Способ отделения сероводорода от газовых смесей с использованием гибридной смеси растворителей
Изобретение относится к способу регенерации гибридного растворителя, используемого для удаления загрязняющих веществ из потока текучей среды. Способ регенерации гибридного растворителя используется для удаления загрязняющих веществ из потока углеводородной текучей среды, содержащей кислые газы, такие как диоксид углерода (CO2), сероводород (H2S), диоксид серы (SO2), сероуглерод (CS2), карбонилсульфид (COS) и/или меркаптаны, и для обеспечения улучшенного выхода очищенной текучей среды. Указанный способ включает по меньшей мере один блок очистки и по меньшей мере один блок регенерации, в котором конденсированная вода из блока регенерации объединяется с регенерированным обедненным гибридным растворителем перед повторным использованием в блоке очистки, и конденсированная вода не подается повторно в блок регенерации. Изобретение позволяет улучшить традиционную технологию регенерации растворителя для использования при обработке потоков текучих сред и снизить количество энергии, необходимой для получения потока обедненного растворителя из потока обогащенного растворителя, а также позволяет обеспечить более высокий выход потока очищенной жидкости. 1 з.п. ф-лы, 2 ил., 3 табл., 2 пр.
Область техники
Данное изобретение относится к способу регенерации гибридного растворителя, используемого для удаления загрязняющих веществ из потока текучей среды, и улучшения выхода полученного очищенного потока. Предпочтительно указанный поток текучей среды представляет собой поток природного газа.
Уровень техники
Потоки текучих сред, полученные из залежей природного газа, нефти или угля, часто содержат значительное количество кислых газов, например, диоксида углерода, сероводорода, диоксида серы, сероуглерода, карбонилсульфида, циановодорода, аммиака или меркаптанов в качестве примесей. Указанные потоки текучей среды могут представлять собой газ, жидкость или их смеси, например газы, такие как природный газ, газ нефтепереработки, углеводородные газы от пиролиза сланца, синтез-газ и тому подобное, или жидкости, такие как сжиженный углеводородный газ (СУГ) и природный газоконденсат (ПГК).
Различные композиции и способы для удаления загрязнений из кислых газов известны и описаны в литературе.
Удаление кислого газа из газовых потоков, в частности, удаление сероводорода и диоксида углерода из газовых потоков, образующихся в технологических установках нефтепереработки, установках по производству синтез-газа и объектах для добычи нефти и газа, необходимо для того, чтобы этот газ можно было использовать и/или продавать в трубопроводные системы. Удаление соединений серы из этих кислых газов или «высокосернистых газов» называется «десульфурированием».
Как правило, кислые газы удаляют с использованием растворителя для удаления кислого газа путем получения богатого растворителя. Например, хорошо известно, что такие потоки текучих сред обрабатывают химическими растворителями, физическими растворителями или их комбинациями. Химические растворители, такие как растворы аминов, основаны на химической реакции между растворителем и загрязнителями из кислых газов. Амин обычно контактирует с загрязнителями из кислых газов в потоке текучей среды в виде водного раствора, содержащего амин, в колонне абсорбера, при этом водный раствор амина контактирует с потоком текучей среды во встречном направлении. Регенерация химических растворителей достигается применением тепла.
В качестве альтернативы, потоки текучей среды можно обрабатывать физическими растворителями, такими как охлажденный метанол, диалкиловые простые эфиры полиэтиленгликолей (DEPG), N-метил-2-пирролидоны (NMP), пропиленкарбонат и подобные, которые не вступают в химическую реакцию с примесями из кислых газов. Физические растворители растворяют (поглощают) загрязнители из кислых газов из потока жидкости, обычно под высоким давлением. Поскольку никаких химических реакций не происходит, процессы с физическим растворителем обычно требуют меньше энергии, чем процессы с химическим растворителем. В то время как регенерация химических растворителей достигается применением тепла, физические растворители могут быть очищены от примесей путем снижения давления без применения тепла. Физические растворители, как правило, предпочтительнее химических растворителей, когда парциальные давления кислых газов или других примесей очень высоки. В отличие от химических растворителей, физические растворители не являются коррозийными и требуют конструкции лишь из углеродистой стали.
Загрязнения из кислых газов удаляют путем введения в контакт загрязненного газообразного продукта со свежим растворителем в абсорбере или другом специализированном оборудовании, работающем в условиях высокого давления и/или низкой температуры, которые являются благоприятными для используемого типа растворителя. После того, как загрязняющие вещества будут удалены, очищенный газ готов к продаже, для использования или для дополнительной последующей обработки, в зависимости от спецификаций потока продукта. Растворитель регенерируют для повторного использования путем удаления поглощенных загрязняющих веществ в условиях низкого давления и/или высокой температуры, благоприятных для десорбции. Для осуществления такого разделения обычно используют испарительные резервуары и/или отпарные колонны.
Хотя в уровне техники известны многочисленные способы и системы предшествующего уровня техники для абсорбции кислого газа и регенерации растворителя, многие страдают одним или несколькими недостатками или неэффективностью. Существует постоянное желание дополнительно усовершенствовать эти технологии, например, в отношении очистки и потребления энергии.
Сущность изобретения
Задачей настоящего изобретения является улучшение традиционной технологии регенерации растворителя для использования при обработке потоков текучих сред.
В одном варианте реализации данное изобретение представляет собой способ обработки потока углеводородной текучей среды, содержащей один или более кислый газ, предпочтительно поток текучей среды получен из природного газа и представляет собой газ, жидкость или их смеси, включающий следующие стадии: i) абсорбции одного или нескольких кислых газов из потока углеводородной текучей среды в блоке очистки путем приведения в контакт в противотоке потока текучей среды с обедненным гибридным растворителем, содержащим химический растворитель, предпочтительно моноэтаноламин, метилэтаноламин, моноизопропаноламин, диизопропаноламин, 2-гидроксиэтилпиперазин, пиперазин, 1-метилпиперазин, 2-метилпиперазин, 2-(2-аминоэтокси)этанол; 2-(2-трет-бутиламино)пропоксиэтанол, 2-(2-трет-бутиламино)этоксиэтанол, 2-(2-изопропиламино)пропоксиэтанол, трет-амиламиноэтоксиэтанол, (1-метил-2-этилпропиламино)этоксиэтанол; трис(2-гидроксиэтил)амин (триэтаноламин, TEA); трис(2-гидроксипропил)амин (триизопропанол); трибутаноламин; бис(2-гидроксиэтил)метиламин (метилдиэтаноламин, MDEA); 2-диэтиламиноэтанол (диэтилэтаноламин, DEEA); 2-диметиламиноэтанол (диметилэтаноламин, DMEA); 3-диметиламино-1-пропанол; 3-диэтиламино-1-пропанол; 2-диизопропиламиноэтанол (DIEA); N,N'-бис(2-гидроксипропил) метиламин (метилдиизопропаноламин, MDIPA); N,N'-бис(2-гидроксиэтил) пиперазин (дигидроксиэтилпиперазин, DiHEP)); диэтаноламин (DEA); 2-(трет-бутиламино)этанол; 2-(трет-бутиламиноэтокси)этанол; 1-амино-2-метилпропан-2-ол; 2-амино-2-метил-1-пропанол (AMP), 2-(2-аминоэтокси)этанол и их смеси; физический растворитель, предпочтительно физический растворитель представляет собой диметиловый эфир полиэтиленгликоля; пропиленкарбонат; N-метил-2-пирролидон; метанол; N-ацетилморфолин; N-формилморфолин; 1,3-диметил-3,4,5,6-тетрагидро-2(1H)-пиримидинон; метокситригликоль; глицерин; сульфолан; этиленгликоль или их смеси; и воду, предпочтительно от 5 до 40 мас.% воды в расчете на общую массу гибридного растворителя, с получением потока очищенной углеводородной текучей среды и обогащенного гибридного растворителя, содержащего гибридный растворитель, углеводороды и кислый(-ые) газ(-ы); ii) подачи обогащенного гибридного растворителя в разделительный блок для отделения углеводородов от обогащенного гибридного растворителя с получением потока углеводородов и потока обогащенного гибридного растворителя, содержащего кислый(-ые) газ(ы) с низким содержанием углеводородов; iii) подачи потока обогащенного гибридного растворителя, содержащего кислый(-ые) газ(ы), с низким содержанием углеводородов, в регенерирующий блок с получением потока газа, содержащего кислый(-ые) газ(ы), водяной пар и остаточный гибридный растворитель, и потока регенерированного обедненного гибридного растворителя; iv) конденсацию потока газа с получением потока кислого газа и потока воды, содержащего остаточные кислые газы и/или гибридный растворитель; v) подачи потока воды в сепаратор для отделения остаточного(-ых) кислого(-ых) газа(-ов) с получением потока воды с остаточным гибридным растворителем; vi) объединение потока воды с остаточным гибридным растворителем и потока регенерированного обедненного гибридного растворителя; и vii) введение объединенного потока воды с остаточным гибридным растворителем и потока регенерированного обедненного гибридного растворителя в блок очистки, причем, никакая часть указанного потока воды, полученного на стадии iv), не подается обратно в блок регенерации.
Краткое описание графических материалов
Фиг. 1 представляет собой схематическое изображение способа обработки потока текучей среды, включающего стадию регенерации известной конфигурации.
Фиг. 2 представляет собой схему варианта реализации способа обработки потока текучей среды по данному изобретению.
Подробное описание изобретения
Изобретение относится к обработке текучих сред для удаления кислых газов, в которых поток текучей среды вводят в контакт с гибридным растворителем, который предпочтительно поглощает кислые газы. Более конкретно, изобретение относится к регенерации гибридного растворителя указанного типа для повторного использования и максимизации количества получаемого потока очищенной текучей среды.
Потоки текучей среды, которые можно обрабатывать способом по данному изобретению, могут представлять собой газ, жидкость или их смеси, например газы, полученные газификатором, включающие водород, диоксид углерода и монооксид углерода; поток синтез-газа, содержащий водород, диоксид углерода и монооксид углерода; природный газ; газ нефтепереработки; углеводородные газы из сланцевого пиролиза; синтез-газ и жидкости, такие как сжиженный углеводородный газ (СУГ) и природный газоконденсат (ПГК). Например, потоки текучих сред, полученные из залежей природного газа, нефти или угля, содержат метан (СН3) и обычно существуют в смесях с другими углеводородами, главным образом этаном (С2Н6), пропаном (С3Н8), бутанами (C4H10), пентанами (C5H12) и, в меньшей степени, более тяжелыми углеводородами. Такие потоки текучих сред содержат различные примеси, такие как водород (H2), воду (H2O), монооксид углерода (CO), азот (N2) и кислые газы, например, диоксид углерода (CO2), сероводород (H2S), диоксид серы (SO2), сероуглерод (CS2), аммиак (NH3), циановодород (HCN), карбонилсульфид (COS) и/или меркаптаны. В одном варианте реализации изобретения термин «загрязняющее вещество» относится в целом к одному или более из С2 или более тяжелых углеводородов, примесей, кислых газов и их смесей, которые должны быть удалены из потока текучей среды.
Используемый в настоящем документе термин «гибридный растворитель» означает раствор, содержащий комбинированный химический растворитель и физический растворитель с некоторым количеством воды, при этом эти растворы способны поглощать кислые газы. Подходящие гибридные растворители, используемые в способе по данному изобретению, могут удалять один или несколько из перечисленных выше загрязняющих веществ из потока текучей среды. Растворители могут быть неселективными, то есть удалять один или несколько более тяжелых углеводородов/примесей/кислых газов, или селективными, то есть они могут быть нацелены на конкретные более тяжелые углеводороды/примеси/кислые газы.
Предпочтительно химический растворитель представляет собой одно или несколько аминосоединений. Подходящие аминосоединения могут быть выбраны из первичного амина, вторичного амина, третичного амина или их смесей. Подходящими являются алканоламины, особенно имеющие от 1 до 4 и предпочтительно от 2 до 3 атомов углерода на радикал алканола, при этом диалканоламины являются особенно предпочтительными. Аминосоединения, используемые в способе по данному изобретению, включают, но не ограничиваются ими, моноэтаноламин, метилэтаноламин, моноизопропаноламин, диизопропаноламин, 2-гидроксиэтилпиперазин, пиперазин, 1-метилпиперазин, 2-метилпиперазин, 2-(2-аминоэтокси)этанол; 2-(2-трет-бутиламино)пропоксиэтанол, 2-(2-трет-бутиламино)этоксиэтанол, 2-(2-изопропиламино)пропоксиэтанол, трет-амиламиноэтоксиэтанол, (1-метил-2-этилпропиламино)этоксиэтанол; трис(2-гидроксиэтил)амин (триэтаноламин, TEA); трис(2-гидроксипропил)амин (триизопропанол); трибутаноламин; бис(2-гидроксиэтил)метиламин (метилдиэтаноламин, MDEA); 2-диэтиламиноэтанол (диэтилэтаноламин, DEEA); 2-диметиламиноэтанол (диметилэтаноламин, DMEA); 3-диметиламино-1-пропанол; 3-диэтиламино-1-пропанол; 2-диизопропиламиноэтанол (DIEA); N,N'-бис (2-гидроксипропил)метиламин (метилдиизопропаноламин, MDIPA); N,N'-бис(2-гидроксиэтил)пиперазин (дигидроксиэтилпиперазин, DiHEP); диэтаноламин (DEA); 2-(трет-бутиламино)этанол; 2-(трет-бутиламиноэтокси)этанол; 1-амино-2-метилпропан-2-ол; 2-амино-2-метил-1-пропанол (AMP), 2-(2-аминоэтокси)этанол и их смеси.
Гибридный растворитель, подходящий для использования в настоящем изобретении, содержит химический растворитель в количестве, равном или меньшем, чем 70 массовых процентов, предпочтительно равном или меньшем, чем 60 массовых процентов, более предпочтительно равном или меньшем, чем 50, и более предпочтительно равном или меньшем, чем 40 массовых процентов в расчете на общую массу гибридного растворителя. Предпочтительно количество химического растворителя, присутствующего в гибридном растворителе, составляет количество, равное или большее, чем 5 массовых процентов, более предпочтительно равное или большее, чем 10 массовых процентов, более предпочтительно равное или большее, чем 20 массовых процентов, и предпочтительно равное или большее, чем 30 массовых процентов в расчете на общую массу гибридного растворителя.
Подходящие физические растворители включают, но не ограничиваются ими, один или несколько из диметилового эфира полиэтиленгликоля (DMPEG), пропиленкарбоната (PC), N-метил-2-пирролидона (NMP), метанола (MeOH), смесей N-ацетилморфолина и N-формилморфолина, 1,3-диметил-3,4,5,6-тетрагидро-2(1Н)-пиримидинона (DMTP), метокситригликоля (MTG), глицерина, сульфолана, этиленгликоля и их смесей.
DMPEG представляет собой смесь диметиловых эфиров полиэтиленгликоля (СН3О(С2Н4О)nСН3 (n составляет от 2 до 9), используемую в том, что называют процессом SELEXOLТМ, для физического поглощения H2S, CO2 и меркаптанов из газовых потоков, например, см. USP 6203599, который включен в настоящий документ во всей своей полноте. Растворители, содержащие DMPEG, лицензируются и/или производятся несколькими компаниями, включая CoastalChemicalCompany (как COASTALTMAGR) и Dow (SELEXOL). Другие поставщики для способа, такие как ClariantGmbH из Германии, предлагают аналогичные растворители. Растворители Clariant представляют собой семейство диалкиловых эфиров полиэтиленгликоля под маркой GENOSORBTM. DMPEG можно использовать для селективного удаления H2S, которое требует отпарки, вакуумной отпарки или ребойлера.
Гибридный растворитель, подходящий для использования в настоящем изобретении, содержит физический растворитель в количестве, равном или меньшем, чем 70 массовых процентов, предпочтительно равном или меньшем, чем 60 массовых процентов, более предпочтительно равном или меньшем, чем 50, и более предпочтительно равном или меньшем, чем 40 массовых процентов в расчете на общую массу гибридного растворителя. Предпочтительно количество физического растворителя, присутствующего в гибридном растворителе, составляет количество, равное или большее, чем 5 массовых процентов, более предпочтительно равное или большее, чем 10 массовых процентов, более предпочтительно равное или большее, чем 15 массовых процентов, и более предпочтительно равное или большее, чем 25 массовых процентов в расчете на общую массу гибридного растворителя.
Гибридный растворитель, подходящий для использования в настоящем изобретении, содержит конденсированный растворитель отгонки, предпочтительно воду, который при нагревании конденсированного растворителя отгонки испаряется, превращаясь в конденсируемый газ отгонки, в случае воды он превращается в пар. Предпочтительно количество конденсированного газа отгонки (в жидком виде) присутствует в растворителе в количестве, равном или меньшем 50 массовых процентов, предпочтительно равном или меньшем 40 массовых процентов, более предпочтительно равном или меньшем 30 массовых процентов в расчете на общую массу гибридного растворителя. Предпочтительно количество конденсированного газа отгонки (в жидком виде) присутствует в растворителе в количестве, равном или превышающем 5 массовых процентов, более предпочтительно равном или превышающем 15 массовых процентов, и более предпочтительно равном или превышающем 25 массовых процентов в расчете на общую массу гибридного растворителя.
Традиционный процесс с растворителем для удаления загрязнителей из потока текучей среды показан на фиг. 1; регенерация растворителя происходит в блоке регенерации, как правило, в отпарной колонне с ребойлером в нижней части для подачи тепла к растворителю. Отпарная колонна, как правило, представляет собой колонну, предназначенную для создания эффективного контакта газ/жидкость, содержащую тарелки или насадку. Обогащенный гибридный растворитель, содержащий загрязняющие вещества, например, кислые газы (такие как СО2 и H2S), вводится в отпарную колонну, как правило, на уровне или вблизи места вблизи верха и стекает вниз по колонне, тогда как парообразный конденсируемый газ отгонки, например, пар, образованный в ребойлере, течет вверх по колонне противотоком к нисходящему обогащенному растворителю. Конденсируемый газ отгонки способствует «отпарке» загрязняющих веществ из обогащенного жидкого гибридного растворителя и направляет их обратно вверх по колонне и наружу из верхней части отпарной колонны. Тепло, добавляемое в ребойлер отпарной колонны, несколько повышает температуру гибридного растворителя, но большая часть тепла уходит на испарение конденсируемого газа отгонки, который, в свою очередь, течет в отпарную колонну и вверх по ней. Это тепло, добавляемое или вводимое в ребойлер, должно поступать от внешнего источника, такого как пар из другого процесса, теплоноситель, циркулирующий через ребойлер, или подводиться непосредственно сжиганием в ребойлере. Когда загрязняющие вещества, такие как газ и/или пар, выходят из верхней части отпарной колонны, большое количество конденсируемого газа отгонки также выходит в виде примеси с загрязняющими веществами. Этот верхний конденсируемый газ отгонки и поток газа/пара (называемый верхним) может иметь более высокую температуру, чем материал, подаваемый в верхнюю часть отпарной колонны. Газы и конденсируемый газ отгонки, которые текут из верхней части десорбера, поступают в конденсатор (называемый обратным холодильником), где загрязняющие вещества охлаждаются до температуры, близкой к температуре окружающей среды, и большая часть конденсируемого газа отгонки конденсируется в конденсированный газ отгонки, например, воду. В традиционном блоке растворителя этот конденсированный газ отгонки отделяется через приемник конденсата и возвращается около верхней части отпарной колонны. В зависимости от состава загрязняющих газов/паров их можно утилизировать, отделять, улавливать и/или дополнительно перерабатывать.
На фиг. 1 показан традиционный способ обработки потока текучей среды, включающий единый блок очистки 12, в котором используется растворитель для контакта и очистки загрязненной текучей среды. В других способах практики стадия очистки может включать множество блоков обработки, в которых происходит это действие очистки. Несколько блоков могут быть одинаковыми или разными. В других вариантах реализации в дополнение к поглощающим блокам и/или в качестве альтернативы к скрубберным блокам могут использоваться мембраны.
Во многих случаях контакт между растворителем и загрязненной текучей средой, такой как поток углеводородной текучей среды, происходит в блоке 12 во встречном направлении, как показано на фиг. 1. Обедненный растворитель поступает в первый блок очистки 12 в верхний конец 14 через впуск 16 . После поглощения загрязняющих веществ из обрабатываемой текучей среды полученный обогащенный растворитель выходит из первого блока очистки 12 на нижнем конце 18 через выпуск 20. Загрязненная текучая среда движется через блок 12 в противоположном направлении. Через канал 21 поток загрязненной текучей среды поступает в первый блок очистки 12 на нижнем конце 18 и выходит в более чистом виде из верхнего конца 14 через канал 23. Если очищенная текучая среда представляет собой газ, очищенный газ может захватывать испаренный растворитель, водяной пар или тому подобное. Может быть желательно отделить очищенный газ от таких захваченных компонентов. Следовательно, очищенный газ можно направлять в необязательный конденсатор (не показан на рисунке), где испаренный растворитель или водяной пар, выходящий из блока 12, конденсируется.
Используемый в настоящем документе термин «обедненный» в отношении растворителя будет означать, что концентрация загрязняющих веществ в растворителе является достаточно низкой, так, что при введении в контакт растворителя и загрязненной текучей среды будет происходить массоперенос загрязняющего вещества из обрабатываемой текучей среды в растворитель. В одном варианте реализации обедненный растворитель включает регенерированный раствор гибридного растворителя, который был обработан для удаления содержания загрязняющих веществ из раствора обогащенного гибридного растворителя, необязательно вводимый в систему свежий растворитель, который еще не использовался для очистки, и/или их комбинацию. В другом варианте реализации обедненный растворитель включает регенерированный растворитель, который был обработан для удаления содержания загрязнений из обогащенного растворителя, необязательно свежий растворитель, введенный в систему, которая еще не использовалась для очистки, и/или их комбинацию. «Свежий растворитель» будет относиться к растворителю, который вводится в систему обработки 1 впервые из подходящего источника. Свежий растворитель также является обедненным в отношении загрязняющих веществ. Термин «обогащенный» по отношению к растворителю будет относиться к растворителю, который улавливал загрязняющие вещества, относительно обедненного растворителя в ходе очистки.
После того, как обогащенный растворитель, содержащий обогащенный гибридный растворитель, низкие концентрации кислого(-ых) газа(-ов) и низкие концентрации углеводородов, выходит из первого блока очистки 12, желательно регенерировать растворитель, чтобы растворитель можно быть возвращать обратно в первый блок очистки 12 для дополнительного(-ых) цикла(-ов) обработки. Соответственно, первый путь 26 используется для подачи обогащенного растворителя в разделительный блок, предпочтительно, в испарительный резервуар 28, в котором происходит сброс давления, тем самым осуществляется десорбция основной части поглощенных углеводородов 29. Обогащенный растворитель с более низким содержанием углеводородов и низким уровнем кислого(-ых) газа(-ов) пропускают из испарительного резервуара 28 по линии 30 через теплообменник 31 и линию 32, а затем вводят в верхнюю часть регенерационной колонны, предпочтительно отпарной колонны 40, в которой из богатого растворителя регенерируется обедненный растворитель. Для иллюстрации на фиг. 1 показан блок регенерации, который содержит в качестве отгоночной колонну 40, имеющую верх и низ, и содержит по меньшей мере одну секцию устройства 41 для контакта пар-жидкость, иногда называемую ступенью(-ями), и соответствующий ребойлер 50. В традиционной отпарной колонне 40 обогащенный растворитель, как правило, поступает к верхней части колонны, на вход 33, который располагается на уровне или ниже местоположения для возврата конденсированного газа-поглотителя 63 из обратного холодильника 60.
Используемые в настоящем документе и в отношении колонны термины «верхний» и «нижний» следует понимать как относящиеся друг к другу. Например, отбор или добавление потока из верхней части колонны означает, что отбор или добавление производится в более высоком положении (относительно земли, когда колонна работает), чем поток, отобранный или добавленный из нижней области той же колонны. Другими словами, термин «верхний» может, таким образом, относиться к верхней половине колонны, тогда как термин «нижний» может относиться к нижней половине колонны. Аналогично, при использовании термина «середина» следует понимать, что средняя часть колонны является промежуточной по отношению к верхней части и нижней части. Однако, если «верхний», «средний» и «нижний» используются в отношении колонны, не следует понимать, что по этим терминам такая колонна строго делится на трети.
В других вариантах реализации предшествующего уровня техники и настоящего изобретения отпарная колонна 40 может содержать столько секций контакта пар-жидкость, сколько требуется для обеспечения обедненного растворителя, например, от 1 до 20 секций или более (секции от 2 до 20 не показаны на фиг. 1), другими словами, отпарная колонна может содержать 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17 18, 19, 20 или более секций. Каждая секция контакта пар-жидкость может включать устройства массопереноса, такие как насадки или тарелки, для способствования десорбции загрязняющих веществ.
Используемый в настоящем документе в отношении секций для контакта пар-жидкость термин «часть секции» следует понимать как означающий, что в секции может быть место, в котором некоторая часть или участок секции находится над этим местом, а некоторая часть или участок секции находится ниже этого места.
В других режимах практики предшествующего уровня техники и настоящего изобретения первая часть стадии регенерации может включать множество отпарных блоков с, по меньшей мере, двумя секциями и/или блоками ребойлера, в которых осуществляется соответствующее действие регенерации. Несколько блоков могут быть одинаковыми или разными. В дополнение к отпарной колонне 40 можно использованть другие виды регенерационного оборудования для способствования регенерации обедненного растворителя, если это необходимо.
Как показано на фиг. 1, первый путь 32 используется для подачи обогащенного растворителя из теплообменника 31 в верхнюю часть, на первую секцию 41 или выше нее, отпарной колонны 40 на положение входа 33. Растворитель затем обрабатывают в отпарной колонне 40 путем введения в контакт растворителя с конденсируемым газом отгонки для нагревания растворителя. Как правило, растворимость растворенных загрязняющих веществ, таких как кислые газы, имеет тенденцию уменьшаться при повышении температуры растворителя. Таким образом, нагревание растворителя с конденсируемым газом отгонки в отпарной колонне 40 по мере того, как растворитель перемещается из верхней части колонны в нижнюю часть колонны, удаляет загрязняющие вещества с получением растворителя, который является более обедненным в отношении этих загрязняющих веществ.
Испаренные загрязняющие вещества выходят из верхней части отпарной колонны 40 по линии 49 с конденсируемым газом отгонки (например, паром) в качестве примеси загрязняющих веществ, пара, возможно, растворителя, возможно, остаточных углеводородов и/или кислого(-ых) газа(-ов). Примесь направляется в конденсатор 60. В конденсаторе 60 конденсируются растворитель, конденсированный газ отгонки (например, конденсированный водяной пар) и другие соединения, которые могут выходить из верхней части отпарной колонны 40 вместе с отогнанными загрязняющими веществами. Отогнанные загрязняющие вещества выводятся из конденсатора в линию 61 для дальнейшей переработки или утилизации по необходимости. По меньшей мере часть конденсированного газа отгонки, например, паров воды, и/или растворителя, и/или низкие концентрации углеводородов и/или остаточных уровней кислого(-ых) газа(-ов) и другие соединения, которые могли конденсироваться, возвращается по линии 62 к верхней части отпарной колонны 40 на уровне или выше того же места подачи обогащенного материала в месте возврата 63 и используется для удаления загрязняющих веществ из регенерируемого растворителя.
Растворитель, выходящий из нижней части отпарной колонны по линии 51, поступает в ребойлер 50, который соединен обратно с отпарной колонной возвратной линией 52, и снова входит в отпарную колонну в месте 53. Растворитель, циркулирующий через ребойлер 50, нагревается с образованием дополнительного пара, который подается обратно в отпарную колонну 40. Растворитель будет иметь увеличенное время пребывания в этих блоках 40 и 50 до тех пор, пока часть растворителя не выйдет из ребойлера 50 по линии 54 через теплообменник 31 и вернется в блок очистки 12.
Горячий растворитель, выходящий из ребойлера 50 через линию 54, нагревает растворитель, транспортируемый в отпарную колонну 40 по линии 30, в теплообменнике 31, тогда как относительно более холодный растворитель, подаваемый в отпарную колонну 40 по линии 31, охлаждает относительно горячий растворитель, выходящий из ребойлера 50 по линии 54. Дополнительный охлаждающий блок 56 может быть включен в линию 55 для дополнительного охлаждения обедненного растворителя до того, как растворитель будет введен в очистительный блок 12 через впуск 16.
Одной из целей способа по данному изобретению является повышение эффективности стадии регенерации, в частности, экономия энергии, необходимой для регенерации гибридного растворителя. В одном варианте реализации способа по данному изобретению на фиг. 2 это достигается за счет исключения стадии рециркуляции содержимого растворителя отгонки, т.е. потока воды, обратно в регенерационную колонну, предпочтительно в отпарную колонну 40. В способе по данному изобретению вода, которая конденсируется в конденсаторе 60, не вводится повторно в верхнюю часть отпарной колонны 40, как в традиционном способе обработки потоков текучих сред. Снижение содержания воды означает, что при той же температуре гибридный растворитель имеет более низкое общее давление паров, что приводит к более низкому общему давлению на стадии регенерации при фиксированной температуре. Это приведет к тому, что парциальное давление кислотного компонента будет дальше от его равновесного значения, и, следовательно, движущая сила для массопереноса (отгонки) будет больше. Однако, как правило, будет невозможно эксплуатировать регенератор при более низком давлении, поскольку это определяется расположенными далее по потоку установками. В этом случае давление можно поддерживать тем же, и, если нет ограничений по теплопередаче, температуру можно повысить. Это опять-таки выгодно для отгонки, поскольку при более высокой температуре кислый газ менее растворим.
Кроме того, сниженная доля воды в гибридном растворителе снижает прочность химической связи между гибридным растворителем и кислым газом, что снижает устойчивость поглощенных газов к отгонке
Для того, чтобы изобретение оказало значительное влияние на расход энергии, необходимой для регенерации гибридного растворителя, гибридный растворитель не должен содержать столько воды, чтобы его удаление из зоны регенерации существенно не изменило термодинамические и химические условия, возникающие там. Тем не менее, некоторое количество воды/пара должно оставаться в регенераторе, поскольку это необходимо для удаления кислых газов из регенератора. Кроме того, в гибридном растворителе должно присутствовать достаточное количество воды, чтобы значительная часть ее могла быть извлечена из регенератора без того, чтобы температура в нижней части регенератора стала нестабильной из-за чрезмерно низкого парциального давления оставшейся воды; средство от этого явления, однако, предлагается ниже.
Обращаясь теперь к фиг. 2, в системе обработки 10 по данному изобретению отогнанные загрязняющие вещества выходят из верхней части отпарной колонны 40 через линию 49 с конденсируемым газом отгонки (например, паром) в качестве примеси загрязняющих веществ (то есть низких концентраций углеводородов, кислого(-ых) газа(-ов), например, H2S, гибридного растворителя или их смесей). Примесь направляется в конденсатор 60. В конденсаторе 60 гибридный растворитель, конденсированный газ отгонки (например, конденсированный водяной пар) и другие соединения, которые могут выходить через верхнюю часть отпарной колонны 40 вместе с отогнанными загрязняющими веществами, конденсируются с образованием потока воды, содержащего воду и, возможно, низкие концентрации углеводородов, гибридного растворителя и/или кислого(-ых) газа(-ов). Неконденсированные отогнанные загрязняющие вещества выгружаются из конденсатора 60 в линию 61 для дальнейшей переработки или утилизации по необходимости.
В предпочтительном варианте реализации способа по данному изобретению никакое количество потока воды, содержащего конденсированный газ отгонки, например, водяной пар и/или растворитель, и других соединений, которые могли сконденсироваться в конденсаторе 60, не возвращается в отпарную колонну 40. Весь поток воды конденсированного газа отгонки или его часть выходит из конденсатора 60 по линии 62 и вводится в сепаратор 70. Примерами подходящих сепараторов 70 являются такие блоки, как, но без ограничения, теплообменник или испарительный резервуар. Остаточные газообразные компоненты, такие как кислый(-ые) газ(ы), например, H2S, и/или любые остаточные углеводороды, отделяются от воды и любого остаточного гибридного растворителя и выводятся из сепаратора по линии 71 для дальнейшей последующей обработки или утилизации по необходимости. Поток воды и/или растворителя выходит из сепаратора 70 по линии 72 и объединяется с потоком обедненного гибридного растворителя 55, выходящим из теплообменника 31. Объединенный поток 73 воды и растворителя может проходить через необязательный теплообменник 56 перед повторным вводом в разделительную колонну 20 в точке 16.
В другом варианте реализации способа по данному изобретению (не показан на фигурах) часть конденсированного газа отгонки, например, паров воды и/или растворителя, и других соединений, которые могли сконденсироваться в конденсаторе 60, возвращается в отпарную колонну 40, а оставшаяся часть конденсированного газа отгонки вводится в сепаратор 70 по линии 62.
Данное изобретение предусматривает установку и способ для обработки потока текучей среды, который (1) является более энергоэффективным и/или эффективным по затратам за счет снижения количества энергии, необходимой для получения потока обедненного растворителя из потока обогащенного растворителя, и (2) обеспечивает более высокий выход потока очищенной текучей среды.
Примеры
Моделирование отпарной колонны с модификацией подачи конденсатора.
Моделируются и сравниваются две различные системы. В Сравнительном примере A смоделирован традиционный способ обработки газа (например, как на фиг. 1). В Примере 1 смоделирован процесс обработки газа по данному изобретению (например, фиг. 2). Моделирования выполнены с использованием программного обеспечения AspenPlus. Методом свойств, используемым для жидких фаз, является модель NRTL электролита Чена и сотрудников, см. Song, Y., Chen, C.-C., 2009, Symmetric Electrolyte Nonrandom Two-Liquid Activity Coefficient Model, Ind. Eng. Chem. Res. 48, 7788–7797.doi:10.1021/ie9004578, Kraats, E.J. van de, Darton, R.C., 1984, Process For Regeneration Of Solvents In Hydrogen Sulfide Removal From Gases, и USP 4452763. Параметры модели разработаны на основе данных чистых компонентов и бинарных парожидкостных равновесий. Колонки абсорбции и регенерации моделируются с использованием модели AspenRateSep, которая является моделью колонны на основе расхода. Основная абсорбционная колонна имеет 28 клапанных тарелок и работает при 6920 кПа. Регенерационная колонна имеет 20 клапанных тарелок и работает при 175 кПа. Температура сопряженного блока конденсации (60 на фиг. 1 и фиг. 2) установлена на 49°C. Обогащенный растворитель подается в верхнюю тарелку блока регенерации при температуре 365 К. В случае настоящего изобретения (фиг. 2) сепаратор 71 моделируется в AspenPlus блоком сепараторов, который удаляет все загрязняющие кислые газы из потока конденсированной воды 70 в поток пара 71 и образует поток очищенной воды 72, который затем объединяется с потоком обедненного растворителя 55.
Условия процесса и состав подаваемого газа приведены в таблице 1.
Таблица 1
| УСЛОВИЯ | ||
| Расход | кмоль/с | 1,29 |
| Температура | К | 305 |
| Давление | кПа | 6920 |
| СОСТАВ | ||
| Вода | Мольная доля | 0,0008 |
| CO2 | Мольная доля | 0,0555 |
| H2S | Мольная доля | 0,0393 |
| Метан | Мольная доля | 0,8213 |
| Этан | Мольная доля | 0,0527 |
| Пропан | Мольная доля | 0,0208 |
| Бутан | Мольная доля | 0,0093 |
| Метилмеркаптан | ч/млн.об. | 119 |
| Этилмеркаптан | ч/млн.об. | 85 |
| Пропилмеркаптан | ч/млн.об. | 27 |
| н-Бутилмеркаптан | ч/млн.об. | 25 |
Условия процесса и состав обедненного гибридного растворителя показаны в таблице 2. В таблице 2 «MDEA» означает метилдиэтаноламин, «MTG» означает метокситригликоль, а «Загрузка» для данного вида кислого газа определяется как отношение количества молей этого вида в растворе к количеству молей алканоламина в растворе. «MTG» означает метокситригликоль.
В таблице 3 «удаление меркаптана» определяется как молярный процент меркаптанов из потока исходного газа, которые не извлечены в потоке очищенного газа. В Сравнительном примере A и Примере 1 это различие между потоком очищенного газа 23 и потоком исходного газа 21 на фиг. 1 и фиг. 2 соответственно.
Таблица 2
| УСЛОВИЯ | ||
| Расход | кмоль/с | 1,22 |
| Температура | К | 318 |
| Давление | кПа | 6950 |
| СОСТАВ | ||
| Вода | Массовая доля | 0,6846 |
| MDEA | Массовая доля | 0,1892 |
| MTG | Массовая доля | 0,1261 |
| CO2 | Загрузка | 0,0000 |
| H2S | Загрузка | 0,0002 |
В случаях Сравнительного примера A и Примера 1 способы предназначены для селективного удаления серы, и поэтому желательно максимизировать проскок CO2, при этом удаляя как можно большее количество серосодержащих соединений. В случае Сравнительного примера A и Примера 1 «Газообразный продукт» относится к потоку очищенного газа 23 на фиг. 1 и фиг. 2 соответственно.
Как показано в таблице 3, моделирование по данному изобретению, Пример 1, работало значительно лучше, чем традиционное моделирование, Сравнительный пример А. Наблюдается снижение на 22% количества энергии, необходимого ребойлеру для достижения той же загрузки обедненного IS, и снижение общей тепловой нагрузки на 24% при незначительном уменьшении удаления меркаптана.
Таблица 3
| Сравн. Пр. | Пример 1 | ||
| Полное удаление меркаптана | % мол. | 89 | 86 |
| Проскок CO2 | % мол. | 36 | 38 |
| Концентрация CO2 в газообразном продукте | % мол. | 2,2 | 2,3 |
| Концентрация H2S в газообразном продукте | ч/млн.об. | 8,4 | 10,1 |
| Общая концентрация меркаптанов в газообразном продукте | ч/млн.об. | 29 | 36 |
| Тепловая нагрузка ребойлера | ГДж/ч | 45 | 35 |
| Общая тепловая нагрузка | ГДж/ч | 85 | 65 |
1. Способ обработки потока углеводородной текучей среды, содержащей кислые газы, такие как диоксид углерода (CO2), сероводород (H2S), диоксид серы (SO2), сероуглерод (CS2), карбонилсульфид (COS) и/или меркаптаны, включающий стадии:
i) абсорбции указанных кислых газов из потока углеводородной текучей среды в установке очистки путем приведения в контакт в противотоке потока текучей среды с обедненным гибридным растворителем, содержащим химический растворитель, физический растворитель и воду, с получением потока очищенной углеводородной текучей среды и обогащенного гибридного растворителя, содержащего гибридный растворитель, углеводороды и кислый(-ые) газ(ы), причем гибридный растворитель содержит от 5 до 40 массовых процентов воды в расчете на общую массу гибридного растворителя, где физический растворитель представляет собой диметиловый эфир полиэтиленгликоля; пропиленкарбонат; N-метил-2-пирролидон; метанол; N-ацетилморфолин; N-формилморфолин; 1,3-диметил-3,4,5,6-тетрагидро-2(1H)-пиримидинон; метокситригликоль; глицерин; сульфолан; этиленгликоль или их смеси, а химический растворитель представляет собой моноэтаноламин, метилэтаноламин, моноизопропаноламин, диизопропаноламин, 2-гидроксиэтилпиперазин, пиперазин, 1-метилпиперазин, 2-метилпиперазин, 2-(2-аминоэтокси)этанол; 2-(2-трет-бутиламино)пропоксиэтанол, 2-2-трет-бутиламино)этоксиэтанол, 2-(2-зопропиламино)пропоксиэтанол, трет-амиламиноэтоксиэтанол, (1-метил-2-этилпропиламино)этоксиэтанол; трис(2-гидроксиэтил)амин (триэтаноламин, TEA); трис(2-гидроксипропил)амин (триизопропанол); трибутаноламин; бис(2-гидроксиэтил)метиламин (метилдиэтаноламин, MDEA); 2-диэтиламиноэтанол (диэтилэтаноламин, DEEA); 2- диметиламиноэтанол (диметилэтаноламин, DMEA); 3-диметиламино-1-пропанол; 3-диэтиламино-1-пропанол; 2-диизопропиламиноэтанол (DIEA); N,N'-бис(2-гидроксипропил)метиламин (метилдиизопропаноламин, MDIPA); N,N'бис(2-гидроксиэтил) пиперазин (дигидроксиэтилпиперазин, DiHEP); диэтаноламин (DEA); 2-(трет-бутиламино)этанол; 2-(трет-бутиламиноэтокси)этанол; 1-амино-2-метилпропан-2-ол; 2-амино-2-метил-1-пропанол (AMP), 2- (2-аминоэтокси)этанол и их смеси;
ii) подачи обогащенного гибридного растворителя в разделительный блок для отделения углеводородов от обогащенного гибридного растворителя с получением потока углеводородов и потока обогащенного гибридного растворителя, содержащего кислый(-ые) газ(ы) с низким содержанием углеводородов;
iii) подачи потока обогащенного гибридного растворителя, содержащего кислый(-ые) газ(ы), с низким содержанием углеводородов, в регенерирующий блок с получением потока газа, содержащего кислый(-ые) газ(ы), водяной пар и остаточный гибридный растворитель, и потока регенерированного обедненного гибридного растворителя;
iv) конденсации потока газа с получением потока кислого газа и потока воды, содержащего остаточные кислые газы и гибридный растворитель;
v) подачи всего потока воды или его части в сепаратор для отделения остаточного(-ых) кислого(-ых) газа(-ов) с получением потока воды с остаточным гибридным растворителем;
vi) объединения потока воды с остаточным гибридным растворителем и потока регенерированного обедненного гибридного растворителя;
и
vii) введения объединенного потока воды с остаточным гибридным растворителем и потока регенерированного обедненного гибридного растворителя в блок очистки,
при этом никакая часть указанного потока воды, полученного на стадии iv), не вводится обратно в блок регенерации.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что поток текучей среды получен из природного газа и представляет собой газ, жидкость или их смеси.
