-31 2024-04-02 南京亿碳科技有限公司 Novel energy-saving CO 2 Recovery device
CN114653184B (en) * 2022-04-01 2023-10-27 北京建筑大学 System and method for removing malodorous gas and biological aerosol
US11629571B1 (en) * 2022-12-05 2023-04-18 Capwell Seavices Llc Modular well capping system, kit, and methods
CN116731760B (en) * 2023-07-20 2024-01-02 北京化工大学 Low concentration coalbed methane hydrate method circulation purification system

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4831206A (en) * 1987-03-05 1989-05-16 Uop Chemical processing with an operational step sensitive to a feedstream component
US20080034789A1 (en) * 2004-12-03 2008-02-14 Fieler Eleanor R Integrated Acid Gas And Sour Gas Reinjection Process
US20090220406A1 (en) * 2008-02-29 2009-09-03 Greatpoint Energy, Inc. Selective Removal and Recovery of Acid Gases from Gasification Products
US20090261017A1 (en) * 2008-04-22 2009-10-22 Rashid Iqbal Systems and methods for upgrading hydrocarbons

Family Cites Families (26)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4222991A (en) * 1978-05-18 1980-09-16 Union Oil Company Of California Process for removing SOx and NOx compounds from gas streams
US4370156A (en) * 1981-05-29 1983-01-25 Standard Oil Company (Indiana) Process for separating relatively pure fractions of methane and carbon dioxide from gas mixtures
US4459142A (en) * 1982-10-01 1984-07-10 Standard Oil Company (Indiana) Cryogenic distillative removal of CO2 from high CO2 content hydrocarbon containing streams
CA1219731A (en) * 1983-05-02 1987-03-31 John Happel Process for desulfurizing fuel gases
US4563202A (en) * 1984-08-23 1986-01-07 Dm International Inc. Method and apparatus for purification of high CO2 content gas
WO1989006675A1 (en) * 1988-01-15 1989-07-27 Chevron Research Company Composition, method and apparatus for removal of hydrogen sulfide
US4874524A (en) * 1988-03-30 1989-10-17 The Curators Of The University Of Missouri Separation of adsorbed components by variable temperature desorption
DE3828227A1 (en) * 1988-08-19 1990-02-22 Basf Ag PROCEDURE FOR REMOVING CO (ARROW ALARM) 2 (ARROW DOWN) AND, IF APPLICABLE H (ARROW ALARM) 2 (ARROW DOWN) FROM GAS
US5062270A (en) * 1990-08-31 1991-11-05 Exxon Production Research Company Method and apparatus to start-up controlled freezing zone process and purify the product stream
US5120338A (en) * 1991-03-14 1992-06-09 Exxon Production Research Company Method for separating a multi-component feed stream using distillation and controlled freezing zone
US5126118A (en) * 1991-04-08 1992-06-30 Ari Technologies, Inc. Process and apparatus for removal of H2 S with separate absorber and oxidizer and a reaction chamber therebetween
CA2133302A1 (en) * 1993-10-06 1995-04-07 Ravi Kumar Integrated process for purifying and liquefying a feed gas mixture with respect to its less strongly adsorbed component of lower volatility
DE19704173C1 (en) * 1997-02-05 1998-04-16 Webasto Karosseriesysteme Flexible fold back roof cover for cabriolet motor car
ID24280A (en) * 1997-07-01 2000-07-13 Exxon Production Research Co PROCESS FOR SEPARATING MULTI-COMPONENT GAS FLOWS CONTAINING MOST NOT THE COMPONENTS WHICH CAN FROZE
TW366409B (en) * 1997-07-01 1999-08-11 Exxon Production Research Co Process for liquefying a natural gas stream containing at least one freezable component
US6416729B1 (en) * 1999-02-17 2002-07-09 Crystatech, Inc. Process for removing hydrogen sulfide from gas streams which include or are supplemented with sulfur dioxide
GB0015997D0 (en) * 2000-06-29 2000-08-23 Norske Stats Oljeselskap Method for mixing fluids
GB0031710D0 (en) * 2000-12-27 2001-02-07 Dyno Oil Field Chemicals Process for the reduction or elimination of hydrogen sulphide
FR2848121B1 (en) * 2002-12-04 2005-01-28 Inst Francais Du Petrole PROCESS FOR TREATING AN ACIDIC NATURAL GAS
JP2005097542A (en) * 2003-08-28 2005-04-14 Kobe Steel Ltd Apparatus for treating hydrocarbon-containing gas and method for treating hydrocarbon-containing gas
EP1720632B8 (en) * 2004-01-20 2016-04-20 Fluor Technologies Corporation Methods and configurations for acid gas enrichment
US20100018248A1 (en) * 2007-01-19 2010-01-28 Eleanor R Fieler Controlled Freeze Zone Tower
US20080256977A1 (en) * 2007-04-20 2008-10-23 Mowrey Earle R Hydrocarbon recovery and light product purity when processing gases with physical solvents
CA2688638C (en) * 2007-05-18 2016-06-21 Exxonmobil Research And Engineering Company Removal of a target gas from a mixture of gases by swing adsorption with use of a turboexpander
AU2008292143B2 (en) * 2007-08-30 2011-12-08 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process for removal of hydrogen sulphide and carbon dioxide from an acid gas stream
US20090090049A1 (en) * 2007-10-09 2009-04-09 Chevron U.S.A. Inc. Process for producing liqefied natural gas from high co2 natural gas

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4831206A (en) * 1987-03-05 1989-05-16 Uop Chemical processing with an operational step sensitive to a feedstream component
US20080034789A1 (en) * 2004-12-03 2008-02-14 Fieler Eleanor R Integrated Acid Gas And Sour Gas Reinjection Process
US20090220406A1 (en) * 2008-02-29 2009-09-03 Greatpoint Energy, Inc. Selective Removal and Recovery of Acid Gases from Gasification Products
US20090261017A1 (en) * 2008-04-22 2009-10-22 Rashid Iqbal Systems and methods for upgrading hydrocarbons

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2761705C1 (en) * 2021-04-13 2021-12-13 федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Нижегородский государственный технический университет им. Р.Е. Алексеева" (НГТУ) Method for removing carbon dioxide from natural gas

Also Published As

Publication number Publication date
CA2777760A1 (en) 2011-05-05
EP2496901A1 (en) 2012-09-12
CN102597671B (en) 2015-11-25
AU2010313733A1 (en) 2012-05-24
MX2012004788A (en) 2012-06-08
CN102597671A (en) 2012-07-18
MY159666A (en) 2017-01-13
SG10201407019PA (en) 2014-12-30
EA201290277A1 (en) 2012-10-30
EP2496901A4 (en) 2013-04-24
CA2777760C (en) 2017-06-27
MX337923B (en) 2016-03-28
AU2010313733B2 (en) 2016-05-12
WO2011053400A1 (en) 2011-05-05
BR112012009867A2 (en) 2016-08-30
JP2013509300A (en) 2013-03-14
AR078438A1 (en) 2011-11-09
US20120204599A1 (en) 2012-08-16

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA023174B1 (en) Cryogenic system for removing acid gases from a hydrocarbon gas stream, with removal of hydrogen sulfide
CA2764846C (en) Systems and methods for removing heavy hydrocarbons and acid gases from a hydrocarbon gas stream
KR101775421B1 (en) Separating impurities from a gas stream using a vertically oriented co-current contacting system
KR101847805B1 (en) Contacting a gas stream with a liquid stream
JP5892165B2 (en) A cryogenic system for removing acid gases from hydrocarbon gas streams using a cocurrent separator.
US8899557B2 (en) In-line device for gas-liquid contacting, and gas processing facility employing co-current contactors
US20140335002A1 (en) Separating carbon dioxide and hydrogen sulfide from a natural gas stream using co-current contacting systems
MX2011010404A (en) Cryogenic system for removing acid gases from a hyrdrocarbon gas stream, and method of removing acid gases.
EA024440B1 (en) Cryogenic system for removing acid gasses from a hydrocarbon gas stream
Northrop et al. The CFZ™ process: A cryogenic method for handling high-CO2 and H2S gas reserves and facilitating geosequestration of CO2 and acid gases
JP2012505747A (en) Removal of acid gases from gas streams.
US20200048168A1 (en) Efficiency of a Gas Conditioning System via Hydrate Inhibitor Injection
CA3110053A1 (en) Gas-liquid co-current contactor system and process for cleaning sour gas
AU2010276661B2 (en) Systems and methods for removing heavy hydrocarbons and acid gases from a hydrocarbon gas stream

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 AZ BY KG MD TJ

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): KZ TM RU