Способ удаления содержащегося в природном газе сульфида водорода

(51) 01 53/14 (2006.01) КОМИТЕТ ПО ПРАВАМ ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНОЙ СОБСТВЕННОСТИ МИНИСТЕРСТВА ЮСТИЦИИ РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ К ПАТЕНТУ Способ удаления содержащегося в природном газе сульфида водорода, включающий а) абсорбирование содержащегося в природном газе сульфида водорода посредством прямогонной нафты в адсорбирующем устройстве при молярном отношении прямогонная нафта/Н 2 интервале от 0,85 до 1,5 б) извлечение абсорбированного прямогонной нафтой сульфида водорода в виде продукта головной фракции дистилляционной колонны, работающей с орошением при температуре в интервале от -5 до -20 С,в) подача прямогонной нафты, выгружаемой в виде нижнего погона дистилляционной колонны,рециклом на операцию (а) абсорбции,г) введение сульфида водорода обратно в продуктивное месторождение природного газа при температуре и давлении, соответствующим условиям головной части дистилляционной колонны.(54) СПОСОБ УДАЛЕНИЯ СОДЕРЖАЩЕГОСЯ В ПРИРОДНОМ ГАЗЕ СУЛЬФИДА ВОДОРОДА(57) Изобретение относится к способу удаления содержащегося в природном газе сульфида водорода. 17732 Данное изобретение относится к способу удаления содержащегося в природном газе сульфида водорода. Более конкретно, данное изобретение относится к способу снижения содержащегося в природном газе сульфида водорода до концентрации ниже 1 моль. Известно, что в настоящее время природный газ превратился в источник тепловой энергии и является одной из основных альтернатив традиционным ископаемым топливам, в частности горючим нефтяной природы, которые, как полагают, являются основной причиной парникового эффекта, который оказывает влияние на климат Земли. Природный газ, поступающий из продуктивных месторождений, состоит главным образом из метана, кроме того, в дополнение к значительным следам высших углеводородов С 2-С 7 он содержит переменные количества инертных или загрязняющих газов, например, диоксида углерода или Н 2, которые следует устранять или уменьшать их количество для соответствия техническим условиям по использованию. Указанные технические условия включают соответствие индексу Воббе ( ), т.е. параметру, определяемому отношением теплотворной способности (высшей или низшей) к плотности газа относительно воздуха, а также содержанием 2,которое должно быть равно практически нулю. Способы удаления из природного газа инертных или загрязняющих газов, в частности азота или сульфида водорода, известны из технической литературы. Однако, большинство таких методик по существу основано на криогенном способе удаления, как в случае азота, или на удалении абсорбцией при помощи алкиламинов, как в случае с сульфидом водорода, что в целом является действенным, но неэкономичным. В частности, существуют месторождения газа, где концентрация сульфида водорода настолько высока, что эксплуатация таких месторождений не целесообразна с экономической точки зрения из-за высокой стоимости отделения и обработки загрязняющего продукта (2). Особенно важной является операция обработки сульфида водорода, который после отделения превращается в элементарную серу, что влечет за собой проблемы удаления отходов. Как обнаружено заявителем, способ удаления сульфида водорода из природного газа, позволяющий извлекать загрязняющий продукт при давлении по существу равном давлению добычи природного газа, позволяет, таким образом, вводить такой загрязняющий продукт обратно в продуктивное месторождение. В этом случае полностью исчезают все проблемы, связанные с превращением сульфида водорода в серу и с утилизацией последней. Целью данного изобретения, таким образом, является способ удаления содержащегося в природном газе сульфида водорода, включающий а) абсорбирование содержащегося в природном газе сульфида водорода посредством прямогонной нафты, состоящей по существу из С 5-С 8 парафинов,2 в адсорбирующем устройстве при молярном отношении прямогонная нафта/Н 2 от 0,85 до 1,5 б) извлечение абсорбированного прямогонной нафтой сульфида водорода в виде продукта головной фракции дистилляционной колонны, работающей с орошением при температуре в интервале от -5 до -20 С,в) подача прямогонной нафты, выгружаемой в виде нижнего погона дистилляционной колонны,рециклом на операцию (а) абсорбции,г) введение сульфида водорода обратно в продуктивное месторождение природного газа при температуре и давлении, соответствующим условиям головной части дистилляционной колонны. Природный газ, подаваемый на операцию абсорбции, обычно предварительно обрабатывают для устранения или понижения содержания высших углеводородов и прочих газов, таких как, например,возможно присутствующий диоксид углерода. Операции предварительной обработки включают подачу газа на установку фильтрования и нагрева. СО 2 и любые возможные следы влаги можно удалить при пропускании через мембрану. Более детальную информацию, касающуюся пропускания через мембрану, можно найти вМе/Полимерные газоотделительные мембраны , ,, 1993. Операцию абсорбирования предпочтительно выполняют на тарельчатой колонне или на насадочной колонне, подавая природный газ со дна и прямогонную нафту с головной части. Термин прямогонная нафта/ ,используемый в описании и в формуле изобретения,относится к нефтяному погону, по существу состоящему из смеси углеводородов, жидких при комнатной температуре, причем число атомов углерода в каждом компоненте составляет в основном от 5 до 8, а средняя температура кипения находится между приблизительно 35 С у пентана и приблизительно 125 С у октана. Абсорбцию проводят в основном при комнатной температуре и при давлении, равном давлению добычи природного газа, на тарельчатых колоннах или на насадочных колоннах, где насадка расположена предпочтительно случайным образом. Газообразный поток, состоящий из природного газа, где концентрация Н 2 составляет менее 1 моль, обычно от 0,1 до 0,8 , выгружают из головной части колонны, а абсорбирующую текучую среду, содержащую сульфид водорода, собирают на дне. Поскольку выгружаемый из головной части абсорбционной колонны природный газ находится при давлении по существу равном давлению в пластовом резервуаре, его можно подавать непосредственно в распределительную сеть после осуществления второй очистительной обработки аминами, чтобы привести концентрацию 2 практически к нулю. Так как концентрация 2 низка, вторую очистительную обработку можно осуществлять традиционными системами абсорбции - алкиламинами. 17732 Прямогонную нафту, содержащую сульфид водорода, обрабатывают в дистилляционной колонне,работающей при давлении, равном, или немного более высоком, чем давление абсорбционной колонны. Температура в головной части дистилляционной колонны такова, чтобы гарантировать жидкое состояние сульфида водорода при рабочем давлении. Эта температура обычно находится в интервале от -5 до -20 С, предпочтительно от -9 до -15 С. Прямогонную нафту, по существу не содержащую сульфида водорода, собирают на дне дистилляционной колонны и подают рециклом на абсорбционную колонну, а сульфид водорода в жидком состоянии извлекают из головной части колонны,причем, поскольку он находится по существу под тем же давлением, что и в продуктивном пласте, его можно легко перенаправить туда. Способ удаления содержащегося в природном газе сульфида водорода, являющийся целью данного изобретения, можно понять лучше, обращаясь к чертежу, приведенному на фигуре, где, с иллюстративной, а не ограничительной целью показано воплощение изобретения. Содержащийся в природном газе 2 (1), поступающий из продуктивного месторождения, подают на дно абсорбционной колонны 1. Прямогонную нафту подают в головную часть колонны 1 через питающий трубопровод (2). Обычно прямогонная нафта поступает рециклом (3). Газообразный поток (4), по существу состоящий из природного газа, в котором содержится менее 1 моль. Н 2 извлекают из головной части колонны 1. Очищенный таким образом газ нельзя подавать непосредственно в распределительную сеть,поэтому его очищают аминами до тех пор, пока содержание Н 2 не станет ниже 4 частей на млн.(рр). Жидкость, собирающуюся на дне экстрактора 1 и состоящую в основном из прямогонной нафты и абсорбированного сульфида водорода, подают по трубопроводу (5) в теплообменник Е 2 для предварительного подогрева и затем направляют на дистилляционную колонну 2, которая работает с ребойлером Е 3, расположенным на дне колонны. Поток (6) паров, состоящий по существу из Н 2,выгружают из головной части колонны 2. Поток паров дегидратируют, охлаждают и конденсируют в теплообменнике Е 4 извлечения, который является частью цикла РК 1 охлаждения, и затем отправляют на сепаратор . Жидкость, собирающуюся на дне сепаратораизвлекают посредством насоса Р 1 и направляют тем же самым насосом по трубопроводу (8) в пластовый резервуар, а частично рециклом подают в виде флегмы (7) в 2. Прямогонную нафту (3) извлекают со дна колонны 2, охлаждают вначале в воздушном теплообменнике Е 1, а затем в теплообменнике Е 2 и закачивают в головную часть абсорбционной колонны 1 посредством Р 2. Аналогичным образом неконденсирующиеся пары (9), выходящие из , подают(10) на абсорбционную колонну 1 посредством компрессора К. Экспериментальное исследование, выполняемое согласно схеме, приведенной на прилагаемом чертеже, описано далее с иллюстративной, а не ограничительной, целью. Используют природный газ, поступающий при давлении 60 бар и имеющий следующий состав, моль. 1 2 2 60000 ст.м 3/день (3/) этого газообразного потока подают на дно абсорбционной насадочной колонны 1, работающей приблизительно при 60 бар и температуре в головной части 20 С, и температуре 20 С на дне. Прямогонную нафту (2) подают (2) рециклом в головную часть колонны при температуре 20-25 С и при давлении приблизительно 62 бар, при содержании приблизительно 1 моль сульфида водорода. В качестве прямогонной нафты применяют смесь, по существу состоящую из 5-8 углеводородов со с редней температурой кипения приблизительно 95 С. Поток (4) приблизительно 51000 ст.м 3/день, состоящий из природного газа,содержащего приблизительно 1 моль Н 2, извлекают из головной части абсорбционной колонны 1. Жидкий поток (5), состоящий из прямогонной нафты, содержащей 2, выгружают со дна колонны 1. Этот поток вначале подогревают до 120 С в Е 2 и затем направляют на дистилляционную колонну 2, температура в головной части которой составляет -15 С, а температура на дне - приблизительно 220 С. Газообразный поток, извлекаемый из головной части колонны 2, состоит в основном из паров сульфида водорода, которые конденсируют приблизительно при - 15 С в Е 4 и собирают в . 1000 ст.м 3/день сжиженного 2 возвращают (7) обратно в головную часть 2, а 10 000 ст.м 3/день сжиженного 2 направляют (8) обратно в продуктивный пластовый резервуар. 100 ст.м 3/день прямогонной нафты (3) извлекают со дна колонны 2, охлаждают до 20-25 С и затем закачивают (2) в адсорбционную колонну. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Способ удаления содержащегося в природном газе сульфида водорода, включающий) абсорбирование содержащегося в природном газе сульфида водорода посредством прямогонной нафты, состоящей по существу из С 5-8 парафинов,в адсорбирующем устройстве при молярном отношении прямогонная нафта/Н 2 от 0,85 до 1,5) извлечение абсорбированного прямогонной нафтой сульфида водорода в виде продукта головной фракции дистилляционной колонны, работающей с орошением при температуре в интервале от -5 до - 20 С 3) подача прямогонной нафты, выгружаемой в виде нижнего погона дистилляционной колонны,рециклом на операцию (а) абсорбции) введение сульфида водорода обратно в продуктивное месторождение природного газа при температуре и давлении, соответствующим условиям головной части дистилляционной колонны. 2. Способ по п. 1, в котором природный газ предварительно обрабатывают для удаления диоксида углерода. 3. Способ по пп. 1 или 2, в котором операцию абсорбции осуществляют на насадочной колонне. 4. Способ по любому из пп. 1-3, в котором операцию абсорбции осуществляют при комнатной температуре. 5. Способ по любому из пп. 1-4, в котором температура головной части дистилляционной колонны составляет от -9 до -15 С.