EA 028471B1 20171130

	Патентная документация ЕАПВ
Запрос:	ea000028471b*\id
Результат:	ID\|Номер и дата охранного документа

больше ...

Термины запроса в документе

Реферат

[RU]

1. Способ обработки газового потока углеводородного сырья, включающего, по меньшей мере, диоксид углерода и сульфид водорода, для извлечения газового потока высококачественного очищенного CO ₂ , который включает следующие стадии, на которых: a) разделяют указанный газовый углеводородный поток на (i) газовый обессеренный углеводородный поток и на (ii) поток кислого газа, включающего, по меньшей мере, диоксид углерода и сульфид водорода; b) вводят указанный поток кислого газа (ii) в установку Клауса для извлечения таким образом (iii) потока жидкой элементарной серы и (iv) хвостового газа, в основном включающего азот, диоксид углерода, диоксид серы и сульфид водорода; c) вводят выходящие хвостовые газы (iv) в реактор гидрирования и затем в контактный аппарат охлаждения установки обработки хвостовых газов (TGTU) для извлечения таким образом (v) потока гидрированных хвостовых газов, содержащего, главным образом, азот, водород, монооксид углерода, диоксид углерода и сульфид водорода; d) контактируют указанные гидрированные хвостовые газы (v) с неселективным растворителем на основе амина во второй установке неселективного поглощения кислых газов TGTU для извлечения таким образом (vi) отходящего газа, содержащего, главным образом, азот, водород и монооксид углерода, и (vii) газового потока, обогащённого по диоксиду углерода и сульфиду водорода; e) подают отходящий газ (vi) в печь для сжигания; f) контактируют указанный поток обогащенного газа (vii) с растворителем селективного поглощения H ₂ S в установке селективного поглощения для извлечения таким образом (viii) потока высокоочищенного CO ₂ (ix) и газового потока, обогащенного по H ₂ S.

2. Способ по п.1, характеризующийся тем, что разделение на стадии а) выполняют классическим способом обессеривания с помощью химического, гибридного или физического растворителя.

3. Способ по п.1, характеризующийся тем, что гибридный растворитель включает амин, воду и тиодигликоль (TDG), где амин предпочтительно выбран из группы, состоящей из диэтаноламина (DEA), метилдиэтаноламина (MDEA), гидроксиэтилпиперазина (HEP), пиперазина (PZ) и их смесей.

4. Способ по любому из пп.1-3, характеризующийся тем, что аппарат TGTU дополнительно включает встроенную горелку или нагреватель отходящего газа перед реактором гидрирования.

5. Способ по любому из пп.1-4, характеризующийся тем, что неселективный растворитель на основе амина, используемый в устройстве неселективного поглощения кислого газа стадии d), представляет собой неселективный амин.

6. Способ по любому из пп.1-5, характеризующийся тем, что неселективный растворитель на основе амина, используемый в устройстве неселективного поглощения кислого газа, представляет собой моноэтаноламин (MEA).

7. Способ по любому из пп.1-6, характеризующийся тем, что растворитель селективного поглощения H ₂ S, используемый в установке селективного поглощения H ₂ S, представляет собой селективный амин.

8. Способ по любому из пп.1-7, характеризующийся тем, что растворитель селективного поглощения H ₂ S, используемый в установке селективного поглощения H ₂ S на стадии f), представляет собой метилдиэтаноламин (MDEA).

9. Способ по любому из пп.1-8, характеризующийся тем, что газовый поток, обогащённый по H ₂ S (ix), извлечённый на выходе установки селективного поглощения H ₂ S, возвращают в цикл по технологической схеме до установки Клауса или непосредственно в установку Клауса.

10. Способ по любому из пп.1-9, характеризующийся тем, что газовый поток, обогащённый по H ₂ S (ix), извлечённый на выходе установки селективного поглощения H ₂ S, содержит по меньшей мере 15% сульфида водорода, предпочтительно по меньшей мере 25% сульфида водорода и более предпочтительно по меньшей мере 50% сульфида водорода.

11. Способ по любому из пп.1-10, характеризующийся тем, что газовый поток высокоочищенного CO ₂ (viii), извлечённого на выходе установки селективного поглощения H ₂ S, содержит менее 250 ч./млн H ₂ S, в частности менее 100 ч./млн H ₂ S.

12. Устройство для осуществления способа по любому из пп.1-11, включающее по направлению потока установку удаления кислого газа; установку Клауса; установку обработки хвостовых газов, включающую реактор гидрирования, контактный аппарат охлаждения и установку неселективного поглощения кислых газов; установку селективного поглощения H ₂ S и печь для сжигания.

13. Устройство по п.12, характеризующееся тем, что установка обработки хвостовых газов дополнительно включает встроенную горелку или нагреватель хвостовых газов перед реактором гидрирования.

14. Устройство по пп.12, 13, характеризующееся тем, что установка селективного поглощения H ₂ S включает линию рецикла для возвращения в цикл газового потока, обогащенного по H ₂ S, до установки Клауса или непосредственно в установку Клауса.

Полный текст патента

(57) Реферат / Формула:

Евразийское ои 028471 (13) В1
патентное
ведомство
(12) ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ К ЕВРАЗИЙСКОМУ ПАТЕНТУ
(45) Дата публикации и выдачи патента 2017.11.30
(21) Номер заявки 201500629
(22) Дата подачи заявки
2013.12.10
(51) Int. Cl. B01D 53/14 (2006.01) B01D 53/75 (2006.01) C01B17/04 (2006.01)
(56) US-A1-2012279728 US-A1-2010310439 WO-A1-2012089776
(54) КОМПЛЕКСНЫЙ СПОСОБ ИЗВЛЕЧЕНИЯ ПРИРОДНОГО CO2 ВЫСОКОГО КАЧЕСТВА ИЗ КИСЛОГО ГАЗА, ВКЛЮЧАЮЩЕГО H2S И CO2
(31) 61/735,301; 61/752,174
(32) 2012.12.10; 2013.01.14
(33) US
(43) 2015.10.30
(86) PCT/IB2013/002901
(87) WO 2014/106770 2014.07.10
(71) (73) Заявитель и патентовладелец:
ТОТАЛЬ СА (FR)
(72) Изобретатель:
Вайсс Клэр (FR), Гходасара Камлеш
(IT), Дерриче Бассаме (FR)
(74) Представитель:
Воль О.И. (RU)
(57) Изобретение относится к способу обработки газового потока углеводородного сырья, содержащего, по меньшей мере, CO2 и H2S для извлечения газового потока очищенного CO2 высокого качества, включающему следующие стадии: а) разделения указанного газового углеводородного потока на (i) газовый обессеренный углеводородный поток и (ii) поток кислого газа, включающего, по меньшей мере, CO2 и H2S; b) введения указанного газового потока (ii) в установку Клауса, извлекая таким образом (iii) поток жидкой элементарной серы и (iv) хвостовые газы, в основном включающие N2, CO2, SO2 и H2S; с) ввода хвостовых газов (iv) в реактор гидрирования и затем в контактный аппарат охлаждения установки обработки хвостовых газов (TGTU), извлекая таким образом (v) поток гидрированных хвостовых газов, содержащий, главным образом, N2, H2, CO, CO2 и H2S; d) контактирования указанных гидрированных хвостовых газов (v) с неселективным растворителем на основе амина в установке неселективного поглощения кислых газов TGTU, извлекая таким образом (vi) отходящий газ, содержащий, главным образом, N2, H2 и CO, и (vii) газовый поток, обогащенный по CO2 и H2S; e) подачи отходящего газа (vi) в печь для сжигания; f) контактирования указанного потока обогащенного газа (vii) с растворителем селективного поглощения H2S в установке селективного поглощения H2S, извлекая таким образом (viii) газовый поток высокоочищенного CO2 (ix) и газовый поток, обогащённый по H2S, а также устройству для выполнения указанного способа.
Область техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение относится к удалению серосодержащих компонентов и диоксида углерода, содержащихся в потоке углеводородного сырья, с целью извлечения природного диоксида углерода в очищенном потоке. Более конкретно, настоящее изобретение относится к способу извлечения высококачественного природного CO2 из кислого газа, который содержит СО2, H2S и другие серосодержащие примеси, так что указанный извлечённый высококачественный природный CO2 затем может быть изолирован или использован для повышения нефтеотдачи (EOR). Кроме того, настоящее изобретение относится к установке для реализации такого способа.
Известный уровень техники
Природный газ или газы, связанные с добычей нефти, полученные из геологических коллекторов, или кислые газы нефтепереработки часто содержат(ит) кислые загрязняющие вещества, такие как диоксид углерода и/или сульфид водорода и/или другие серосодержащие примеси, такие как сульфид карбо-нила, сероуглерод и меркаптаны. Для большинства применений этих газовых потоков, кислые примеси должны быть удалены, частично или практически полностью, в зависимости от применения и типа примеси.
Методы удаления диоксида углерода и/или сульфида водорода и/или других серосодержащих примесей из потока углеводородного газа известны в данной области техники.
Один общий подход для удаления кислых загрязнений включает использование растворителей, таких как химический растворитель (растворитель на основе амина), гибридный растворитель или физический растворитель. Эти растворители подробно описаны в известном уровне техники. Однако если значительные количества соединений серы присутствуют в кислом газе, самым распространённым способом удаления сульфида водорода является превращение указанного сульфида водорода в неопасный побочный продукт, такой как элементарная сера. Процесс Клауса является известным типом процесса извлечения серы, обеспечивающим преобразование сульфида водорода в элементарную серу, направлением его в установку извлечения серы (SRU).
В некоторых осуществлениях остающиеся следы H2S поглощаются в установке обработки хвостовых газов (TGTU), расположенной на выходе установки Клауса, чтобы значительно повысить извлечение серы, и затем возвращаются в установку Клауса. TGTU преобразует небольшое количество соединений серы ( <5%), которые не были преобразованы в установке извлечения серы (SRU) в сульфид водорода (H2S), и возвращают его обратно в SRU для дополнительной обработки. TGTU состоит по меньшей мере из четырёх устройств: реактор гидрирования, теплообменник-утилизатор, башенный охладитель и колонна поглощения кислого газа.
Хвостовые газы SRU нагревают и направляют в реактор гидрирования, где по существу все соединения серы превращают в H2S. Газ из реактора гидрирования охлаждают в теплообменнике-утилизаторе и башенном охладителе. Охлаждённый газ затем направляют в абсорбционную колонну кислых газов, где амин удаляет H2S и часть CO2, содержащихся в газовом потоке. H2S и CO2, извлечённые из амина, охлаждают (и удаляют воду) в верхнем конденсаторе и возвращают в установку извлечения серы для дополнительной переработки в серу. На выходе из TGTU извлекают природный CO2. Его разбавляют большим количеством азота, поступающего из горючего, используемого для сжигания в процессе Клауса. Для извлечения потока очищенного CO2, могут быть использованы технологии поглощения CO2 с использованием растворителя (например, амин в качестве растворителя, такого как метилэтаноламин (MEA)). Однако поскольку CO2 разбавлен большим объёмом азота, устройство поглощения CO2 на основе амина требует оборудования большого размера, что приводит к огромным капитальным и эксплуатационным затратам.
Кроме того, печь для сжигания обычно устанавливают на выходе устройства поглощения CO2 на основе амина, чтобы сжигать азот, водород, монооксид углерода и остаточные следы серосодержащих примесей.
На выходе устройства поглощения CO2 на основе амина извлекают очищенный поток природного CO2, однако этот поток CO2 содержит сульфид водорода в таких количествах, которые не отвечают определённым техническим характеристикам и, в частности, такой очищенный CO2 не может быть использован для повышения нефтеотдачи (EOR).
Таким образом, существует необходимость в способе, который позволяет извлекать высококачественный природный CO2 из потока углеводородного газа, который содержит кислые соединения, такие как CO2, H2S и другие серосодержащие примеси, с лучшей чистотой по сравнению со способами известного уровня техники.
Краткое изложение существа изобретения
Способ
Целью настоящего изобретения является способ обработки потока углеводородного газа, содержащего, по меньшей мере, диоксид углерода и сульфид водорода, для извлечения потока газа высокого качества очищенного CO2, причем указанный способ включает следующие стадии:
a) разделения указанного потока углеводородных газов на (i) поток обессеренного углеводородного газа и на (ii) поток кислого газа, включающего, по меньшей мере, диоксид углерода и сульфид водорода;
b) введения указанного потока кислого газа (ii) в установку Клауса, извлекая таким образом (iii) поток жидкой элементарной серы и (iv) хвостовой газ, в основном включающий азот, диоксид углерода, диоксид серы и сульфид водорода;
c) ввода выходящего хвостового газа (iv) в реактор гидрирования и затем в контактный аппарат быстрого охлаждения установки обработки хвостовых газов (TGTU), для извлечения таким образом (v) потока гидрированных хвостовых газов, содержащего главным образом азот, водород, монооксид углерода, диоксид углерода и сульфид водорода;
d) контактирования указанного потока гидрированных хвостовых газов (v) с неселективным растворителем на основе амина в установке неселективного поглощения кислых газов TGTU, для извлечения таким образом (vi) отходящего газа, содержащего, главным образом, азот, водород и монооксид углерода и (vii) газового потока, обогащенного по диоксиду углерода и сульфиду водорода;
e) подачи отходящего газа (vi) в печь для сжигания;
f) контактирования указанного потока обогащенного газа (vii) с растворителем селективного поглощения H2S в установке селективного поглощения, для извлечения таким образом (viii) потока высо-коочищенного CO2 (ix) и газового потока, обогащённого по H2S.
В одном осуществлении газовый поток разделяют на стадии а) на (i) обессеренный поток углеводородного газа и (ii) поток кислого газа, содержащего диоксид углерода и сульфид водорода. Указанное разделение может быть выполнено классическим методом обессеривания с использованием химического, гибридного или физического растворителя.
В одном осуществлении гибридной растворитель включает амин, воду и тиодигликоль (TDG).
Предпочтительно амин выбран из группы, включающей диэтаноламин (DEA), метилдиэтаноламин (MDEA), гидроксиэтилпиперазин (HEP), пиперазин (PZ) и их смеси.
В одном осуществлении, неселективный растворитель на основе амина используемый в установке неселективного поглощения кислого газа TGTU является моноэтаноламином (MEA).
В одном осуществлении TGTU дополнительно включает встроенную горелку или нагреватель хвостовых газов. Устройство поглощения кислого газа может быть основано на использовании амина.
В одном осуществлении растворитель селективного поглощения H2S, используемый в установке селективного поглощения H2S, является метилдиэтаноламином (MDEA). Предпочтительно указанный растворитель селективного поглощения H2S представляет собой гибридный растворитель, включающий амин, воду и тиодигликоль (TDG). Предпочтительно указанный амин выбран из диэтаноламина (DEA), метилдиэтаноламина (MDEA), гидроксиэтилпиперазина (HEP) и пиперазина (PZ).
В одном осуществлении газовый поток обогащенный по H2S (ix), извлечённый на выходе установки селективного поглощения H2S, возвращают в технологическую схему до установки Клауса или непосредственно в нее.
В одном осуществлении поток, обогащенный по H2S, может содержать по меньшей мере 25% сульфида водорода, предпочтительно по меньшей мере 40% сульфида водорода и более предпочтительно по меньшей мере 50% сульфида водорода.
В одном осуществлении поток высокоочищенного CO2, полученный по способу согласно изобретению, может содержать менее 250 ч./млн H2S, в частности менее 100 ч./млн H2S.
Устройство
Настоящее изобретение также относится к устройству для осуществления вышеописанного способа, а также к очищенному газовому потоку, полученному настоящим способом. Устройство настоящего изобретения включает в направлении потока установку извлечения кислого газа; установку Клауса;
установку обработки хвостовых газов, включающую реактор гидрирования, контактный аппарат быстрого охлаждения и установку неселективного поглощения кислых газов; установку селективного поглощения H2S и печь для сжигания.
В одном осуществлении установка извлечения кислого газа использует растворитель на основе амина.
В одном осуществлении установка обработки хвостовых газов дополнительно включает встроенную горелку или нагреватель хвостовых газов. Устройство неселективного поглощения кислых газов основано на использовании амина.
В одном осуществлении неселективный растворитель на основе амина, используемый в установке неселективного поглощения кислого газа TGTU является моноэтаноламином (MEA).
В одном осуществлении устройство включает линию рециркуляции газового потока, обогащенного по H2S, извлечённого на выходе установки селективного поглощения H2S, по технологической схеме до печи Клауса или непосредственно в печь Клауса.
В одном осуществлении газовый поток, обогащенный по H2S, может содержать по меньшей мере 10% сульфида водорода, предпочтительно по меньшей мере 20% сульфида водорода и более предпочтительно по меньшей мере 80% сульфида водорода.
Краткое описание чертежей
Фиг. 1 представляет собой схематический вид классической установки извлечения CO2 известного уровня техники.
Фиг. 2 представляет схематический вид установки извлечения высококачественного природного CO2 для осуществления способа по настоящему изобретению.
Подробное описание изобретения
Способ в соответствии с изобретением относится к обработке газового потока углеводородного сырья, содержащего кислые загрязняющие вещества, такого как поток природного газа. Кислые загрязняющие вещества в основном состоят из диоксида углерода и сульфида водорода. Однако поток газа также может содержать другие кислые загрязняющие вещества, такие как меркаптаны и/или сульфид карбонила, и/или сероуглерод и т.д.
Обычно газовый поток углеводородного сырья может содержать 5-70% CO2, в частности 7-40% CO2, более предпочтительно 10-20% CO2 и 1-40% H2S, в частности 2-20% H2S, более предпочтительно 310% H2S.
Согласно стадии а) способа по изобретению газовый углеводородный поток разделяют на (i) обессеренный газовый углеводородный поток и (ii) поток кислого газа, включающего, по меньшей мере, диоксид углерода и сульфид водорода.
"Обессеренный газовый углеводородный поток" означает газовый углеводородный поток, содержащий меньше кислых загрязняющих веществ, чем сырьевой газовый углеводородный поток. Поток кислого газа (ii), с другой стороны, обогащен по кислым загрязняющим веществам по сравнению с сырьевым газовым углеводородным потоком.
Способы получения обессеренного газового углеводородного потока (i) и потока кислого газа (ii) из сырьевого газового углеводородного потока, содержащего кислые загрязняющие вещества хорошо известны специалистам в данной области. Любой способ обессеривания может быть использован для выполнения стадии а) по настоящему изобретению. Такие способы включают криогенную обработку или обработку растворителем, таким как химический, физический или гибридный растворитель.
Обычно поток кислого газа (ii) содержит 15-75% CO2, в частности 30-65% CO2, в частности 40-60% CO2 и 20-80% H2S, в частности 40-70% H2S, более предпочтительно 50-70% H2S.
Согласно стадии b) способа по изобретению поток кислого газа (ii) затем вводят в установку Клауса, извлекая таким образом (iii) поток жидкой элементарной серы и (iv) хвостовые газы, включающие в основном азот, диоксид углерода, диоксид серы и сульфид водорода.
Установка Клауса позволяет преобразовать сульфид водорода в элементарную серу в соответствии со следующими реакциями:
(1) 2H2S + 302 2S02 + 2Н20
(2) 2H2S + S02 <-> 3S + 2Н20.
В соответствии с изобретением хвостовые газы (iv), извлекаемые на выходе установки Клауса, в основном содержат азот, диоксид углерода, диоксид серы, сульфид водорода и воду. Указанные хвостовые газы (iv) обычно содержат по меньшей мере 40% N2, предпочтительно 40-70% N2 и по меньшей мере 10 CO2, в частности 10-75% CO2 в качестве основных компонентов, и менее 4% SO2, в частности менее 2% SO2 и менее 4% H2S, в частности менее 2% H2S.
В одном осуществлении стадии с) способа по изобретению хвостовые газы (iv), выходящие из установки Клауса, вводят в встроенную горелку или нагреватель хвостовых газов до введения в реактор гидрирования установки обработки хвостовых газов (TGTU), извлекая таким образом (v) поток гидрированных выходящих газов, главным образом, включающий азот, водород, монооксид углерода, диоксид углерода и сульфид водорода.
В соответствии с изобретением гидрогенизированные хвостовые газы (v), извлекаемые на выходе установки гидрирования, в основном содержат азот, водород, монооксид углерода, диоксид углерода и сульфид водорода. Указанные хвостовые газы (iv) обычно содержат по меньшей мере 20% N2, предпочтительно 60-90% N2 и по меньшей мере 5% CO2, в частности 10-20% CO2 в качестве основных компонентов и менее 1,0% CO, в частности менее 0,5% CO и менее 5% H2S, в частности менее 3% H2S.
В одном осуществлении TGTU включает четыре основные установки в направлении потока встроенная горелка или нагреватель хвостовых газов для нагрева потока хвостовых газов, реактор гидрирования для превращения соединений серы из потока хвостовых газов в H2S, контактный аппарат быстрого охлаждения для удаления воды из газового потока и установка неселективного поглощения кислого газа для отделения кислых газов (в основном CO2 и H2S) от других компонентов в потоке гидрированных хвостовых газов.
Реактор гидрирования обычно включает каталитический слой, где сернистые соединения, такие как SO2, S, COS и CS2, превращаются в H2S. Кроме того, встроенная горелка или нагреватель хвостовых газов установленные перед входом в реактор гидрирования нагревает хвостовые газы до температуры, подходящей для осуществления гидрирования, обычно 130-240°C, предпочтительно около 225°C. Горелка работает в основном на воздухе и топливе.
Поток конвертированного газа, извлечённый на выходе реактора гидрирования, затем пропускают через контактный аппарат быстрого охлаждения, предпочтительно водяную колонну резкого охлаждения, чтобы удалить всю или часть воды из газового потока. Доля воды, удалённой из газового потока, составляет по меньшей мере 60%, предпочтительно по меньшей мере 70%.
Газовый поток, насыщенный водой, выходящий из колонны резкого охлаждения затем пропускают через установку неселективного поглощения кислых газов, в которой кислые соединения, в основном CO2 и H2S, поглощаются раствором неселективного поглощения кислого газа. Установка неселективного поглощения кислых газов представляет собой установку на основе амина. Газовый поток, обогащенный по диоксиду углерода и сульфиду водорода (vii), получают таким образом из устройства неселективного поглощения кислого газа, который содержит менее 500 ч./млн H2S, предпочтительно менее 100 ч./млн H2S.
Обеднённый раствор, содержащий диоксид углерода и сульфид водорода и другие серосодержащие загрязняющие вещества, такие как сульфид карбонила, сероуглерод и меркаптаны, извлекают и пропускают через отпарную колонну, чтобы отделить поглощающий раствор от кислых загрязняющих веществ. Поглощающий раствор, извлекают в нижней части отпарной колонны и он может быть возвращён в устройство поглощения кислого газа. Газовый поток, обогащенный по соединениям серы, извлекают в верхней части колонны, и он может быть возвращён в технологическую схему до или непосредственно в печь Клауса.
Согласно стадии d) способа по изобретению гидрированные хвостовые газы (v), выходящие из охлаждающего контактного устройства, вводят в устройство неселективного поглощения кислого газа, разделяя таким образом указанные гидрированные хвостовые газы на (vi) отходящий газ, главным образом, включающий азот, водород и монооксид углерода, и (vii) газовый поток, обогащённый по диоксиду углерода и сульфиду водорода.
В соответствии с изобретением отходящий газ (vi), получаемый на выходе установки неселективного поглощения кислого газа, обычно содержит по меньшей мере 70% N2, предпочтительно 70-80% N2 и по меньшей мере 2% H2, в частности 2-5% H2, и по меньшей мере 0,1% CO, в частности 0,1-1% CO.
В соответствии с изобретением газовый поток (vii), получаемый на выходе установки поглощения кислого газа, обычно содержит по меньшей мере 90% CO2, предпочтительно 85-97% CO2 и по меньшей мере 3% H2S, в частности 0-10% H2S.
В соответствии со стадией e) способа по изобретению отходящий газ (vi) направляют в печь для сжигания.
В соответствии со стадией f) способа по изобретению обогащенный газовый поток (vii) вводят в установку селективного поглощения H2S, в которой H2S селективно поглощается растворителем селективного поглощения H2S. Предпочтительно растворитель селективного поглощения H2S является растворителем на основе амина, но может быть использован любой другой подходящий растворитель. Более предпочтительно растворитель на основе амина является растворителем на основе MDEA.
В соответствии с изобретением, газовый поток высокоочищенного CO2 (viii), выходящий из установки селективного поглощения H2S, обычно содержит по меньшей мере 90% CO2 (на влажную массу), предпочтительно 90-97% CO2 и менее 250 ч./млн H2S, в частности менее 100 ч./млн H2S.
В одном осуществлении газовый поток, обогащенный по H2S (ix), выходящий из устройства селективного поглощения H2S, возвращают в технологическую схему до печи Клауса или непосредственно в нее.
В соответствии с изобретением газовый поток, обогащенный по H2S (ix), выходящий из устройства селективного поглощения H2S, обычно содержит по меньшей мере 15% H2S, предпочтительно 15-30% H2S и менее 80% CO2, в частности менее 70% CO2.
Другой целью настоящего изобретения является устройство для осуществления способа в соответствии с изобретением, как описано выше, причем указанное устройство включает по направлению потока
установку удаления кислого газа; установку Клауса;
установку обработки хвостовых газов, включающую реактор гидрирования, контактный аппарат охлаждения и установку неселективного поглощения кислых газов; установку селективного поглощения H2S; и печь для сжигания.
В одном осуществлении установка обработки хвостовых газов (TGTU) дополнительно включает встроенную горелку или нагреватель хвостовых газов до реактора гидрирования. Реактор гидрирования предпочтительно включает СоМо катализатор.
Контактный аппарат охлаждения может включать тарелки ректификационной колонны или насадку колонны (неупорядоченная или структурированная насадка) для прямого контакта с водой.
Устройство неселективного поглощения кислого газа предпочтительно включает неселективный растворитель на основе амина. Более предпочтительно неселективный растворитель на основе амина, используемый в указанной установке неселективного поглощения, является алканоламином, в частности
моноэтаноламином (МЕА).
В одном осуществлении устройство включает устройство селективного поглощения H2S на основе селективного растворителя поглощения H2S. Предпочтительно указанный растворитель селективного поглощения H2S является алканоламином. Более предпочтительно растворителем является MDEA (ме-тилдиэтаноламин).
В одном осуществлении устройство включает линию рецикла для возвращения в цикл газа обогащенного по H2S, выходящего из устройства селективного поглощения H2S, до печи Клауса, либо непосредственно в печь Клауса.
Устройства поглощения обычно включают систему регенерации поглощающего раствора, который включает отпарную колонну с ребойлером и сборник орошающей фракции. Поглощающий раствор извлекают в нижней части отпарной колонны и возвращают в установку поглощения. Газовый поток, обо-гащённый по кислым соединениям извлекают в голове колонны и он может быть возвращён в цикл по технологической схеме до установки Клауса или непосредственно в установку Клауса. Таким образом, устройство может дополнительно включать линию рецикла для введения газового потока, обогащенного по кислым соединениям, который извлекают в голове колонны, по технологической схеме до или непосредственно в установку Клауса.
Далее изобретение описано со ссылкой на фиг. 1-2. Эти примеры представлены для иллюстрации изобретения и никоим образом не должны рассматриваться как ограничивающие изобретение.
Фиг. 1 представляет схематический вид классической установки извлечения CO2 известного уровня техники. На фиг. 1 кислый газ вводится в установку удаления кислого газа (AGRU), получая тем самым очищенный газ и кислый газ, содержащий 50% диоксида углерода и 50% сульфида водорода. Кислый газ затем поступает в установку Клауса при давлении 2 бар, в которой сульфид водорода превращается в элементарную серу. Затем выходящая смесь поступает в реактор гидрирования и затем в контактный аппарат охлаждения установки обработки хвостовых газов (TGTU) для восстановления соединений серы, ведущего к получению смеси гидрированных хвостовых газов, состоящей из 80% азота, 5% водорода, 1% монооксида углерода и 10% диоксида углерода. После контактного устройства охлаждения указанная смесь поступает в установку селективного поглощения H2S, в которой она контактирует с растворителем селективным по H2S на основе амина для селективного поглощения H2S.
Как правило, метилдиэтаноламин (MDEA) используется в качестве обычного аминного растворителя селективного по H2S для поглощения CO2 из дымовых газов. После стадии поглощения, химический аминный растворитель, обогащённый по сульфиду водорода, направляют в регенератор, работающий при давлении в интервале от 2 бар для регенерации аминного растворителя, обеднённого по кислым соединениям (в основном H2S), и получения потока, который содержит 33% H2S и 66% совместно абсорбированного CO2. Указанный поток затем возвращают в цикл в печь Клауса.
Отходящий газ, выходящий на стадии селективного поглощения H2S, затем подают в установку поглощения кислого газа, где он контактирует с неселективным растворителем на основе амина. Как правило, моноэтаноламин (МЕА) используется в качестве обычного неселективного растворителя на основе амина для поглощения кислых газов из отходящего газа. После стадии поглощения, химический амин-ный растворитель, обогащённый по диоксиду углерода, направляют в регенератор, работающий при давлении 2 бара, чтобы извлечь аминный растворитель, обеднённый по кислым газам и получить поток, который содержит 500 ч/млн H2S и 99,95% CO2 (по сухому веществу).
Отходящий газ, выходящий из установки поглощения кислого газа, затем направляют в печь для сжигания.
Фиг. 2 представляет схематический вид установку извлечения высококачественного природного CO2 для осуществления способа по настоящему изобретению.
На фиг. 2 кислый газ вводят в установку удаления кислого газа (AGRU), получая тем самым обессеренный газ и кислый газ, содержащий 50% диоксида углерода и 50% сульфида водорода. Классический способ обессеривания с использованием химического, гибридного или физического растворителя, применяют в установке удаления кислого газов (AGRU). Кислый газ затем поступает в установку Клауса при давлении 2 бар, в которой сульфид водорода превращают в элементарную серу. Два потока выходят из установки Клауса: поток элементарной серы и отходящий газ, содержащий в основном N2, CO2 и серосодержащие соединения. Затем хвостовые газы поступает в реактор гидрирования и затем контактный аппарат охлаждения установки обработки хвостовых газов (TGTU), чтобы восстановить соединения серы, присутствующих в хвостовых газах, что приводит к газовой смеси гидрированных хвостовых газов, состоящей из 80% азота, 5% водорода, 1% монооксида углерода и 10% диоксида углерода. Из контактного устройства охлаждения указанная смесь поступает в установку поглощения кислого газа, где он контактирует с неселективным растворителем на основе амина. Как правило, моноэтаноламин (МЕА) используют в качестве обычного неселективного растворителя на основе амина для поглощения кислых газов из гидрированных хвостовых газов. Отходящий газ, выходящий из установки поглощения кислого газа, затем направляют в печь для сжигания.
Регенерированный кислый газ из установки поглощения, который содержит 5% H2S и 95% CO2 затем поступает в установку селективного поглощения H2S, в которой он контактирует с селективным по
H2S растворителем на основе амина, для селективного поглощения H2S.
Как правило, метилдиэтаноламин (MDEA) используется в качестве обычного селективного по H2S аминного растворителя для поглощения H2S из вышеуказанной смеси кислого газа. После стадии поглощения химический аминный растворитель, обогащённый по сульфиду водорода, направляют в регенератор, работающий при давлении в интервале от 2 бар, чтобы извлечь аминный растворитель, обеднённый по кислым газам, и получить поток, который включает 20% H2S и 80% совместно абсорбированного CO2. Указанный поток затем возвращают в цикл в установку Клауса.
Обработанный газ, выходящий из установки селективного поглощения H2S включает 100 ч./млн
H2S и 99,99 20% CO2 (по сухому веществу).
ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
1. Способ обработки газового потока углеводородного сырья, включающего, по меньшей мере, диоксид углерода и сульфид водорода, для извлечения газового потока высококачественного очищенного CO2, который включает следующие стадии, на которых:
a) разделяют указанный газовый углеводородный поток на (i) газовый обессеренный углеводородный поток и на (ii) поток кислого газа, включающего, по меньшей мере, диоксид углерода и сульфид водорода;
b) вводят указанный поток кислого газа (ii) в установку Клауса для извлечения таким образом (iii) потока жидкой элементарной серы и (iv) хвостового газа, в основном включающего азот, диоксид углерода, диоксид серы и сульфид водорода;
c) вводят выходящие хвостовые газы (iv) в реактор гидрирования и затем в контактный аппарат охлаждения установки обработки хвостовых газов (TGTU) для извлечения таким образом (v) потока гидрированных хвостовых газов, содержащего, главным образом, азот, водород, монооксид углерода, диоксид углерода и сульфид водорода;
d) контактируют указанные гидрированные хвостовые газы (v) с неселективным растворителем на основе амина во второй установке неселективного поглощения кислых газов TGTU для извлечения таким образом (vi) отходящего газа, содержащего, главным образом, азот, водород и монооксид углерода, и (vii) газового потока, обогащённого по диоксиду углерода и сульфиду водорода;
e) подают отходящий газ (vi) в печь для сжигания;
f) контактируют указанный поток обогащенного газа (vii) с растворителем селективного поглощения H2S в установке селективного поглощения для извлечения таким образом (viii) потока высокоочи-щенного CO2 (ix) и газового потока, обогащенного по H2S.
2. Способ по п.1, характеризующийся тем, что разделение на стадии а) выполняют классическим способом обессеривания с помощью химического, гибридного или физического растворителя.
3. Способ по п.1, характеризующийся тем, что гибридный растворитель включает амин, воду и тио-дигликоль (TDG), где амин предпочтительно выбран из группы, состоящей из диэтаноламина (DEA), метилдиэтаноламина (MDEA), гидроксиэтилпиперазина (HEP), пиперазина (PZ) и их смесей.
4. Способ по любому из пп.1-3, характеризующийся тем, что аппарат TGTU дополнительно включает встроенную горелку или нагреватель отходящего газа перед реактором гидрирования.
5. Способ по любому из пп.1-4, характеризующийся тем, что неселективный растворитель на основе амина, используемый в устройстве неселективного поглощения кислого газа стадии d), представляет собой неселективный амин.
6. Способ по любому из пп.1-5, характеризующийся тем, что неселективный растворитель на основе амина, используемый в устройстве неселективного поглощения кислого газа, представляет собой моно-этаноламин (MEA).
7. Способ по любому из пп.1-6, характеризующийся тем, что растворитель селективного поглощения H2S, используемый в установке селективного поглощения H2S, представляет собой селективный амин.
8. Способ по любому из пп.1-7, характеризующийся тем, что растворитель селективного поглощения H2S, используемый в установке селективного поглощения H2S на стадии f), представляет собой ме-тилдиэтаноламин (MDEA).
9. Способ по любому из пп.1-8, характеризующийся тем, что газовый поток, обогащённый по H2S (ix), извлечённый на выходе установки селективного поглощения H2S, возвращают в цикл по технологической схеме до установки Клауса или непосредственно в установку Клауса.
10. Способ по любому из пп.1-9, характеризующийся тем, что газовый поток, обогащённый по H2S (ix), извлечённый на выходе установки селективного поглощения H2S, содержит по меньшей мере 15% сульфида водорода, предпочтительно по меньшей мере 25% сульфида водорода и более предпочтительно по меньшей мере 50% сульфида водорода.
11. Способ по любому из пп.1-10, характеризующийся тем, что газовый поток высокоочищенного CO2 (viii), извлечённого на выходе установки селективного поглощения H2S, содержит менее 250 ч./млн H2S, в частности менее 100 ч./млн H2S.
10.
12. Устройство для осуществления способа по любому из пп.1-11, включающее по направлению по-
тока
установку удаления кислого газа; установку Клауса;
установку обработки хвостовых газов, включающую реактор гидрирования, контактный аппарат охлаждения и установку неселективного поглощения кислых газов; установку селективного поглощения H2S и печь для сжигания.
Евразийская патентная организация, ЕАПВ Россия, 109012, Москва, Малый Черкасский пер., 2
13. Устройство по п.12, характеризующееся тем, что установка обработки хвостовых газов дополнительно включает встроенную горелку или нагреватель хвостовых газов перед реактором гидрирования.
14. Устройство по пп.12, 13, характеризующееся тем, что установка селективного поглощения H2S включает линию рецикла для возвращения в цикл газового потока, обогащенного по H2S, до установки Клауса или непосредственно в установку Клауса.
028471
- 1 -
028471
- 1 -
028471
- 1 -
028471
- 1 -
028471
- 4 -