Procedimiento de tratamiento de gas natural EE.UU. 4548620 ALa descripción se refiere a un procedimiento para el tratamiento de gas natural agrio poniendo en contacto el gas después de que salga un absorbedor con el disolvente regenerado que permite reducciones sustanciales de

coste de capital, el coste de funcionamiento, el consumo de energía, y se establece una reducción de los contaminantes emitidos a la atmósfera.

DESCRIPCIÓN

ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN

Esta invención se refiere a la separación de constituyentes ácidos tales como dióxido de carbono, sulfuro de hidrógeno y otros compuestos de azufre a partir de gas natural. "Edulcorantes", como se denomina, se realiza normalmente por un proceso de absorción, con o sin reacción química, el uso de soluciones de reactivos químicos o físicos, o combinaciones de ambos tipos de reactivos.Procesos más conocidos son regenerativa en la naturaleza y se basan en el principio de absorción-extracción.

Más específicamente, el tratamiento de gas natural o "endulzante" se lleva a cabo generalmente poniendo en contacto la corriente de gas natural agrio que puede contener cantidades variables de dióxido de carbono, sulfuro de hidrógeno y otros compuestos de azufre, con cualquiera de una variedad de reactivos físicos o químicos disolvente conocido, o una combinación de ambos, en un absorbedor. El disolvente reacciona químicamente y / o absorbe fracciones de ácidos en el gas natural, amargo que producen una corriente de gas natural comercializable. El disolvente se regenera generalmente mediante el parpadeo del gas ácido de la misma por reducción de la presión y / o calentar el disolvente a su punto de ebullición en una columna stripper. El disolvente recuperado del sistema de regeneración se enfría y se recircula de nuevo a la columna de absorción.

Es de notar que la absorción de moléculas de ácido por cualquiera de los reactivos físicos o disolventes químicos es exotérmica en la naturaleza y, en consecuencia, la temperatura del sistema aumenta. Como la temperatura del sistema aumenta la velocidad de reacción disminuye, acercándose a una condición de equilibrio. A una

temperatura dada para cada sistema de la reacción se detiene y se inicia la regeneración. Por otra parte, cuando la reacción se ralentiza edulcorante, compuestos de ácidos que no han reaccionado pueden contaminar el sistema.

Otro problema reconocido es que la denudación de gas ácido a partir del disolvente en el separador regeneración del disolvente es rara vez completo y los componentes ácidos residuales veces atar tanto como 20% del disolvente reactivo, reducir seriamente su eficacia y / o que requieren la circulación superior disolvente las tasas para lograr el resultado deseado. Por lo tanto, el consumo de energía para el funcionamiento de una unidad de endulzamiento de gas es generalmente proporcional a la velocidad de circulación de disolvente.

En los sistemas de gas natural que contienen tanto el dióxido de carbono y sulfuro de hidrógeno es generalmente importante que la cantidad de sulfuro de hidrógeno sin reaccionar se limitará a un máximo de 4 ppm (partes por millón) en la corriente tratada mientras que el contenido permisible de dióxido de carbono pueden comúnmente alcanzan 2000 a 30.000 ppm en el sistema. Por lo tanto, con el fin de desnudar el disolvente a un punto en el que esencialmente todo el sulfuro de hidrógeno se absorbe, las cantidades excesivas de dióxido de carbono deben ser primero reaccionaron y luego regenerada para asegurar que esencialmente todo el sulfuro de hidrógeno se eliminan de la corriente tratada .

En las reacciones exotérmicas más un aumento de la temperatura es perjudicial para la reacción. Las elevaciones en la temperatura de hasta 30 ° a 40 ° F. son comunes en el absorbedor en particular en sistemas que contienen cantidades considerables de componentes ácidos. Tales aumentos de temperatura en el sistema agria aumentan la velocidad de corrosión. Además, la cantidad de

energía requerida para regenerar el reactivo se eleva significativamente a medida que aumenta el grado de regeneración. Para superar el potencial efecto negativo de la más alta temperatura del sistema cantidades excesivas de reactivo son comúnmente circular.

RESUMEN DE LA INVENCIÓNCon el fin de minimizar los costos de equipos, costes de bombeo, el consumo de energía de regeneración, e inhibir los productos de corrosión, el proceso de la presente invención utiliza una trayectoria de flujo modificado en comparación con los procesos de edulcorantes de gas natural actualmente conocidos. Mediante la introducción de disolvente regenerado a la corriente de gas natural parcialmente edulcorante en un punto aguas arriba del absorbedor, una reacción exotérmica inmediata o absorción secundaria comienza entre cualesquiera moléculas de ácido no absorbidos y el disolvente. Las dos corrientes se mezclan, comingled y alimentados a un refrigerador para eliminar el calor latente, calor sensible, el calor de la reacción y el calor de la absorción. En consecuencia, la temperatura de contacto final entre el gas natural y disolvente es relativamente baja. El medio de refrigeración puede ser aire, agua, refrigerante u otros fluidos.

Después de cualquiera de los componentes de ácido no absorbidos del gas natural y el disolvente han reaccionado y se enfrían, la mezcla fluye desde el enfriador a un separador donde el gas endulzado se separa del disolvente parcialmente sucio. El gas natural azucarado se distribuye entonces a un uso final y el disolvente se bombea de nuevo al absorbedor para la absorción inicial de los componentes de ácido del gas natural de alimentación de material en bruto o agrio.Puesto que la temperatura en el absorbedor se reduce sustancialmente para cualquier cantidad específica dada y la calidad de componentes ácidos del gas de disolventes y naturales, por el procedimiento de la presente invención, se requiere menos disolvente para lograr el mismo grado de tratamiento en comparación con los sistemas de tratamiento conocidos.Simulaciones modelo de ordenador de la presente invención indican que la velocidad de circulación

de disolvente puede reducirse sustancialmente y la energía de calor de regeneración reducción de 20%, donde la cantidad de dióxido de carbono en la corriente de gas natural es el factor de control. En el mismo sistema en el que la eliminación de sulfuro de hidrógeno es el factor de control, el requisito de calor de regeneración se reduce a 50% de los sistemas convencionales.

BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS

FIG. 1 es un diagrama de flujo esquemático del sistema de tratamiento de gas natural de la presente invención, en el que el límite de porcentaje de dióxido de carbono en el gas natural tratado es el factor de control.

FIG. 2 es una vista, similar a la figura. 1, en el que el límite de porcentaje sulfuro de hidrógeno es el factor de control.

Descripción detallada de la realización preferida de la invenciónComo se ve mejor en la figura. 2 de los dibujos, un procedimiento para eliminar contaminantes ácidos, tales como dióxido de carbono, sulfuro de hidrógeno y otros compuestos de azufre a partir de gas natural en bruto o agrio denominado "edulcorante" comprende las etapas de introducir gas natural agrio material de alimentación a un separador de entrada 10. A partir de entonces, dióxido de carbono y sulfuro de hidrógeno se eliminan del flujo de gas ácido poniendo en contacto inicialmente la corriente, a una temperatura de 115 ° F. y la presión de 915 PSIA, con un producto químico conocido o disolvente físico, o una mezcla de disolventes químicos y físicos, en un absorbedor de contracorriente de varias etapas 12. La corriente de gas natural tratado inicialmente sale de la parte superior del absorbedor 12 a través de un conducto 14 a una temperatura de 135 ° F. y el disolvente ensuciado sale de la parte inferior del absorbedor 12 a través de un conducto 16 a una temperatura de 156 ° F.

El disolvente líquido ensuciado se introduce a continuación en una presión relativamente baja de 85 PSIA a un tanque de evaporación instantánea 18, el vapor brilló se elimina del sistema. El

resultante se desgasifica pero falló con elevado disolvente se llevó a cabo desde el tanque de evaporación instantánea 18 a una temperatura de 155 ° C a un intercambiador de calor 20, donde su temperatura se eleva de 155 ° a 220 ° F. F.

El disolvente ensuciado se lleva a cabo desde el intercambiador de calor 20 a una columna de separación de regeneración de disolvente 22 en el que el dióxido de carbono y sulfuro de hidrógeno se eliminan. Una corriente de dióxido de carbono y gas rico en sulfuro de hidrógeno se lleva a cabo a partir de la columna de destilación 22 a una temperatura de 182 ° F. a un condensador 24, en el que la temperatura de la corriente se reduce a 120 ° F., de allí a un separador 26. El ácido resultante gas a 120 ° F. Después se incinera, dirigida a una planta de producción de azufre, o utilizado como material de alimentación a otras unidades químicas. El condensado del separador 26, a 20 PSIA, se lleva a cabo a una bomba 28 de allí a la parte superior de la columna de destilación 22.

Disolvente pelado a 254 ° F. se retira de la parte inferior del separador 22 y se presuriza mediante una bomba 30 a 27 PSIA para su entrega al intercambiador de calentador 20, de allí a un enfriador de disolvente 32 a una temperatura de 184 ° F.

De acuerdo con una característica de la presente invención, se enfrió disolvente desde el enfriador 32 a 120 ° F. es presurizado por una bomba 34 para su introducción en el conducto 14 que contiene la corriente de gas natural tratado inicialmente que emana de la parte superior del absorbedor 12. Cualquier componentes ácidos residuales en la corriente de gas natural tratado inicialmente se absorben, más "endulzar" la corriente de gas resultante.

La corriente de gas natural mixta y parcialmente obstruidas corriente de disolvente, a una temperatura de 135 ° F., se hacen pasar a través de un enfriador 36 bajar aún más la temperatura a 114,6 ° F. a una presión de 910 PSIA facilitar aún más la reducción del dióxido de carbono e

hidrógeno contenido de sulfuro en la resultante tratada de gas natural que sale del sistema.

El gas natural totalmente "endulzada" se descarga desde el separador de salida 38, mientras que el disolvente parcialmente ensuciada se lleva a cabo a la parte superior del absorbedor 12 para el tratamiento inicial de las moléculas de ácido en la corriente de gas natural.

Como se ve en la figura. 2, el sistema edulcorante está sintonizado para operar en un modo en el que el límite de porcentaje de sulfuro de hidrógeno es el factor de control.

El uso del proceso de endulzamiento de dos etapas anteriormente mencionado maximiza la eficiencia del sistema en la eliminación de los contaminantes de la corriente de gas natural. El dióxido de carbono, sulfuro de hidrógeno y otros compuestos de azufre que quedan en el disolvente se separa dejando el disolvente regeneración de la columna 22 se puede aumentar y / o la velocidad de circulación de disolvente pueden reducirse mientras se mantiene la misma cantidad o menos de contaminante dióxido de carbono y / o reducción de la cantidad de sulfuro de hidrógeno en la corriente de gas natural tratado. Cualquier aumento de contaminantes en el disolvente no requiere un aumento proporcional de reflujo del disolvente en el separador regenerar lo que reduce la cantidad de energía necesaria para pelar el disolvente. El requisito de reflujo y separador inferior reduce los gastos de capital para equipos y materiales.

Se consigue un alto grado de selectividad en la eliminación de sulfuro de hidrógeno a partir de la materia prima de alimentación de gas natural permitiendo al mismo tiempo cantidades relativamente altas de dióxido de carbono en el gas natural tratado. Por otra parte, mientras que la tasa de circulación de disolvente puede ser reducida, se evidencia una reducción en el requerimiento de energía de reflujo y la energía requerida para el bombeo de disolvente y extracción. Una reducción en el tamaño del equipo y los materiales usados hasta ahora

también es posible, manteniendo las mismas o menores cantidades de sulfuro de hidrógeno en el gas natural tratado. La eliminación selectiva de la cantidad de sulfuro de hidrógeno de la corriente de alimentación agria requiere menos energía para la incineración de la corriente de gas ácido que sale del separador de regeneración del disolvente 22 y el separador 26. La reducción general de la temperatura del sistema permite mayores cargas de moléculas de ácido en el disolvente y permisos mayores concentraciones de disolventes despojados sin aumentar los efectos de la corrosión, reduciendo así el maquillaje agua requerida. El consumo de energía de las bombas de circulación de disolvente también se reduce.

Las siguientes Tablas I, II y III reflexionar, respectivamente, los parámetros de funcionamiento, un sistema de la técnica anterior, un sistema de la presente invención en el que el límite de porcentaje de dióxido de carbono en el gas tratado está controlando, y un sistema de la presente invención donde el límite porcentual sulfuro de hidrógeno en el gas tratado está controlando.

TABLA I

Solvente circulante: 400 Galones/min Calefacción minuto necesarias: Stripper Reboiler trabajo = 24.03 MMBTU / Hr.

Resumen de flujos.Corriente

MDEA NITROGEN H2S CO2 AGUA METANO ETANO

A 494.07 0.66 548.82 12.82 5547.57 5.28B 867.22 0.25 0.82 455.61 5695.99 5.28 0.01C 862.22 0.01 0.81 449.07 5695.33 0.23D 862.22 0.17 5.28 5703.52E 493.82 0.01 98.52 20.35 5542.29 5.27F 0.24 0.01 6.54 0.66 5.04 0.01G 0.01 0.64 443.76 41.86 0.23

Solvente circulante: 388 Galones/min Calefacción minuto necesarias: Stripper Reboiler trabajo = 24.04 MMBTU / Hr.

Solvente circulante: 220 Galones/min Calefacción minuto necesarias: Stripper Reboiler trabajo = 12.43 MMBTU / H

REIVINDICACIONES1. Un proceso para la eliminación de contaminantes ácidos tales como dióxido de carbono, sulfuro de hidrógeno y otros compuestos de azufre a partir de materia prima de gas agrio al efecto edulcorante del mismo que comprende los pasos de

la eliminación de dióxido de carbono y sulfuro de hidrógeno de la corriente de gas agrio poniéndose en contacto dicha corriente en una primera etapa con un disolvente químico a base de amina en un absorbedor, regenerar el disolvente mediante la eliminación del dióxido de carbono y sulfuro de

TABLA III

TABLA II

Resumen de flujos.Corriente

MDEA NITROGEN H2S CO2 AGUA METANO ETANO

A 494.07 0.66 548.82 12.82 5547.57 5.28B 836.05 0.26 0.89 458.78 5534.77 5.27 0.01C 836.05 0.01 0.88 454.72 5534.38 0.30D 836.05 0.23 6.73 5530.35E 493.81 0.01 96.76 8.40 5542.29 5.27F 0.25 0.01 4.06 0.39 4.97 0.01G 0.01 0.65 448 42.26 0.30

Resumen de flujos.Corrient

eMDEA NITROGEN H2S CO2 AGUA METANO ETANO

A 494.07 0.66 548.82 12.82 5547.57 5.28B 474.15 0.15 0.83 583.42 3140.74 3.11C 474.15 0.01 0.83 281.49 3140.74 0.19D 474.15 0.18 3.24 3136.44E 493.92 0.01 268.65 8.52 5544.46 5.28F 0.14 0.01 1.94 0.15 2.92G 0.01 0.64 278.23 26.27 0.19

hidrógeno de éstos en una columna de separación de re-ebullición, introducir el disolvente regenerado bajo presión para una corriente de gas parcialmente endulzado que emana del absorbedor en una segunda etapa aguas arriba de dicho absorbedor, enfriar el mezclado gas parcialmente azucarada y corriente de disolvente suficientemente de modo que la tasa global resultante de recogida de dióxido de carbono es sustancialmente constante o rebajado, mientras que la tasa de sulfuro de hidrógeno de recogida se mantiene constante o aumenta de ese modo para efectuar una reducción de los requerimientos de energía en dicho separador columna, separar el disolvente parcialmente ensuciada de la corriente de gas totalmente edulcorada en un separador de salida, retirar el gas totalmente edulcorada a partir de dicho separador, y introduciendo el disolvente parcialmente ensuciada al absorbedor por ponerse en contacto con la materia prima de gas amargo.