Очистка газов растворами гликолей.

При добыче сернистых газов в ряде случаев возникает необходимость их очистки ра­створами гликолей, например при отсутствии на промыслах бессернистого газа для топливной сети или других технологи­ческих целей. Подача на такие месторождения бессернистого газа из других месторождений связана со строительством от­дельного газопровода, что требует большие капиталовложения.

Потребность в очистке газов от сероводорода может воз­никнуть также при эксплуатации месторождений с высоким содержанием H₂S и СО₂ в режиме с поддержанием пластового давления за счет закачки газа в пласт, когда не требуется очистка газа от сернистых соединений до требований отрасле­вого стандарта ОСТ 51.40—83.

Применение ди- или триэтиленгликоля в этих случаях упрощает технологическую схему установки, так как для осуш­ки и очистки газа используется, один реагент. Кроме того, основное количество поглощенных компонентов выделяется из гликоля за счет дегазации, без применения тепла, что обуслов­ливает низкие эксплуатационные расходы на подготовку газа.

Исследования равновесия в системе гликоли — сероводородсодержащие природные газы, проведенные во ВНИИГАЗ, позволили разработать и внедрить процесс очистки газа от H₂S водным раствором ДЭГ.

Большой практический интерес представляет технологиче­ская схема (рис.4), исключающая выброс в атмосферу кис­лых газов. Установка, работающая по такой схеме спроектиро­вана для газоконденсатного месторождения Саман-Тепе. Основ­ным отличием этой схемы от схем обычных установок осушки газа является наличие в ней двух дополнительных колонн: для очистки части газа от H₂S и для выделения H₂S из раствора ДЭГ при высоких давлениях.

Основной поток сырьевого газа с температурой 20—40⁰С и давлением 7,5—8 МПа поступает в абсорбер К-1 для осушки. Часть сырьевого газа подается в колонну К-2 для тонкой очистки от H₂S. В качестве абсорбен­та в верх колонны подается высококонцентрированный раствор ДЭГ. Давле­ние в колонне К-2 поддерживается на 0,2—0,3 МПа выше, чем в абсорбе­ре К-1.

Очищенный от H₂S и осушенный газ после К-1, разделяется на два по­тока: часть газа подается как топливо в котельную, другая часть его ис­пользуется в качестве отдувочного газа в колонне К-3.

Насыщенный раствор ДЭГ (НДЭГ) выводится с низа абсорбера через дегазатор В-1, разделитель ДЭГ — конденсат В-2 и рекуперативный тепло­обменник Т-1 подается в отдувочную колонну, где при давлении, превышаю­щем давление в абсорбере на 0,1—0,2 МПа, сероводород выделяется из рас­твора. Для этой цели в низ колонны подается бессернистый, нагретый до 120 "С отдувочный газ. На выходе из колонны содержание H₂S в отдувочном газе доходит до 6—7%. Этот газ возвращается в поток сырьевого газа перед входом в абсорбер.

Очищенный от сероводорода ДЭГ для дальнейшей регенерации посту­пает в десорбер.

Регенерированный раствор ДЭГа (РДЭГ) после охлаждения в рекупера­тивных теплообменниках подается в колонну К-2 в качестве абсорбента для извлечения из газа H2S и влаги. Большой удельный расход ДЭГ обес­печивает практически полное извлечение сероводорода из газа. Насыщенный сероводородом гликоль отводится с низа колонны К-2 и подается в проти­воток сырьевому газу в абсорбер К-1. Благодаря предварительному насыще­нию ДЭГа с H₂S в абсорбер практически не происходит извлечения из газа сероводорода.

Рис. 4 Принципиальная технологическая схема установки осушки и очист­ки газа раствором ДЭГ

К-1— абсорбер для осушки газа; К-2— абсорбер для очистки газа от H₂S; К-3 — отду-вочная колонна; В-1, В-2— дегазаторы; Т-1, Т-2 — рекуперативные теплообменники; / — сырьевой газ; //— отработанный отдувочный газ; ///— осушенный газ; IV—насыщен­ный H₂S раствор ДЭГа в абсорбер; V — газ дегазации; VI — жидкие углеводороды; VII — очищенный от H₂S газ; VIII — насыщенный водой и H₂S раствор ДЭГ; IX — регенери­рованный раствор ДЭГ

Рис. 5. Принципиальная технологическая схема установки осушки с од­новременной очисткой газа дегазации

К-1 — абсорбер; С-1, С-2 — дегазаторы; Е-1 — разделительная емкость; Э-1 — эжектор; Х-1—холодильник; Т-1, Т-2 — рекуперативные теплообменники; Н-1, Н-2 — насосы; БР — блок регенерации; / — сырьевой газ; // — осушенный газ; III, IV— хазы^дегазации; V — дегазированный раствор ДЭГа; VI — регенерированный раствор ДЭГ Р а.п.

При осушке сернистых газов с гликолем в десорбер посту­пает значительно больше растворенных газов, в первую оче­редь сероводорода, чем при осушке бессернистых газов. Влия­ние этого фактора на работу десорбера двояко. С одной сто­роны, эти газы выделяются в десорбере и выполняют роль отдувочного газа. С другой стороны, наличие в паровой фазе H₂S при высоких температурах резко повышает скорость кор­розии оборудования.

С целью снижения скорости коррозии рекомендован ряд технических решений, одним из которых является выделение сероводорода из раствора гликоля до его поступления в де­сорбер.

Принципиальная технологическая схема установки осушки, изображенная, на рис. 5, позволяет довести до минимума количество кислых компонентов в регенерированном растворе на входе в десорбер.

Влажный сероводородосодержащий газ подается в абсорбер К-1 при давлении 7—8 МПа, где осушается раствором ди- или триэтиленгликоля. Осушенный газ подается на дальнейшую переработку.

Насыщенный водой, углеводородами и кислыми компонентами гликоль через рекуперативный теплообменник Т-1 подается в дегазатор I ступе­ни С-1, работающий при 2—4,5 МПа и 20—70 °С.

За счет снижения давления и повышения температуры из абсорбента выделяется часть поглощенных газов. При этом редким дегазатора выбира­ют таким образом, что из насыщенного абсорбента выделяются в основном углеводороды. Газ дегазации с верха С-1 подают в топливную сеть.

С низа дегазатора отводят частично разгазированный насыщенный аб­сорбент, подогревают его в рекуперативном теплообменнике Т-2, затем дросселируют до 0,15—0,50 МПа и подают в дегазатор II ступени С-2, где происходит практически полное выделение из абсорбента поглощенных га­зов (сероводорода, диоксида углерода и углеводородов). Температура II ступени дегазации 110—140°С.

Абсорбент после II ступени дегазации направляют в блок регенерации БР. Регенерированный абсорбент насосом Н-1 через рекуперативные тепло­обменники Т-1 и Т-2, водяной холодильник Х-1 подают в буферную ем­кость Е-1.

Газ дегазации из аппарата С-2 смешивается с регенерированным раство­ром гликоля'в эжекторе Э-1. При этом большая мольная концентрация HjS обеспечивает его достаточно глубокое извлечение из газа дегазации.

В зависимости от состава и количества газа для обеспечения избира­тельного извлечения сероводорода в поток газа перед смесителем можно по­давать весь объем регенерированного раствора или только часть его.

Углеводородный газ, отводимый из буферной емкости Е-1, содержит очень мало сероводорода и может быть использован в топливной сети или для другой цели.

Извлеченный из газа дегазации сероводород раствором гликоля повтор­но возвращается в абсорбер, т. е. циркулирует в системе.

Очистка газов растворами гликольамина. На ГПЗ для очистки газов от сероводорода и диоксида углерода применяют в основном хемосорбционные процессы, где в качестве поглотителя используют водные растворы моно- и диэтаноламинов. На таких установках газ после очистки содержит влаги больше, чем до очистки. Это объясняется повышением температуры в абсорбере за счет тепла, выделяемого при взаимодействии H₂S и СО₂ с аминами. Дополнительное увлажнение газа ухудшает технико-экономические показатели установки осушки.

В связи с этим большое значение имеет использование таких поглотителей для очистки газа от H₂S и СО₂, которые по­зволили бы избежать дополнительного увлажнения газа, а еще лучше снизить его точку росы по воде.

В настоящее время на газоперерабатываю­щих заводах для одновременной осушки и очистки газов применяют смеси диэтиленгликоля, воды и моноэтаноламина. Добавление гликолей в растворы аминов одновременно повышает поглотительную способность раствора в отношении кислых компонентов. Это - объясняется тем, что растворимость H₂S и СО₂ в гликоле зна­чительно выше, чем в воде. Другим преимуществом использо­вания гликольаминовых смесей является снижение потерь аминов с очищенным газом.

При очистке газов гликольаминовыми растворами для сни­жения потерь амина с очищенным газом вверх абсорбера мо­жет подаваться раствор, содержащий малые количества амина и воды. Этот раствор должен регенерироваться в отдельной колонне. При этом количество высококонцентрированного раст­вора должно быть выбрано таким образом, чтобы газы регене­рации можно было смешивать с газами регенерации основного потока.

При работе по такой схеме газ регенерации дополнительного потока раствора может быть использован как отдувочный газ в основном десорбере.

При очистке газа от кислых компонентов гликольаминовы­ми смесями возможно также накопление в растворе различных примесей — продуктов коррозии, побочных реакций, окисле­ния и т. д., что приводит к негативным последствиям. Поэтому ведутся работы по очистке гликольаминовых растворов от раз­личных примесей путем их фильтрации или адсорбции.

Для подбора адсорбента были про­ведены лабораторные исследования сле­дующих марок углей: Б-кислый, АРЗ-2, АГ-3, АГ-5, сульфо-уголь и КАД-йодный. Уголь загружался в стеклянный адсор­бер диаметром 30, высотой 400 мм. Объемная скорость потока была равна 2 мл/мин. Положительные результаты были полу­чены при использовании активированного угля марки КАД-йод­ный, и процесс был внедрен в промышленном масштабе.