Способ получения очищенного природного газа

СПОСОБ ПОЛУЧЕНИЯ ОЧИЩЕННОГО ПРИРОДНОГО ГАЗА Изобретение предоставляет способ получения очищенного природного газа, который включает в себя стадии расширения потока природного газа повышенного давления, содержащего по меньшей мере 4 об.ч./млн меркаптанов, и подачи полученного декомпримированного потока природного газа в первую разделительную колонну, в которой поток природного газа разделяется на газообразный головной поток, обогащенный метаном, и первую фракцию, обогащенную меркаптанами; выведения из первой разделительной колонны газообразного головного потока, обогащенного метаном, для того чтобы получить очищенный природный газ; выведения фракции, обогащенной меркаптанами, из разделительной колонны; удаления меркаптанов из первой фракции,обогащенной меркаптанами.(71)(73) Заявитель и патентовладелец: ШЕЛЛ ИНТЕРНЭШНЛ РИСЕРЧ МААТСХАППИЙ Б.В. (NL) 014132 Область техники, к которой относится изобретение Настоящее изобретение относится к способу получения очищенного природного газа. Обычно природный газ содержит, главным образом, метан и, кроме того, может содержать другие компоненты, такие как высшие углеводороды (например, этан, пропан, бутаны, пентаны), азот, диоксид углерода, сернистые примеси и ртуть. Количество и тип сернистых примесей могут изменяться. Обычными сернистыми примесями являются сероводород (H2S), меркаптаны (RSH) и карбонилсульфид (COS). Уровень техники Способы получения очищенного природного газа обычно включают удаление загрязнений и соединений, отличающихся от метана, из исходного потока природного газа до низкого уровня, после чего полученный очищенный природный газ охлаждают с целью получения сжиженного природного газа(СПГ). Когда очищенный природный газ предназначается для охлаждения с получением сжиженного природного газа, требуется удалить диоксид углерода, воду и сернистые соединения. Традиционный способ получения очищенного природного газа описан в работе "Варианты интегрированной обработки кислых природных газов" (Integrated Treating Options for Sour Natural Gases), представленной на конференции GPA, 20-22 сентября 2006, автор T.J. Brok. В этом способе исходный поток природного газа поступает в установку удаления кислого газа, в которой удаляется диоксид углерода, а также часть меркаптанов. Полученный газовый поток поступает в установку с молекулярным ситом, где вода и меркаптаны удаляются до низкого уровня содержания. Газовый поток, выходящий из установки с молекулярным ситом, поступает в установку удаления ртути, в которой происходит удаление ртути. Газ,выходящий из установки удаления ртути, уже содержит очень мало загрязнений, особенно меркаптанов. Обычно количество меркаптанов в этом газовом потоке составляет менее 1 объемной части на миллион(об.ч./млн) для каждого типа меркаптановых соединений. Этот газовый поток поступает в разделительную колонну, где метан выделяется и выводится в виде газообразного головного потока и охлаждается с образованием СПГ. Остальную часть газового потока обрабатывают на стадиях дополнительной экстракции для того, чтобы выделить оставшиеся углеводороды. Описанный выше способ имеет несколько недостатков. Во-первых, в нем образуется слой молекулярного сита с поглощенными меркаптанами. Необходима операция удаления меркаптанов из слоя молекулярного сита, которую обычно проводят путем контактирования слоя молекулярного сита с продувочным газом. Полученный продувочный газ содержит меркаптаны, и с целью повторного использования его необходимо обрабатывать обычно с использованием технологической стадии адсорбции. Таким образом, общий процесс включает в себя много стадий. Во-вторых, когда в исходном природном газе присутствуют значительные количества меркаптанов,необходимо использовать большие загрузки молекулярного сита. Использование таких больших загрузок адсорбционного молекулярного сита и сопутствующих стадий регенерации требует дополнительных капитальных затрат на оборудование и дополнительных мероприятий измерения. В-третьих, удаление части меркаптанов в установке удаления кислого газа практически неизбежно будет приводить к одновременному поглощению ценных углеводородов. Наконец, в общей схеме требуется удаление меркаптанов как в линии природного газа, так и в каждом потоке жидкого продукта (этана, пропана, бутана и бензина). Это связано с тем, что экстракция метана из потока природного газа (в деметанизаторе) приводит к увеличению концентрации остаточных меркаптанов в такой степени, что продукты фракционирования (этан, пропан, бутан и бензин) не соответствуют техническим условиям на продукт с учетом максимально допустимого количества сернистых примесей без дополнительного удаления меркаптанов (также называется "очистка от активной серы"). Таким образом, удаление меркаптанов необходимо выполнять на нескольких стадиях суммарного процесса. Указанные выше проблемы отчасти преодолены в способе ожижения природного газа, содержащего меркаптаны, описанном в патенте США 5659109. В этом способе меркаптаны сконцентрированы в дистиллятном потоке путем дистилляции потока природного газа в промывной колонне с флегмой, с последующим фракционированием остаточных потоков из промывной колонны с получением жидкого потока, содержащего пентан и высшие углеводороды, и одного или нескольких головных потоков, содержащих этан, пропан и бутан, и удаление меркаптанов по меньшей мере из одного из головных потоков с получением потока с малым содержанием меркаптанов. Недостатком способа, описанного в патенте США 5659109, является то, что требуется рециркуляция жидкого потока в промывную колонну. Это приводит к увеличению диаметра колонны стадии фракционирования и к увеличению необходимых энергетических затрат на охлаждение. Более того, требуется более крупная установка для удаления меркаптанов. Другой недостаток заключается в том, что требуется до четырех отдельных блоков удаления меркаптанов для того, чтобы соответствовать техническим условиям на содержание серы во фракционированных продуктах. Проектирование и определение размера установок удаления меркаптанов (блоки очистки от активной серы) сильно зависят от заданной степени извлечения меркаптанов в различных потоках. Следовательно, общий проект сильно зависит от уровня и видообразования органических частиц серы, в том числе меркаптанов, в исходном потоке природного газа. Следовательно, в этой области техники имеется потребность в упрощенном способе получения-1 014132 очищенного природного газа с пониженными капитальными затратами, причем без упомянутых недостатков. С этой целью в изобретении разработан способ получения очищенного природного газа, который включает в себя стадии:(a) расширения потока природного газа повышенного давления, содержащего по меньшей мере 4 об.ч./млн меркаптанов, и подачи полученного декомпримированного потока природного газа в первую разделительную колонну, в которой поток природного газа разделяется на газообразный головной поток,обогащенный метаном, и первую фракцию, обогащенную меркаптанами;(b) выведения из первой разделительной колонны головного потока, обогащенного метаном, для того чтобы получить очищенный природный газ;(d) необязательной подачи выведенной фракции, содержащей меркаптаны, во вторую разделительную колонну, в которой фракция, содержащая меркаптаны, разделяется на головной поток, обогащенный этаном, и вторую фракцию, обогащенную меркаптанами;(e) удаления меркаптанов или из первой фракции, обогащенной меркаптанами, или из второй фракции, обогащенной меркаптанами. В этом способе фракционированию предшествует расширение газа. Преимущество фракционирования при пониженном давлении заключается в том, что достигается лучшее разделение природного газа на различные углеводороды. Более того, за счет расширения газа достигается снижение температуры, что существенно облегчает извлечение С 2+ углеводородов (этан и высшие), а также меркаптановых соединений в нижний поток. Таким образом, отсутствует потребность в дополнительном удалении меркаптанов на последующих стадиях способа. До первой разделительной колонны не проводится специализированное удаление меркаптанов. Это сказывается на количестве меркаптанов в потоке природного газа, поступающего в первую разделительную колонну, по меньшей мере 4 об.ч./млн меркаптанов, что представляет собой значительное количество меркаптанов. Путем удаления меркаптанов после первой разделительной колонны отсутствует необходимость в дорогой и сложной установке с большим количеством молекулярных сит для удаления меркаптанов до первой разделительной колонны. Напротив, в этом случае удаление меркаптанов может быть осуществлено при относительно небольшой объемной скорости предпочтительно с использованием недорогого и простого способа, такого как обработка щелочью или гидроочистка. Кроме того, в способе не требуется регенерация продувочного газа, используемого для удаления меркаптанов из слоя молекулярного сита, содержащего меркаптаны. В способах уровня техники обычно эту регенерацию проводят на стадии удаления кислого газа, что приводит к одновременному поглощению углеводородов. В предложенном способе устраняются дополнительные потери ценных углеводородов за счет одновременного поглощения на стадии удаления кислого газа из продувочного газа для молекулярного сита. Можно понять, что количество меркаптанов в потоке природного газа, поступающего в разделительную колонну, может изменяться и будет зависеть от количества меркаптанов в сырьевом потоке природного газа, произведенном на месторождении природного газа. Обычно количество меркаптанов в потоке природного газа, поступающем в первую разделительную колонну, находится в диапазоне приблизительно от 4 об.ч./млн до 5 об.%, предпочтительно от 5 об.ч./млн до 5 об.%, более предпочтительно от 6 об.ч./млн до 5 об.%, еще более предпочтительно от 10 об.ч./млн до 5 об.% в расчете на суммарный поток природного газа, поступающий в первую разделительную колонну. Когда содержание меркаптанов находится в предпочтительном диапазоне, эффект снижения затрат за счет проведения удаления меркаптанов после разделительной колонны становится еще больше. Целесообразно, чтобы поток природного газа, поступающий в разделительную колонну, имел пониженное содержание воды и пониженное содержание диоксида углерода. Предпочтительно поток природного газа, поступающий в разделительную колонну, содержит меньше чем 1 об.%, более предпочтительно меньше чем 50 об.ч./млн и еще более предпочтительно менее 10 об.ч./млн диоксида углерода, в расчете на суммарный поток природного газа, поступающий в первую разделительную колонну. Необязательно поток природного газа, поступающий в первую разделительную колонну, содержит карбонилсульфид (COS). Концентрация COS, если он присутствует, обычно находится в диапазоне от 1 до 30, предпочтительно от 1 до 10 и более предпочтительно от 1 до 5 об.ч./млн в расчете на суммарный поток природного газа, поступающий в первую разделительную колонну. Необязательно в потоке природного газа, поступающем в разделительную колонну, снижается содержание ртути предпочтительно до концентрации менее 10 нг на 1 м 3 газа в стандартном состоянии ртути. Это особенно предпочтительно в случае, когда поток природного газа предназначается для производства сжиженного природного газа (СПГ). Количество меркаптанов и других загрязнений в потоке природного газа, поступающем в первую разделительную колонну, переходит в повышенную концентрацию этих загрязнений в потоке после первой разделительной колонны. Таким образом, если не проведено удаление этих загрязнений до низкого уровня, то часто будет требоваться дополнительная обработка потока после первой разделительной ко-2 014132 лонны. Поток природного газа повышенного давления, поступающий в разделительную колонну, имеет соответствующее давление в диапазоне от 30 до 75 абс. бар. На стадии (а) поток природного газа повышенного давления расширяется, что приводит к декомпримированному потоку природного газа. Можно понять, что степень расширения зависит от различных факторов, среди которых имеется состав природного газа и желательная концентрация загрязнений в очищенном природном газе. Не стремясь ограничить настоящее изобретение конкретным диапазоном, было установлено, что при перепаде давления между природным газом повышенного давления и декомпримированным природным газом по меньшей мере 10 абс. бар, предпочтительно по меньшей мере 15 абс. бар, более предпочтительно по меньшей мере 20 абс. бар достигается хорошее разделение. Первая разделительная колонна предпочтительно эксплуатируется под давлением в диапазоне от 20 до 60 абс. бар, предпочтительно от 20 до 40 абс. бар. Поток природного газа, поступающий в разделительную колонну, имеет соответствующую температуру в диапазоне от -85 до 0 С. В первой разделительной колонне поток природного газа разделяется на газообразный головной поток, обогащенный метаном, и фракцию, обогащенную меркаптанами. Газообразный головной поток,обогащенный метаном, выводится из разделительной колонны, чтобы получить очищенный природный газ. Очищенный природный газ в последующем может быть переработан с использованием известных приемов. Например, очищенный природный газ может быть подвергнут каталитическому или некаталитическому сжиганию с целью генерирования электричества, тепла или энергии, может быть использован для конверсии в синтез-газ или может быть использован для собственного потребления. Предпочтительно очищенный природный газ охлаждается с целью получения сжиженного природного газа (СПГ), как описано, например, в документах WO 99/60316 или 00/29797, которые включены в настоящее изобретение как ссылки. Следовательно, в настоящем изобретении также обеспечивается СПГ, образовавшийся путем охлаждения очищенного природного газа, полученного способом согласно изобретению. Состав первой фракции, обогащенной меркаптанами и необязательно обогащенной COS, может изменяться и будет зависеть, среди прочих факторов, от условий эксплуатации первой разделительной колонны. Предпочтительно первая фракция, обогащенная меркаптанами и необязательно обогащеннаяCOS, практически не содержит метана; это означает, что первая фракция, обогащенная меркаптанами и необязательно обогащенная COS, содержит по большей мере 5 мол.%, предпочтительно по большей мере 1 мол.% метана. Можно понять, что количество меркаптанов в первой фракции, обогащенной меркаптанами и необязательно обогащенной COS, будет зависеть от количества меркаптанов в потоке природного газа, поступающем в первую разделительную колонну. Предпочтительно первая фракция, обогащенная меркаптанами и необязательно обогащенная COS, содержит меркаптаны в диапазоне от 100 об.ч./млн до 5 об.%,более предпочтительно от 500 об.ч./млн до 5 об.%. Количество карбонилсульфида в первой фракции, обогащенной меркаптанами и необязательно обогащенной COS, если COS присутствует, обычно находится в диапазоне от 5 до 150, предпочтительно от 5 до 100 и более предпочтительно от 5 до 50 об.ч./млн в расчете на суммарную первую фракцию, обогащенную меркаптанами и необязательно обогащенную COS. Обычно концентрация диоксида углерода в первой фракции, обогащенной меркаптанами и необязательно обогащенной COS, составляет менее 50 об.ч./млн. В одном предпочтительном варианте осуществления первая фракция, обогащенная меркаптанами и необязательно обогащенная COS, также обогащена углеводородами С 2+. Ссылка в описании на углеводороды С 2+ относится к углеводородам, имеющим 2 атома углерода или больше. Предпочтительно в первой фракции, обогащенной меркаптанами и необязательно обогащенной COS, содержится по меньшей мере 30 мол.%, более предпочтительно по меньшей мере 60 мол.%, наиболее предпочтительно по меньшей мере 80 мол.% углеводородов С 2+. В этом предпочтительном варианте осуществления удобно,чтобы первая разделительная колонна работала под давлением в диапазоне от 20 до 40 абс. бар, предпочтительно от 25 до 35 абс. бар. Первая фракция, обогащенная меркаптанами и необязательно обогащенная COS, выводится из разделительной колонны предпочтительно как донный поток. В предпочтительном варианте осуществления выведенную первую фракцию, обогащенную меркаптанами и необязательно обогащенную COS, обрабатывают на стадии удаления меркаптанов и необязательно COS с получением первой фракции, имеющей пониженное содержание меркаптанов и необязательно COS. Затем эту первую фракцию с пониженным содержанием меркаптанов и необязательно COS подают во вторую разделительную колонну. В этой второй разделительной колонне первая фракция с пониженным содержанием меркаптанов и необязательно COS разделяется на второй газообразный головной поток и вторую фракцию с пониженным содержанием меркаптанов и необязательно COS. В этом предпочтительном варианте осуществления первая фракция, обогащенная меркаптанами и необязательно COS, поступает во вторую разделительную колонну при температуре в диапазоне от 40 до 100 С и давлении в диапазоне от 10 до 40 абс. бар.-3 014132 Предпочтительно эта вторая фракция с пониженным содержанием меркаптанов практически не содержит этана; это означает, что вторая фракция с пониженным содержанием меркаптанов содержит по большей мере 5 мол.%, предпочтительно по большей мере 1 мол.% этана. Предпочтительно вторая фракция с пониженным содержанием меркаптанов обогащена углеводородами С 3+. Ссылка в описании на углеводороды С 3+ относится к углеводородам, имеющим 3 атома углерода или больше. Предпочтительно вторая фракция с пониженным содержанием меркаптанов содержит по меньшей мере 30 мол.%, более предпочтительно по меньшей мере 60 мол.%, наиболее предпочтительно по меньшей мере 80 мол.% углеводородов С 3+. В этом предпочтительном варианте осуществления удобно, чтобы вторая разделительная колонна работала под давлением в диапазоне от 10 до 40 абс. бар, предпочтительно от 12 до 18 абс. бар. Вторую фракцию с пониженным содержанием меркаптанов и предпочтительно обогащенную углеводородами С 3+ можно подвергать дополнительной обработке на стадии фракционирования, например, в третьей разделительной колонне, чтобы получить фракцию с пониженным содержанием меркаптанов и предпочтительно обогащенную углеводородами С 4+. Ссылка в описании на С 4+ углеводороды относится к углеводородам, имеющим 4 атома углерода или больше. Удаление меркаптанов из выведенной первой фракции дает фракцию с пониженным содержанием меркаптанов, которая обогащена углеводородами С 2+. Поэтому вторая фракция и все последующие фракции также будут содержать мало меркаптанов. Таким образом, необходимо обрабатывать только одну фракцию для того, чтобы удалить меркаптаны, причем не требуется специально удалять меркаптаны из последующих отдельных фракций. Другим преимуществом удаления меркаптанов из выведенной первой фракции является то, что устраняется или снижается потребность в удалении меркаптанов на следующих стадиях процесса. Известно, что органические сернистые компоненты, присутствующие в типичном потоке природного газа,распределяются по различным потокам продукта в ходе фракционирования. Это подробно описано, например, в главе 8 (жидкая очистка от активной серы) книги J.M. Campbell "Кондиционирование и переработка газа" (Gas Conditioning and processing), том 4: Обработка газа и извлечение серы. Таким образом,все потоки продуктов из установки извлечения природного газа и жидкости будут загрязнены меркаптанами в такой степени, что потребуется дополнительное удаление меркаптанов. За счет удаления меркаптанов из первой фракции устраняется или снижается потребность в удалении меркаптанов из потоков продукта. В другом варианте осуществления первая фракция, обогащенная меркаптанами и необязательно обогащенная COS, поступает во вторую разделительную колонну без удаления меркаптанов. В этом варианте осуществления во второй разделительной колонне первая фракция, обогащенная меркаптанами и необязательно обогащенная COS, разделяется на газообразный второй головной поток, обогащенный этаном, и вторую фракцию, обогащенную меркаптанами. Вторую фракцию, обогащенную меркаптанами,выводят из второй разделительной колонны, предпочтительно в виде нижнего потока. Затем выведенную вторую фракцию, обогащенную меркаптанами, обрабатывают на стадии удаления меркаптанов. Удаление меркаптанов из второй фракции разделительной колонны, обогащенной меркаптанами, приводит к снижению содержания меркаптанов во второй фракции. При дополнительном фракционировании получают фракции с пониженным содержанием меркаптанов. В этом варианте осуществления обеспечивается дополнительное преимущество, поскольку осуществляется удаление меркаптанов из небольшой фракции. В случае, когда второй головной поток также содержит карбонилсульфид (COS), предпочтительно второй головной поток обрабатывают на стадии удаления COS. Можно понять, что количество меркаптанов во второй фракции, обогащенной меркаптанами, будет зависеть от количества меркаптанов во фракции, поступающей в разделительную колонну. Предпочтительно вторая фракция, обогащенная меркаптанами, содержит меркаптаны в диапазоне от 150 об.ч./млн до 5,5 об.%, более предпочтительно от 550 об.ч./млн до 5,5 об.%. Предпочтительно вторая фракция, обогащенная меркаптанами, практически не содержит этана; это означает, что вторая фракция, обогащенная меркаптанами, содержит по большей мере 5 мол.%, предпочтительно по большей мере 1 мол.% этана. Предпочтительно вторая фракция, обогащенная меркаптанами,также обогащена углеводородами С 3+. Ссылка в описании на углеводороды С 3+ относится к углеводородам, имеющим 3 атома углерода или больше. Предпочтительно вторая фракция, обогащенная меркаптанами, содержит по меньшей мере 30 мол.%, более предпочтительно по меньшей мере 60 мол.%, наиболее предпочтительно по меньшей мере 80 мол.% углеводородов С 3+. В этом предпочтительном варианте осуществления удобно, чтобы вторая разделительная колонна работала под давлением в диапазоне от 10 до 40 абс. бар, предпочтительно от 12 до 18 абс. бар. Можно понять, что настоящее изобретение также включает в себя вариант осуществления, в котором первая фракция, обогащенная меркаптанами и необязательно обогащенная COS, разделяется на две части. Одну часть первой фракции, обогащенной меркаптанами и необязательно обогащенной COS, обрабатывают, чтобы удалить меркаптаны до ее подачи во вторую разделительную колонну, тогда как оставшуюся часть первой фракции, обогащенной меркаптанами, подают непосредственно во вторую разделительную колонну. Ссылка в описании на меркаптаны (RSH) относится к алифатическим меркаптанам, особенно C1-С 6-4 014132 меркаптанам, более конкретно к С 1-С 4 меркаптанам, ароматическим меркаптанам, особенно фенилмеркаптану, или к смесям алифатических и ароматических меркаптанов. Конкретно изобретение включает удаление метилмеркаптана (R=метил), этилмеркаптана (R=этил),нормального и изопропилмеркаптана (R=н-пропил и изопропил) и изомеров бутилмеркаптана (R=бутил). Предпочтительными являются два способа удаления меркаптанов. В первом способе удаления меркаптанов меркаптаны удаляют путем контактирования фракции, обогащенной меркаптанами, с раствором гидроксида, например гидроксидом натрия или гидроксидом калия или их смесью. Такой способ описан, например, в книге R.N. Maddox и D.J. Morgan "Кондиционирование и переработка газа" (GasConditioning and Processing), том 4: Обработка газа и очистка от активной серы, Campbell Petroleum Series, Norman, Oklahoma, 1998. Без связи с конкретной теорией о механизме удаления меркаптанов полагают, что образуются меркаптидные соединения и что по меньшей мере часть этих меркаптидных соединений превращается с образованием дисульфидных соединений по реакциям (1) и (2). Кроме того, если присутствуют сероводород (H2S) и COS, то они также превращаются по реакциям Затем Na2S и СО 2 превращаются по реакциям (5) и (6). Во втором способе удаления меркаптанов их удаляют путем контактирования фракции, обогащенной меркаптанами, с катализатором гидрообессеривания в присутствии водорода, чтобы получить сероводород. Целесообразно, чтобы этот процесс гидрообессеривания осуществлялся в установке гидрообессеривания, содержащей один или несколько слоев катализатора гидрообессеривания. Предпочтительны неподвижные слои катализатора гидрообессеривания, поскольку они обеспечивают относительно простую эксплуатацию и техническое обслуживание. В качестве альтернативы фракция, обогащенная меркаптанами, также может контактировать с катализатором гидрообессеривания в суспензионном реакторе. В процессе гидрообессеривания меркаптаны (RSH) каталитически превращаются в H2S по реакции(7) где R означает алкильную группу, предпочтительно выбранную из групп метил, этил, н-пропил,изопропил и бутил. Полученный газообразный поток, обогащенный H2S, может быть подвергнут дальнейшей обработке с целью удаления H2S. В качестве альтернативы поток, выходящий из установки гидрообессеривания, поступает в сепаратор с целью получения газового потока, обогащенного водородом, и потока, обогащенного H2S. Затем газообразный поток, обогащенный водородом, можно повторно использовать в процессе гидрообессеривания. Это сводит к минимуму количество водорода, присутствующего во втором углеводородном газовом потоке. Более того, относительно дорогой водород не выбрасывается. Удобно проводить гидрообессеривание при температуре в диапазоне от 100 до 500 С, предпочтительно от 250 до 400 С, более предпочтительно от 280 до 350 С и еще более предпочтительно от 290 до 330 С. Более глубокая степень превращения достигается в предпочтительном диапазоне температур. Удобно проводить гидрообессеривание под давлением в диапазоне от 1 до 100 абс. бар, предпочтительно от 10 до 80 абс. бар, более предпочтительно от 20 до 80 абс. бар. Может быть использован любой катализатор гидрообессеривания, известный из уровня техники. Типичный катализатор гидрообессеривания содержит гидрирующие металлы VIII группы и VIB группы,такие как кобальт-молибден, никель-молибден или никель-вольфрам, и необязательно носитель катализатора, например оксид алюминия, диоксид титана, диоксид кремния, диоксид циркония или их смеси. Предпочтительными являются оксид алюминия и алюмосиликат. Найдено, что эти катализаторы гидрообессеривания демонстрируют высокую активность при превращении меркаптанов в H2S. Предпочтительно катализатор гидрообессеривания содержит кобальт и молибден или вольфрам в качестве гидрирующих металлов, поскольку было установлено, что на таких катализаторах эффективно осуществляется превращение меркаптанов в первом газовом потоке. В предпочтительном варианте осуществления поток природного газа, имеющий меркаптаны и пониженное содержание диоксида углерода, получают с использованием стадий:(i) контактирования сырьевого потока, содержащего природный газ, сероводород, диоксид углерода, воду, меркаптаны и необязательно COS, с поглощающей жидкостью в установке удаления кислого газа с целью удаления сероводорода, диоксида углерода и необязательно COS и получения потока природного газа, содержащего воду и меркаптаны;(ii) контактирования потока природного газа, полученного на стадии (i), с цеолитным молекулярноситовым адсорбентом в установке удаления воды для того, чтобы получить поток природного газа, содержащего меркаптаны. Предпочтительно сырьевой газовый поток содержит, главным образом, метан и может содержать различное количество углеводородов, имеющих больше одного атома углерода, таких как этан, пропан,бутаны и пентаны. Сырьевой газовый поток дополнительно может содержать другие неуглеводородные соединения, такие как азот и ртуть. Сырьевой газовый поток может содержать различное количество меркаптанов. Ссылка в описании на установку удаления кислого газа относится к установке для обработки газа, в которой происходит удаление сероводорода, диоксида углерода и необязательно COS. Удаление кислого газа достигается с использованием одного или нескольких составов растворителей на основе водного аминного растворителя. Основная часть H2S и диоксида углерода переходит из сырьевого газового потока в растворитель. Это приводит к обогащению растворителя H2S и диоксидом углерода. Обычно операцию удаления кислого газа проводят в непрерывном режиме, который также включает в себя регенерацию обогащенной поглощающей жидкости. Эту обогащенную поглощающую жидкость регенерируют путем передачи по меньшей мере части загрязнений в поток продувочного газа обычно при относительно низком давлении и высокой температуре. Предпочтительно обогащенная поглощающая жидкость контактирует с потоком продувочного газа в противотоке. В результате регенерации получают регенерированный газовый поток, обогащенный H2S и диоксидом углерода. Предпочтительно поглощающая жидкость представляет собой водный раствор, содержащий алифатический алканоламин и первичный или вторичный амин в качестве активатора. Подходящие алифатические алканоламины включают в себя третичные алканоламины, особенно триэтаноламин (TEA) и/или метилдиэтаноламин (MDEA). Подходящие активаторы включают в себя первичные или вторичные алканоламины, особенно термически, которые выбраны из группы пиперазина, метилпиперазина и морфолина. Предпочтительно поглощающая жидкость содержит алифатический алканоламин в диапазоне от 1,0 до 5 моль/л, более предпочтительно от 2,0 до 4,0 моль/л. Предпочтительно в качестве активатора поглощающая жидкость содержит первичный или вторичный амин в диапазоне от 0,5-2,0 моль/л, более предпочтительно от 0,5 до 1,5 моль/л. Особенно предпочтительной является поглощающая жидкость, содержащая MDEA и пиперазин. Наиболее предпочтительной является поглощающая жидкость, содержащаяMDEA в диапазоне от 2,0 до 3,0 моль/л и от 0,8 до 1,1 моль/л пиперазина. Было установлено, что предпочтительные поглощающие жидкости осуществляют эффективное удаление диоксида углерода и сероводорода. Поток природного газа, полученный на стадии (i), контактирует с цеолитным молекулярно-ситовым адсорбентом в установке удаления воды. Цеолиты представляют собой адсорбенты, имеющие окна, через которые могут поступать или проходить частицы. В некоторых типах цеолитов окно, соответственно,определяется как диаметр пор, тогда как в других типах окно, соответственно, определяется как отверстия в каркасной структуре. Цеолиты имеют среднее отверстие (диаметр лоры) 5 А или меньше, обычно предпочтительным является среднее отверстие 3 или 4 А. В таких цеолитах любые меркаптаны адсорбируются с трудом, главным образом адсорбируется вода. Обычно селективность таких цеолитов выше,чем для цеолитов с более крупными порами. Количество удаленной воды может быть небольшим или большим, однако предпочтительно удаляются по меньшей мере 60 мас.% воды, предпочтительно 90 мас.%. Весьма целесообразно вода удаляется до содержания менее 1 об.% в газовом потоке, выходящем из установки удаления воды, предпочтительно до уровня менее 100 об.ч./млн, более предпочтительно до уровня менее 5 об.ч./млн, наиболее предпочтительно до содержания менее 1 об.ч./млн. Рабочая температура в слое цеолитного адсорбента в установке удаления воды изменяется в широком диапазоне, обычно между 0 и 80 С, предпочтительно между 10 и 40 С, давление целесообразно находится между 10 и 150 абс. бар. Приведнная скорость составляет между 0,03 и 0,6 м/с, предпочтительно между 0,05 и 0,25 м/с. Необязательно до подачи в первую разделительную колонну из потока природного газа, содержащего меркаптаны и полученного на стадии (ii), удаляют ртуть путем контактирования потока природного газа, полученного на стадии (ii), с адсорбентом ртути. Теперь изобретение будет проиллюстрировано со ссылками на неограничивающие чертежи. На фиг. 1 показан вариант осуществления, в котором осуществляется удаление меркаптанов и необязательно COS из первой фракции. Поток природного газа повышенного давления, содержащий меркаптаны, по линии 1 поступает в расширитель 2. В расширителе 2 давление сбрасывается, и декомпримированный поток природного газа по линии 3 поступает в первую разделительную колонну 4. В первой разделительной колонне поток природного газа разделяется на газообразный головной поток, обогащенный метаном, и первую фракцию, обогащенную меркаптанами. Газообразный головной поток, обогащенный метаном, поступает в первую разделительную колонну по линии 5 и предпочтительно охлаждается, чтобы получить СПГ, или используется в производстве синтез-газа. Первая фракция, обогащенная меркаптанами, направляется из первой разделительной колонны по линии 6 в установку 7 удаления меркаптанов, в которой удаляются меркаптаны. Предпочтительно удаление меркаптанов происходит в про-6 014132 цессе гидрообессеривания, причем необходимый водород поступает в установку удаления меркаптанов по линии 8. Альтернативно, удаление меркаптанов происходит с использованием щелочного раствора,причем щелочной раствор поступает в установку удаления меркаптанов по линии 8. Бросовые продукты, такие как дисульфиды, образующиеся при щелочной обработке, или сероводород, образующийся в процессе гидрообессеривания, выводят из установки удаления меркаптанов по линии 9. Затем образовавшуюся фракцию с пониженным содержанием меркаптанов из установки удаления меркаптанов направляют по линии 10 во вторую разделительную колонну 11, где происходит разделение на головной поток, обогащенный этаном, и вторую фракцию, обогащенную пропаном и высшими углеводородами. Весь метан из головного потока, обогащенного этаном, поступает из второй разделительной колонны по линии 12 в первую разделительную колонну. Этан из второй разделительной колонны необязательно поступает по линии 13 в установку удаления сероводорода (не показана), где происходит удаление сероводорода. Вторая фракция, обогащенная пропаном и высшими углеводородами, отводится из второй разделительной колонны по линии 14. На фиг. 2 показан вариант осуществления, в котором используется вторая разделительная колонна,причем проводится удаление меркаптанов и необязательно COS из второй фракции. Поток природного газа повышенного давления, содержащий меркаптаны, направляется по линии 1 в расширитель 2. В расширителе 2 снижается давление, и декомпримированный поток природного газа по линии 3 поступает впервую разделительную колонну 4. В первой разделительной колонне поток природного газа разделяется на газообразный головной поток, обогащенный метаном, и первую фракцию, обогащенную меркаптанами. Газообразный головной поток, обогащенный метаном, выводится из первой разделительной колонны по линии 5 и предпочтительно охлаждается, чтобы получить СПГ, или используется в производстве синтез-газа. Первая фракция, обогащенная меркаптанами, направляется из первой разделительной колонны по линии 6 во вторую разделительную колонну 7, в которой происходит разделение на головной поток,обогащенный этаном, и вторую фракцию, обогащенную пропаном и высшими углеводородами. Весь метан из головного потока, обогащенного этаном, поступает из второй разделительной колонны по линии 8 в первую разделительную колонну. Этан из второй разделительной колонны выводится по линии 9. Вторую фракцию, обогащенную пропаном и высшими углеводородами, выводят из второй разделительной колонны по линии 10 в установку 11 для удаления меркаптанов, в которой удаляются меркаптаны. Предпочтительно удаление меркаптанов происходит в процессе гидрообессеривания, причем необходимый водород поступает в установку удаления меркаптанов по линии 12. Альтернативно, удаление меркаптанов происходит с использованием щелочного раствора, причем щелочной раствор поступает в установку удаления меркаптанов по линии 12. Бросовые продукты, такие как дисульфиды, образующиеся при щелочной обработке, или сероводород, образующийся в процессе гидрообессеривания, выводят из установки удаления меркаптанов по линии 13. Затем образовавшуюся фракцию с пониженным содержанием меркаптанов выводят из установки удаления меркаптанов по линии 14. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Способ получения очищенного природного газа, который включает в себя стадии:(a) расширения потока природного газа повышенного давления, содержащего по меньшей мере 4 об.ч./млн меркаптанов, в котором сжатый природный газ расширяется в такой степени, что перепад давления между природным газом повышенного давления и декомпримированным природным газом составляет по меньшей мере 10 абс. бар, и подачу полученного декомпримированного потока природного газа в первую разделительную колонну, где поток природного газа разделяется на газообразный головной поток, обогащенный метаном, и первую фракцию, обогащенную меркаптанами и необязательно обогащенную карбонилсульфидом;(b) выведения из первой разделительной колонны головного потока, обогащенного метаном, для того чтобы получить очищенный природный газ;(d) подачи выведенной первой фракции, содержащей меркаптаны и необязательно карбонилсульфид, во вторую разделительную колонну, в которой фракция, содержащая меркаптаны и необязательно карбонилсульфид, разделяется на головной поток, обогащенный этаном, и вторую фракцию, обогащенную меркаптанами и необязательно обогащенную карбонилсульфидом;(e) удаления меркаптанов и необязательно карбонилсульфида или из первой фракции, обогащенной меркаптанами и необязательно обогащенную карбонилсульфидом, или из второй фракции, обогащенной меркаптанами и необязательно обогащенной карбонилсульфидом. 2. Способ по п.1, в котором сжатый природный газ расширяется в такой степени, что перепад давления между природным газом повышенного давления и декомпримированным природным газом составляет по меньшей мере 15 абс. бар, предпочтительно по меньшей мере 20 абс. бар. 3. Способ по п.1 или 2, в котором первая фракция, обогащенная меркаптанами, дополнительно со-7 014132 держит углеводороды С 2+. 4. Способ по любому из пп.1-3, в котором проводят стадию (d), и вторая фракция, обогащенная меркаптанами, дополнительно содержит углеводороды С 3+. 5. Способ по любому из пп.1-4, в котором поток природного газа содержит по меньшей мере 5 об.ч./млн, предпочтительно от 5 до 500 об.ч./млн меркаптанов. 6. Способ по любому из пп.1-5, в котором меркаптаны удаляют путем контактирования фракции,обогащенной меркаптанами, с гидроксидным раствором. 7. Способ по любому из пп.1-6, в котором меркаптаны удаляют путем контактирования фракции,обогащенной меркаптанами, с катализатором гидрообессеривания в присутствии водорода, чтобы получить сероводород. 8. Способ по п.7, в котором катализатор гидрообессеривания содержит гидрирующий металл из группы VIII, предпочтительно кобальт или никель, и гидрирующий металл из группы VIB, предпочтительно молибден или вольфрам. 9. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором поток природного газа повышенного давления, содержащий меркаптаны, получают с использованием стадий:(i) контактирования сырьевого потока, содержащего природный газ, сероводород, диоксид углерода, воду, меркаптаны и необязательно COS, с поглощающей жидкостью в установке удаления кислого газа с целью удаления сероводорода, диоксида углерода и необязательно COS и получения потока природного газа, содержащего воду и меркаптаны;(ii) контактирования потока природного газа, полученного на стадии (i), с цеолитным молекулярноситовым адсорбентом в установке удаления воды для того, чтобы получить поток природного газа, содержащего меркаптаны.