Способ очистки газовой смеси, содержащей кислые газы

СПОСОБ ОЧИСТКИ ГАЗОВОЙ СМЕСИ, СОДЕРЖАЩЕЙ КИСЛЫЕ ГАЗЫ Способ обработки газовой смеси, содержащей кислые газы, включающий в себя следующие этапы: приводят в контакт (2) газовую смесь с поглощающим раствором (33), позволяющим получить нейтрализованную газовую смесь (3) и поглощающий раствор (4), насыщенный кислыми газами; и осуществляют регенерацию поглощающего раствора, насыщенного кислыми газами; причем регенерация включает в себя следующие этапы: проведение поглощающего раствора в первый регенератор (11), находящийся при первом давлении; затем проведение поглощающего раствора во второй регенератор (21), находящийся при втором давлении, которое ниже первого давления; сжатие газа, выходящего из второго регенератора, и возврат сжатых таким образом газов к первому регенератору после прохождения через второй регенератор; проведение поглощающего раствора в третий регенератор (31), находящийся при третьем давлении, которое ниже второго давления; сжатие газов, выходящих из третьего регенератора, и возврат сжатых таким образом газов ко второму регенератору, причем по меньшей мере часть газов, выходящих из второго и/или третьего регенератора, отбирается, чтобы дать газовую смесь, обогащенную сероводородом (37), и по меньшей мере часть газов, выходящих из первого регенератора, отбирается, чтобы дать газовую смесь, обогащенную диоксидом углерода (15). 017160 Область изобретения Настоящее изобретение относится к способу очистки газовой смеси (в частности, газовой смеси на основе углеводородов, такой как природный газ), содержащей кислые газы, а также к установке, подходящей для осуществления этого способа. Уровень техники В рамках получения природного газа (содержащего в основном метан) или сжиженного природного газа необходимо очищать указанный природный газ, полученный на месторождении, от определенного числа примесей, в первую очередь от тех, которые называют "кислыми газами", т.е. в основном от диоксида углерода (CO2) и сероводорода (H2S), а также от меркаптанов (RSH), сульфида карбонила (COS) и дисульфида углерода (CS2). Диоксид углерода и сероводород могут составлять существенную часть газовой смеси, получаемой из месторождения природного газа, обычно от 3 до 70% (в мольной концентрации), а другие кислые газы присутствуют в менее значительных количествах. В настоящее время существует много способов для нейтрализации природного газа. Первый класс способов - это способы физической абсорбции, при которых кислые газы приводятся в контакт с поглощающим раствором, причем перенос кислых газов в поглощающий раствор осуществляется сродством, т.е. промотируется термодинамическим равновесием. Примерами соединений, которые могут образовывать такие подходящие поглощающие растворы, являются диметиловый эфир полиэтиленгликоля (способ "Selexol" фирмы UOP), пропиленкарбонат (способ Fluor Corporation), Nметилпирролидон (способ "Purisol" фирмы Lurgi), метанол (способ "Rectisol" фирмы Lurgi) или производные морфолина (способ "Morphisorb" фирмы UHDE). Регенерация поглощающего раствора проводится путем последовательных расширений при снижающихся давлениях, без подвода энергии. Второй класс способов составляют способы химической абсорбции, в которых кислые газы приводятся в контакт с поглощающим раствором, причем перенос кислых газов в поглощающий раствор осуществляется или ускоряется химической реакцией. Примерами соединений, которые могут образовывать такие подходящие поглощающие растворы, являются карбонат калия (способ "Benfield" фирмы UOP) и в особенности алканоламины, в частности моноэтаноламин (МЕА), дигликольамин (DGA), диизопропаноламин (DIPA), диэтаноламин (DEA), метилдиэтаноламин (MDEA), активированный метилдиэтаноламин и триэтаноламин (TEA), а также стерически затрудненные амины. Регенерация поглощающего раствора проводится главным образом в обогреваемой регенерационной колонне. Можно также упомянуть класс смешанных способов физико-химической абсорбции, как, например,способ, называемый "Sulfinol" компании Shell, в котором поглощающий раствор является смесью сульфолана, воды и амина. Недостатком способов физической абсорбции является то, что они дороги, мало распространены,имеют низкую эффективность, когда парциальное давление кислых газов незначительно, их недостатком является также то, что они поглощают также часть углеводородов. Способы химической или физико-химической абсорбции имеют тот недостаток, что они требуют внесения существенной энергии на стадии регенерации поглощающего раствора. Классически кислые газы подают на установку Клауса, где H2S превращается в серу, но где соответствующий CO2 выбрасывается в атмосферу. Таким образом, существует реальная потребность в способе очистки газовой смеси, содержащей кислые газы, который, с одной стороны, позволил бы получать поток CO2 отдельно от потока H2S и, с другой стороны, был бы одновременно таким же эффективным, как существующие способы, и более экономным по энергии и расходу растворителя. Суть изобретения Объектом изобретения является, во-первых, способ обработки газовой смеси, содержащей кислые газы, включающий приведение в контакт газовой смеси с поглощающим раствором, позволяющим получить нейтрализованную газовую смесь и поглощающий раствор, насыщенный кислыми газами; регенерацию поглощающего раствора, насыщенного кислыми газами; причем регенерация включает следующие этапы: проведение поглощающего раствора в первый регенератор, находящийся при первом давлении; затем проведение поглощающего раствора во второй регенератор, находящийся при втором давлении, которое ниже первого давления; сжатие газов, выходящих из второго регенератора, и возврат сжатых таким образом газов в первый регенератор. Кроме того, регенерация включает следующие этапы: после прохождения через второй регенератор проведение поглощающего раствора в третий регенератор, находящийся при третьем давлении, которое ниже второго давления; сжатие газов, выходящих из третьего регенератора, и возврат сжатых таким образом газов ко второму регенератору. Согласно одному варианту осуществления первое давление составляет от 5 до 20 эффективных бар,-1 017160 второе давление составляет от 2 до 6 эффективных бар и третье давление составляет от 0,5 до 1,5 эффективных бар. Согласно одному варианту осуществления первый, и/или второй, и/или третий регенератор, если он присутствует, нагревают. Согласно одному варианту осуществления поглощающий раствор не кипит в первом регенераторе и втором регенераторе и находится при кипении в третьем регенераторе. Согласно одному варианту осуществления на этапе приведения в контакт газовой смеси с поглощающим раствором часть поглощающего раствора отбирается, охлаждается и снова приводится в контакт с газовой смесью. Согласно одному варианту осуществления поглощающий раствор подвергается мгновенному расширению перед проведением в первый регенератор. Согласно одному варианту осуществления часть поглощающего раствора, полученного на выходе с мгновенного расширения, и/или часть поглощающего раствора, полученная после прохождения через первый регенератор, и/или часть поглощающего раствора, полученная после прохождения через второй регенератор, охлаждают и приводят в контакт с газовой смесью. Согласно одному варианту осуществления газовая смесь имеет в основе углеводороды и предпочтительно природный газ. Согласно одному варианту осуществления по меньшей мере часть газов, выходящих из второго и/или третьего регенератора, отбирается, чтобы дать газовую смесь, обогащенную сероводородом, и по меньшей мере часть газов, выходящих из первого регенератора, отбирается, чтобы дать газовую смесь,обогащенную диоксидом углерода. Согласно одному варианту осуществления газовая смесь, обогащенная диоксидом углерода, приводится в контакт по меньшей мере с частью поглощающего раствора, выходящего из второго или третьего регенератора, чтобы дать газовую смесь, очень богатую диоксидом углерода, причем поглощающий раствор, полученный в результате этого контакта, подвергается затем регенерации или охлаждается и приводится в контакт с газовой смесью. Согласно одному варианту осуществления поглощающий раствор содержит по меньшей мере один алканоламин, предпочтительно выбранный из группы, состоящей из диэтаноламина, метилдиэтаноламина и активированного метилдиэтаноламина; при необходимости С 2-С 4-тиоалканол, предпочтительно тиодигликоль и воду. Согласно одному варианту осуществления поглощающий раствор содержит по меньшей мере один алканоламин, предпочтительно выбранный из группы, состоящей из диизопропаноламина и метилдиэтаноламина; при необходимости сульфолан и воду. Согласно одному варианту осуществления способ включает, кроме того, следующий этап: дегидратация нейтрализованной газовой смеси. Объектом изобретения является также установка обработки газовой смеси, содержащая кислые газы, содержащая абсорбционную колонну; линию подвода газовой смеси, подаваемой снизу абсорбционной колонны; линию подвода поглощающего раствора, подаваемого сверху абсорбционной колонны; первый регенератор, вход которого соединен с нижним выходом абсорбционной колонны через линию отбора обогащенного поглощающего раствора; второй регенератор; линию проведения жидкости из первого регенератора ко второму регенератору; линию проведения газов из второго регенератора к первому регенератору; компрессор, находящийся на линии проведения газов из второго регенератора к первому регенератору. Кроме того, вышеупомянутая установка содержит третий регенератор; линию проведения жидкости из второго регенератора к третьему регенератору; линию проведения газов из третьего регенератора ко второму регенератору; компрессор, расположенный на линии проведения газов из третьего регенератора ко второму регенератору. Согласно одному варианту осуществления вышеупомянутая установка содержит один или несколько следующих элементов: детандер, расположенный на линии отбора обогащенного поглощающего раствора; средство охлаждения и насос, расположенные на линии подвода поглощающего раствора; детандер, расположенный на линии проведения жидкости из первого регенератора ко второму регенератору;-2 017160 детандер, расположенный на линии проведения жидкости из второго регенератора к третьему регенератору. Согласно одному варианту осуществления вышеупомянутой установки первый регенератор, и/или второй регенератор, и/или третий регенератор снабжены нагревательными средствами. Согласно одному варианту осуществления вышеупомянутая установка содержит средства охлаждения; линию отбора поглощающего раствора, идущую из абсорбционной колонны и снабжающую средство охлаждения; линию ввода охлажденного поглощающего раствора, идущую от выхода средства охлаждения и снабжающую абсорбционную колонну. Согласно одному варианту осуществления вышеупомянутая установка между абсорбционной колонной и первым регенератором содержит камеру мгновенного расширения. Согласно одному варианту осуществления вышеупомянутая установка содержит линию отбора газовой смеси, обогащенной сероводородом, идущую от выхода второго регенератора и/или из третьего регенератора, и линию отбора газовой смеси, обогащенной диоксидом углерода, идущую от выхода первого регенератора. Согласно одному варианту осуществления вышеупомянутая установка содержит дополнительную абсорбционную колонну, снабжаемую снизу через линию отбора газовой смеси,обогащенной диоксидом углерода; дополнительную линию подвода поглощающего раствора, подаваемого сверху дополнительной абсорбционной колонны; линию отбора газовой смеси, очень богатую диоксидом углерода, идущую от верхнего выхода дополнительной абсорбционной колонны; линию отбора поглощающего раствора, идущую от нижнего выхода дополнительной абсорбционной колонны и при необходимости снабжающую первый регенератор. Согласно одному варианту осуществления вышеупомянутая установка содержит байпасный трубопровод поглощающего раствора, снабжаемый через первый байпас, второй байпас,третий байпас, четвертый байпас или еще несколькими из них, причем каждый байпас оснащен средством охлаждения и насосами, причем первый байпас идет от выхода камеры мгновенного расширения; второй байпас идет от выхода первого регенератора; третий байпас идет от выхода второго регенератора; четвертый байпас идет от выхода дополнительной абсорбционной колонны. Объектом изобретения является также способ получения сжиженного природного газа, включающий этап обработки природного газа, содержащего кислые газы, в соответствии с вышеупомянутым способом; этап сжижения обработанного природного газа. Настоящее изобретение позволяет преодолеть недостатки уровня техники. В частности, оно предоставляет способ очистки газовой смеси (в частности, природного газа), содержащей кислые газы, который одновременно является таким же эффективным, как существующие способы, и менее затратным. Это осуществлено главным образом благодаря использованию ступенчатой регенерации поглощающего раствора, причем регенерация проводится в трех (и даже более) включенных последовательно регенераторах с понижающимся давлением, и газ, выходящий из каждого регенератора, повторно сжимается и вводится в регенератор, расположенный сразу выше по схеме. Это повторное введение повторно сжатого газа выше по схеме позволяет дать часть энергии, необходимой для регенерации, и сэкономить на нагревании регенераторов. Полная полученная экономия энергии составляет порядка 10% относительно классической регенерации. Согласно некоторым частным вариантам осуществления изобретение имеет также следующие выгодные характеристики, перечисленные ниже. Часть кислых газов, выходящих с регенерации (например, кислые газы, выходящие из первого регенератора) уже находятся при повышенном давлении. Таким образом, при желании можно провести повторную закачку кислых газов в месторождение, при высоком давлении, получая экономию на уровне повторного сжатия кислых газов. Ступенчатая регенерация влечет постепенное обогащение кислых газов H2S. Поэтому можно провести селективное разделение кислых газов. Кислые газы, собранные на выходе из регенератора или регенераторов, находящихся ниже по схеме, обогащены H2S, тогда как кислые газы, собранные на выходе из регенератора или регенераторов, расположенных выше по схеме, обогащены CO2. Это селективное разделение выгодно, если хотят особым образом обработать сероводород, так как затраты на обработку уменьшаются в отсутствие существенного "загрязнения" сероводорода диоксидом углерода. Разумеется,на этом уровне получают также выигрыш в отношении отсутствия "загрязнения" углеводородами.-3 017160 Можно получать концентрированный поток CO2, который можно использовать как сырье, например, для введения на вспомогательное производство масел. Ступенчатая регенерация по изобретению позволяет перейти от одного регенератора низкого давления и большого размера, который требуется в классической регенерации растворов химического поглощения. Этот выигрыш может быть особенно существенным при применении в открытом море. Способ по изобретению поддается оптимальному регулированию, что позволяет максимально ограничить расход поглощающего раствора. Краткое описание фигур Фиг. 1 показывает схему одного варианта осуществления установки по изобретению. Фиг. 1 а показывает часть установки согласно одному частному варианту осуществления. Фиг. 2 показывает схему другого варианта осуществления установки по изобретению. Фиг. 3 показывает схему еще одного варианта осуществления установки по изобретению. Фиг. 4-8 являются графиками, показывающими чистоту фракции, обогащенной CO2, отобранной на выходе из первого регенератора (кривая 1), и фракции, обогащенной H2S, отобранной на выходе из третьего регенератора (кривая 2) в зависимости от степени отбора, производимого на выходе из третьего регенератора, для варианта осуществления с фиг. 2, но в отсутствие абсорбционной колонны 43. На абсциссе отложена процентная доля H2S, отобранного по линии отбора 37, от полного количества H2S, присутствующего в системе; ордината показывает объемную долю CO2 (соответственно H2S) во фракции,обогащенной CO2, выходящей из линии отбора 15 (соответственно во фракции, обогащенной H2S, выходящей из линии отбора 37). Фиг. 4 соответствует отношению объемных концентраций CO2/H2S на входе в систему, равному 0,5. Фиг. 5 соответствует отношению объемных концентраций CO2/H2S на входе в систему, равному 1. Фиг. 6 соответствует отношению объемных концентраций CO2/H2S на входе в систему, равному 3. Фиг. 7 соответствует отношению объемных концентраций CO2/H2S на входе в систему, равному 5. Фиг. 8 соответствует отношению объемных концентраций CO2/H2S на входе в систему, равному 8. Описание вариантов осуществления изобретения Далее в последующем описании изобретение описывается более подробно, но без ограничений. Установка обработки газов. Согласно фиг. 1 установка обработки газа по изобретению содержит главным образом абсорбционную колонну 2 и по меньшей мере три регенератора, а именно, в настоящем случае, первый регенератор 11 (или регенератор высокого давления), второй регенератор 21 (или регенератор среднего давления) и третий регенератор 31 (или регенератор низкого давления). Абсорбционная колонна 2 может быть обычной колонной в данной области, в частности тарельчатой колонной или насадочной колонной. Установка может также содержать две или более абсорбционных колонны. Каждый регенератор является контактным устройством. Он может состоять из простого резервуара,оснащенного средством распыления поглощающего раствора, или предпочтительно из тарельчатой колонны (или насадочной колонны). В качестве примера, первый регенератор и второй регенератор могут содержать от 4 до 6 и даже до 10 тарелок, а третий регенератор может содержать от 10 до 15, даже до 20 тарелок. Абсорбционная колонна 2 снабжается снизу через линию 1 подвода газовой смеси. Линия 3 отбора обработанного газа соединена с верхним выходом абсорбционной колонны 2. Она может снабжать установку дополнительной обработки (в частности, средства дегидратации) или хранения, или транспортировки газа, которые здесь не показаны. Все описываемые здесь элементы, за исключением абсорбционной колонны 2, линии 1 подвода газовой смеси и линии 3 отбора обработанного газа, являются частью контура регенерации поглощающего раствора (и обработки кислых газов). Сверху в абсорбционную колонну входит линия 33 подвода поглощающего раствора. Линия 4 отбора обогащенного поглощающего раствора соединена с нижним выходом абсорбционной колонны 2. Эта линия 4 отбора обогащенного поглощающего раствора снабжает сверху первый регенератор 11. На этой линии 4 отбора обогащенного поглощающего раствора предусмотрен детандер 5 (или вместо него блок, состоящий из турбины и детандера, соединенных параллельно). Первый регенератор 11 снабжен нагревательной установкой 12. Сверху из первого регенератора 11 выходит линия 15 отбора кислых газов, в некоторых вариантах осуществления называемая также линией отбора газовой смеси, обогащенной диоксидом углерода. Снизу из первого регенератора 11 выходит линия 13 проведения жидкости из первого регенератора 11 ко второму регенератору 21, который также снабжается сверху. На этой линии 13 проведения жидкости предпочтительно предусмотрен детандер 14. Второй регенератор 21 также снабжен нагревательной установкой 22. Сверху из второго регенератора 21 выходит линия 25 проведения газов из второго регенератора 21 к первому регенератору 11. На указанной линии 25 проведения газов предусмотрен компрессор 26. Снизу из второго регенератора 21 выходит линия 23 проведения жидкости из второго регенератора 21 к третьему регенератору 31, который, таким образом, снабжается сверху. На этой линии 23 проведения жидкости предпочтительно преду-4 017160 смотрен детандер 24. Третий регенератор 31 также снабжен нагревательной установкой 32 (здесь ребойлером). Сверху из третьего регенератора 31 выходит линия 35 проведения газов из третьего регенератора 31 ко второму регенератору 21. На указанной линии 35 проведения газов предусмотрен компрессор 36. Снизу из третьего регенератора 31 выходит линия 33 подвода вышеупомянутого поглощающего раствора. Вдоль линии 33 подвода поглощающего раствора предпочтительно предусматриваются последовательно средство охлаждения 34, резервуар для хранения 38 (факультативно) и насос 39. Средства охлаждения 34 предпочтительно содержат теплообменник с внешней средой типа воды, воздуха или морской воды, и при необходимости, выше этого теплообменника, теплообменник с поглощающим раствором(теплообмен происходит, например, с жидкостью, циркулирующей в линии 4 отбора обогащенного поглощающего раствора), в целях оптимизации расхода энергии. Насос 39 может быть заменен совокупностью двух или нескольких насосов, расставленных последовательно. Что касается линии 15 отбора кислых газов, она может охлаждаться и снабжать нижнее средство 41 сжатия, от выхода которого отходит линия 42 отбора сжатых кислых газов. Она может охлаждаться и снабжать дополнительное средство обработки, средство повторной закачки в скважину или другое. Из модификаций, которые могут быть внесены, не выходя за рамки изобретения, можно перечислить, в частности, следующие варианты. Можно отказаться от одного или нескольких нагревательных средств 12, 22, 32, соответствующих регенераторам 11, 21, 31; однако речь при этом идет об ухудшенной версии установки. Можно предусмотреть, чтобы компрессоры 26, 36, находящиеся на линиях 25, 35 транспортировки газов, были снабжены на входе холодильником, если это необходимо для их хорошей работы; можно также использовать вместо каждого компрессора 26, 36 два соединенных последовательно компрессора со средством охлаждения между ними. При наличии холодильника на входе компрессора выгодно предусмотреть промежуточную камеру для отделения водного конденсата (водный конденсат можно затем перенаправить к резервуару с поглощающим раствором или к регенератору, из которого выходит газовый поток на сжатие). Средство охлаждения может быть теплообменником (с внешней средой) или при необходимости контактным устройством с обогащенным амином, выходящим с предыдущей ступени. Этот последний случай представлен более подробно на фиг. 1 а, в том, что касается примера дублирования компрессора 26. Линия 25 проведения газов состоит тогда, в направлении от второго регенератора 21 к первому регенератору 11, из первой части 25 а, на которой находится первый компрессор 26 а, и второй части 25b, на которой находится второй компрессор 26b. Между первой частью 25 а и второй частью 25b предусмотрено контактное устройство 71. Точно также линия 13 проведения жидкости состоит в этом случае, от первого регенератора 11 ко второму регенератору 21, из первой части 13 а, на которой находится первый детандер 14 а, и второй части 13b, на которой находится второй детандер 14b. Контактное устройство 71 находится между первой частью 13 а и второй частью 13b. Таким образом, контактное устройство 71 снабжается на входе через первую часть 13 а линии проведения жидкости (сверху) и через первую часть 25 а линии проведения газов (снизу); и оно снабжается на выходе через вторую часть 13b линии проведения жидкости (снизу) и через вторую часть 25b линии проведения газов (сверху). Охлаждение в контактном устройстве 71 осуществляется путем прямого контакта между газом и жидкостью. Контактное устройство 71 может состоять из простого резервуара, оснащенного средством распыления поглощающего раствора, или предпочтительно из тарельчатой колонны (или насадочной колонны). Равным образом, может быть предусмотрена система охлаждения на входе нижнего средства 41 сжатия. Можно также предусмотреть систему мгновенного расширения выше первого регенератора, как это описывается ниже в связи с фиг. 3. Теперь, согласно фиг. 2, описанная ранее установка может быть модифицирована просто добавлением линии 37 отбора газовой смеси, обогащенной сероводородом, ответвляющейся либо от линии 25 проведения газов из второго регенератора 21 к первому регенератору 11, или, предпочтительно и как это показано здесь, от линии 35 проведения газов из третьего регенератора 31 ко второму регенератору 21,по схеме выше или ниже компрессора 36, либо же от обеих линий одновременно. По-прежнему согласно фиг. 2 можно внести другое изменение, предпочтительно вместе с описанной ранее модификацией. Речь идет о наличии дополнительной абсорбционной колонны 43, находящейся в контуре регенерации поглощающего раствора. Более точно, дополнительная абсорбционная колонна 43 (которая может быть колонной типа, описанного выше в связи с абсорбционной колонной 2) снабжается снизу через линию 15 отбора газовой смеси, обогащенной диоксидом углерода, который охлаждается и может сжиматься, и сверху через дополнительную линию 44 подвода поглощающего раствора. Предпочтительно дополнительная линия 44 подвода поглощающего раствора является разветвлением линии 33 подвода поглощающего раствора. Эта дополнительная линия 44 подвода поглощающего раствора может также ответвляться от линии 23 проведения жидкости из второго регенератора 21 к третьему регенератору 31, после прохождения через средство охлаждения и насос (этот случай здесь не показан). Сверху дополнительной абсорбционной колонны 43 отходит линия 45 отбора газовой смеси, очень богатой диоксидом углерода, которая снабжа-5 017160 ет описанную выше нижнюю установку 41 сжатия. Снизу дополнительной абсорбционной колонны 43 отходит линия 46 отбора поглощающего раствора, которая снабжает сверху первый регенератор 11. Другие возможные варианты установки можно видеть из фиг. 3. Они могут быть предусмотрены независимо один от другого или в комбинации. Они могут также предусматриваться независимо от вариантов, описанных выше в связи с фиг. 1 или 2, или совместно с ними. Первый возможный вариант состоит в том, чтобы предусмотреть между абсорбционной колонной 2 и первым регенератором 11 камеру 51 мгновенного расширения, снабжаемую через линию 4 отбора обогащенного поглощающего раствора. От выхода камеры 51 мгновенного расширения отходят с одной стороны линия 52 отбора образовавшихся в результате расширения газов, а с другой стороны - линия 53 отбора расширенного поглощающего раствора, которая снабжает сверху первый регенератор 11. В таком случае можно предусмотреть дополнительный детандер 5 бис у входа в регенератор 11. Второй возможный вариант состоит в том, чтобы предусмотреть линию 61 отбора поглощающего раствора на уровне абсорбционной колонны 2. Эта линия 61 отбора поглощающего раствора снабжает средство охлаждения 62, на выходе которого линия 63 ввода охлажденного поглощающего раствора снабжает, напротив, абсорбционную колонну 2. Этот второй вариант образует промежуточную систему охлаждения на уровне абсорбционной колонны 2, расположенную, например, в месте, близком к середине колонны. Третий возможный вариант состоит в том, чтобы предусмотреть, что линия 63 ввода охлажденного поглощающего раствора снабжается полностью или частично через байпасную линию 64 поглощающего раствора. Эта байпасная линия 64 поглощающего раствора может снабжаться через байпас 64 а, ответвляющийся от линии 53 отбора расширенного поглощающего раствора, причем на указанном байпасе 64 а предусмотрены средство охлаждения 65 а и насос 66 а; или байпас 64b, ответвляющийся от линии 13 проведения жидкости из первого регенератора 11 ко второму регенератору 21, причем на указанном байпасе 64b предусмотрены средство охлаждения 65b и насос 66b; байпас 64 с, ответвляющийся от линии 23 проведения жидкости из второго регенератора 21 к третьему регенератору 31, причем на указанном байпасе 64 с предусмотрены средство охлаждения 65 с и насос 66 с; или байпас 64d, отходящий снизу сразу от выхода дополнительной абсорбционной колонны 43 (который при необходимости может захватывать весь выходящий поток), причем на указанном байпасе 64d предусмотрены средство охлаждения 65d и насос 66d; или или через комбинацию одного или нескольких байпасов 64 а, 64b, 64c, 64d. Средства охлаждения 65 а, 65b, 65 с и/или 65d, с одной стороны, и насосы 66 а, 66b, 66 с и/или 66d, с другой стороны, в случае комбинации нескольких байпасов могут быть общими. Но предпочтительно они разные, так как условия по температуре и давлению в каждом байпасе обычно отличаются. Средства охлаждения 65 а, 65b, 65 с и/или 65d могут содержать теплообменник, использующий внешнюю среду (воздух, воду, морскую воду и т.д.) и факультативно, для средств охлаждения 65b и 65 с,выше них предусмотрен теплообменник с поглощающим раствором (теплообмен осуществляется, например, с жидкостью, циркулирующей в линии 4 отбора обогащенного поглощающего раствора), в целях оптимизации расхода энергии. Когда предусмотрен такой теплообменник с поглощающим раствором,при необходимости можно поместить теплообменник, использующий внешнюю среду, после насоса 66b или 66 с, и при необходимости предусмотреть, чтобы этот или эти теплообменники, использующие внешнюю среду, совмещались с средством охлаждения 62. Кроме того, возможно сопряжение по энергии между нагревательными средствами 12, 22, 32 и средствами охлаждения 62, 65 а, 65b, 65 с и/или 65d. Установка по изобретению может также быть интегрирована, например, в завод по производству сжиженного природного газа или также в морскую платформу. Она дает возможность осуществить способ по изобретению. Способ обработки газовой смеси, содержащей кислые газы. Изобретение позволяет обработать газовую смесь, в частности природный газ. Следующее описание составлено в связи с природным газом, но и другой тип газовой смеси, содержащей кислые газы,также может быть обработан способом по изобретению. Например, способ по изобретению позволяет обрабатывать дымовые газы. Природный газ содержит кислые газы, в частности сероводород, и/или диоксид углерода, и/или карбонильную серу, например, каждый в объемных содержаниях: 0-60% H2S, 0-80% CO2 и 0-100 ppmCOS. В газовой смеси могут также присутствовать меркаптаны (R-SH) и дисульфид углерода (CS2). Доля каждого вышеупомянутого газа благоприятно существенно снижается благодаря способу - объекту изобретения. Природный газ после этапа нейтрализации путем приведения в контакт с поглощающим раствором можно позднее дегидратировать. Тогда он при необходимости доступен для поставки в сеть природного газа. Кроме того, природный газ после нейтрализации и дегидратации может подвергаться позднейшим-6 017160 обработкам в целях его сжижения, что позволяет получить сжиженный природный газ. Поглощающий раствор, использующийся в рамках изобретения, может быть раствором для химической, физической или физико-химической абсорбции. Предпочтительно речь идет о растворе для химической или физико-химической абсорбции. Годятся все поглощающие растворы, известные своей способностью поглощать кислые газы, смешанные с углеводородами. Предпочтительно поглощающий раствор является раствором на основе аминов, в частности алканоламина. При этом алканоламин может быть выбран, в частности, из группы, состоящей из моноэтаноламина (МЕА), дигликольамина (DGA), диизопропаноламина (DIPA), диэтаноламина (DEA), метилдиэтаноламина (MDEA), активированного метилдиэтаноламина (например, обогащенного гидроксиэтилпиперазином или пиперазином), триэтаноламина (TEA), стерически затрудненных аминов и их смесей. Предпочтительно алканоламин смешивается с водой и при необходимости с физическим растворителем. Для этой цели подходят все известные физические растворители, в частности сульфолан. Так, согласно одному частному варианту осуществления поглощающий раствор содержит смесь DIPA, воды и сульфолана, или MDEA, воды и сульфолана. Другой тип особенно предпочтительного физического растворителя состоит из С 2-С 4-тиоалканолов формулы R-S-C2-4-OH, где R означает какую-нибудь группу, например алкильную группу, или спиртовую группу, или тиольную группу, или алкилтиоалканольную группу, причем эта группа содержит, в частности, до 6 атомов углерода. Особенно предпочтительным физическим растворителем является тиодигликоль (TDG). Речь идет о соединении формулы S(СН 2-СН 2-ОН)2. Помимо TDG согласно изобретению могут применяться другие С 2-С 4-тиоалканолы, в частности метилтиоэтанол или же димерные молекулы, в частности этилендитиоэтанол формулы (НО-СН 2-СН 2)-S-(CH2-CH2)-S-(СН 2-СН 2-ОН). В этой связи сошлемся на французскую патентную заявку 06/0044S от 18/01/06, опубликованную под номером FR 2896244, и на международную заявку WO 2007/083012. Согласно первому предпочтительному варианту осуществления поглощающий раствор содержит от примерно 20 до примерно 60 мас.% диэтаноламина и от примерно 40 до примерно 80 мас.% воды. Согласно второму предпочтительному варианту осуществления поглощающий раствор содержит от примерно 20 до примерно 60 мас.% метилдиэтаноламина и от примерно 40 до примерно 80 мас.% воды. Согласно третьему предпочтительному варианту осуществления поглощающий раствор содержит от примерно 20 до примерно 60 мас.% активированного метилдиэтаноламина и от примерно 40 до примерно 80 мас.% воды. Согласно четвертому особенно предпочтительному варианту осуществления поглощающий раствор содержит от примерно 20 до примерно 60 мас.% диэтаноламина,от примерно 20 до примерно 60 мас.% воды и от примерно 10 до примерно 40 мас.% тиодиэтиленгликоля, или более предпочтительно от примерно 30 до примерно 45 мас.% диэтаноламина,от примерно 30 до примерно 50 мас.% воды и от примерно 15 до примерно 30 мас.% тиодиэтиленгликоля, или еще более предпочтительно примерно 40 мас.% диэтаноламина; примерно 40 мас.% воды и примерно 20 мас.% тиодиэтиленгликоля. Согласно пятому особенно предпочтительному варианту осуществления поглощающий раствор содержит от примерно 20 до примерно 60 мас.% метилдиэтаноламина,от примерно 20 до примерно 60 мас.% воды и от примерно 10 до примерно 40 мас.% тиодиэтиленгликоля. Согласно шестому особенно предпочтительному варианту осуществления поглощающий раствор содержит от примерно 20 до примерно 60 мас.% активированного метилдиэтаноламина,от примерно 20 до примерно 60 мас.% воды и от примерно 10 до примерно 40 мас.% тиодиэтиленгликоля. Применение сорастворителя тиоалканола и, в частности, TDG, выгодно, так как он позволяет удалить существенную часть меркаптанов, содержащихся в обрабатываемой газовой смеси. Обрабатываемый природный газ, поднимающийся в абсорбционной колонне 2, приводится в контакт с опускающимся поглощающим раствором (называемым бедным). Поглощающий раствор поглощает большинство кислых газов и обработанный природный газ собирают. Температура в колонне составляет от примерно 20 до примерно 100 С, предпочтительно от примерно 40 до примерно 90 С. Давление в колонне составляет от 1 до 150 бар, предпочтительно от 40 до 100 эффективных бар. Работа осуществляется при скорости подачи газовой смеси от 0,23106 до 56106 Нм 3/сут и при расходе поглощающего рас-7 017160 твора от 800 до 100000 м 3/сут. Обработанный так природный газ (нейтрализованный) подвергается затем другим позднейшим этапам обработки, например этапу сжижения для получения сжиженного природного газа. Поглощающий раствор, насыщенный кислыми газами, или обогащенный поглощающий раствор,кроме того, регенерируют. Предварительный и факультативный этап регенерации состоит в мгновенном расширении поглощающего раствора в камере 51 мгновенного расширения. На выходе с этого мгновенного расширения поглощающий раствор находится при температуре от 30 до 90 С и давлении от 10 до 30 эффективных бар. Газы, образованные при мгновенном расширении, собираются просто под действием разницы давления. Эти образовавшиеся при мгновенном расширении газы могут быть обработаны ниже по схеме, в частности, для извлечения возможной фракции углеводородов, содержащейся в этих образовавшихся при мгновенном расширении газах, в более кислые газы. Затем поглощающий раствор входит в первый регенератор 11, или регенератор высокого давления,который работает, например, при давлении от 5 до 20 эффективных бар (первый этап регенерации). Температура предпочтительно является как можно более высокой, но все же ниже температуры химического и термического разложения поглощающего раствора. Например, эта температура может составлять от 90 до 150 С, предпочтительно она может быть равной примерно 130 С. На выходе из первого регенератора 11 собирают кислые газы высокого давления, что выгодно с точки зрения последующего использования кислых газов в системах повторной закачки в скважины, так как последующее использование требует сжатия кислых газов. Таким образом, это сжатие в настоящем случае менее значительно, чем в классической установке. Поглощающий раствор, дегазованный в первом регенераторе 11, подвергается второй дегазации во втором регенераторе 21, или регенераторе среднего давления, после того, как он был расширен в детандере 14. Этот второй этап регенерации проводится, например, при давлении от 2 до 6 эффективных бар. Здесь также температура является как можно более высокой, но ниже температуры химического и термического разложения поглощающего раствора. Например, эта температура может составлять от 90 до 150 С, предпочтительно она может быть равной примерно 130 С. Поглощающий раствор, дегазованный во втором регенераторе 21, подвергается третей дегазации в третьем регенераторе 31, или регенераторе низкого давления, после того, как он был подвергнут расширению на уровне детандера 24. Этот третий этап регенерации проводится, например, при давлении от 0,5 до 1,5 эффективных бар. Температура предпочтительно является температурой кипения поглощающего раствора при давлении регенерации и ниже температуры химического и термического разложения поглощающего раствора. Например, эта температура может составлять от 90 до 150 С, предпочтительно она может быть равной примерно 130 С. Температура на первом и втором этапе регенерации (первый и второй регенератор) обычно ниже температуры кипения поглощающего раствора из-за относительно высокого рабочего давления. Зато температура на третьем этапе регенерации (третий регенератор) обычно равна температуре кипения поглощающего раствора ввиду более низкого рабочего давления. Таким образом, ступенчатая регенерация,являющаяся объектом изобретения, позволяет устранить недостатки классической установки, в которых термическая регенерация проводится сразу при низком давлении, чтобы получить кипение, но оказывается невыгодной там, где извлеченные кислые газы должны затем подвергаться существенному повторному сжатию перед повторной закачкой в месторождение. Температура на каждом этапе поддерживается подводом тепла. Этот подвод тепла осуществляется при необходимости с помощью нагревательных средств 12, 22, 32, когда они присутствуют, и во всяком случае частично путем введения повторно сжатых газов, выходящих из третьего регенератора 31, во второй регенератор 21, и выходящих из второго регенератора 21 - в первый регенератор 11. Таким образом,создается экономия энергии на нагревательные средства. Полный выигрыш энергии на уровне всей установки составляет порядка 10%. На выходе с третьего этапа регенерации поглощающий раствор полностью регенерирован (бедный раствор) и может снова применяться для поглощения кислых газов. Очевидно, что изобретение может также применяться с четырьмя этапами регенерации (четыре регенератора) или более. Согласно одному варианту изобретения можно отбирать часть кислых газов на выходе с третьего этапа регенерации (или же при необходимости на выходе со второго этапа регенерации). Эти кислые газы обогащены H2S, т.е. мольное отношение H2S/CO2 в них более высокое, чем у исходной обрабатываемой газовой смеси. Наоборот, кислые газы, собранные на уровне первого этапа регенерации, обогащеныCO2, т.е. мольное отношение H2S/CO2 здесь более низкое, чем в исходной обрабатываемой газовой смеси. Таким образом, согласно этому варианту кислые газы H2S и CO2 отделяют избирательно. Предпочтительно фракция кислых газов, обогащенная H2S, содержит более 90%, еще более предпочтительно более 95%, даже более 99% H2S. Предпочтительно газовая смесь, обогащенная СО 2, содержит более 50%, более 60%, более 70% или более 80% CO2. Еще более предпочтительно она содержит более 90% CO2, даже более 95% CO2 и в идеале от 95 до 98% СО 2.-8 017160 Если предусмотрена дальнейшая обработка газовой смеси, обогащенной диоксидом углерода, чтобы повысить чистоту по СО 2 и дать газовую смесь, называемую "очень богатой" диоксидом углерода, эта газовая смесь, очень богатая диоксидом углерода, содержит более 50%, более 60%, более 70% или более 80% СО 2. Еще более предпочтительно она содержит более 90% СО 2, даже более 95% СО 2 и в идеале от 95 до 98% СО 2. Если не указано иное, все процентные содержания газа являются объемными процентами. Предпочтительно коэффициент селективности ([H2S]1+[СО 2]2)/([СО 2]1+[H2S]2), где [H2S]1 означает объемную концентрацию H2S во фракции, обогащенной H2S, [CO2]1 означает объемную концентрациюCO2 во фракции, обогащенной H2S, [H2S]2 означает объемную концентрацию H2S во фракции, обогащенной CO2, и [СО 2]2 означает объемную концентрацию CO2 во фракции, обогащенной CO2, выше 15. Еще более предпочтительно коэффициент селективности превышает 30 и в идеале выше 60. Получение этого результата предполагает применение поглощающего раствора, имеющего лучшее сродство к сероводороду, чем к диоксиду углерода, что справедливо, в частности, для поглощающего раствора на основе MDEA или активированного MDEA, и в определенной степени для раствора на основе DEA, или же для поглощающего раствора на основе смеси DEA/TDG, или MDEA/TDG или активированный MDEA/TDG. При условии, что сжатые газы, выходящие с нижней ступени регенерации, обогащены H2S, их повторное введение на высшую ступень имеет результатом вытеснение части CO2, содержащегося в поглощающем растворе, в пользу H2S. Температура 100-130 С и давление 5-20 эффективных бар образуют особенно благоприятные условия для селективного разделения СО 2 и H2S. Селективное разделение полезно, так как оно позволяет особым образом обработать сероводород, например, в установке Клауса для производства серы, и особым образом использовать углекислый газ, например, для улучшения рекуперации углеводородных масел (EOR), т.е. повторная закачка под давлением в скважины. Фракция, обогащенная H2S, по существу, не содержит углеводородов, в частности ароматических(ВТЕХ), которые создают проблемы для установок Клауса. Кроме того, если H2S не предназначен для повторного применения и должен быть удален под землю, селективность позволяет не заполнять понапрасну подземное пространство диоксидом углерода. Классические способы селективного разделения, которые используют две отдельные схемы с двумя разными поглощающими растворами, являются более затратными, чем настоящий способ. Селективное разделение можно улучшить, обрабатывая кислые газы, собранные на первом этапе регенерации (вышедшие из первого регенератора 11), бедным поглощающим раствором (см. дополнительную абсорбционную колонну 43 в установке на фиг. 2 и 3). Так, основная часть остаточной фракцииH2S, имеющейся на этой стадии, возвращается в контур регенерации поглощающего раствора, тогда как неабсорбированная часть кислых газов, собранная окончательно, еще обогащена CO2. Дополнительная абсорбционная колонна 43 работает при давлении, больше или равном давлению первого регенератора 11, и при температуре от 20 до 90 С, предпочтительно как можно более низкой,например от 20 до 50 С или в идеале от 20 до 30 С. Можно также осуществлять обработку кислых газов, собранных на первом этапе регенерации(фракция, обогащенная диоксидом углерода) с помощью классической колонны перегонки CO2/H2S вместо дополнительной абсорбционной колонны 43. Степень чистоты фракции, обогащенной СО 2, с одной стороны, и фракции, обогащенной H2S, с другой стороны, зависит в основном от четырех факторов: 1) отношение объемных концентраций CO2/H2S на входе в систему; 2) полная доля H2S, которая отбирается во фракцию, обогащенную H2S (или коэффициент распределения, на выходе сверху третьего регенератора, между частью, которая отбирается из системы, и частью, которая снова вводится и сжимается на высшей ступени); 3) наличие или отсутствие обработки фракции, обогащенной СО 2; 4) рабочее давление, в частности рабочее давление первого регенератора. Другие рабочие параметры системы (температуры, давления, поглощающий раствор) и выбор материалов (регенераторов) также имеют значение. Что касается фактора 2), т.е. влияния полной доли H2S, которая отбирается во фракцию, обогащенную H2S (или коэффициент распределения на выходе сверху третьего регенератора), отметим, что чем больше дебет фракции, обогащенной H2S, тем больше повышается содержание СО 2 во фракции, обогащенной СО 2, но тем больше падает чистота H2S во фракции, обогащенной H2S. Это явление проиллюстрировано на фиг. 4-8. Чтобы получить оптимальное селективное разделение CO2 и H2S, обычно следует отбирать от 40 до 90% от полного количества H2S, присутствующего в системе, предпочтительно от 50 до 80%, еще более предпочтительно от 65 до 75%. Соответственно, объем, отобранный линией 37 отвода, благоприятно составляет от 10 до 70%, предпочтительно от 15 до 50% от полного потока, выходящего сверху третьего регенератора (коэффициент распределения). Однако специалист должен понимать, что эти значения можно подбирать или изменять в зависимости от других задействованных параметров, в частности в зависимости от факторов 1) и 3), упомянутых выше. В частности, чтобы получить желаемое селективное разделение, предпочтительно прибегнуть к об-9 017160 работке фракции, обогащенной CO2, когда отношение объемных концентраций CO2/H2S на входе в систему ниже 10, в частности, когда оно ниже 8, более конкретно когда оно ниже 6, и особенно когда оно ниже 4. Соответственно, в зависимости от желаемой чистоты для каждой из двух фракций, можно благоприятно отказаться от обработки фракции, обогащенной СО 2, когда отношение объемных концентрацийCO2/H2S на входе в систему выше 4, в частности когда оно выше 6, более конкретно когда оно выше 8 и особенно когда оно выше 10. Это иллюстрируется ниже на пяти примерах. Эти примеры использованы при степени подачи амина снизу абсорбера примерно 0,5 моль/моль и рабочих давлениях 14, 4 и 1 эффективных бар в первом, втором и третьем регенераторе соответственно. В качестве первого примера, если отношение объемных концентраций CO2/H2S на входе в систему равно 0,5, и в отсутствие обработки потока СО 2 (см. фиг. 4), отбор всего потока сверху регенератора низкого давления (третий регенератор) позволяет в лучшем случае собрать 82% входящего H2S и получить поток СО 2 всего с 57% СО 2. В качестве второго примера, если отношение объемных концентраций CO2/H2S на входе в систему равно 1 (см. фиг. 5) и без обработки потока СО 2, выгодно отобрать примерно 67% исходного H2S, что приводит к потоку H2S с чистотой 99% и к потоку CO2 с чистотой 72%. Это соответствует коэффициенту распределения 50% сверху регенератора низкого давления. Повышение отвода выше этого значения не позволяет существенно улучшить качество потока CO2 (без дополнительной обработки) и это быстро ухудшает качество потока H2S, так как в этом потоке повышается доля CO2. Напротив, ниже этого значения содержание H2S в потоке CO2 более высокое и повышается, когда снижают расход отбора. ПотокH2S остается с неизменным составом, почти чистый. В качестве третьего примера, если отношение объемных концентраций CO2/H2S на входе в систему равно 3 (см. фиг. 6) и без обработки потока CO2, оптимальная точка находится при отборе примерно 74% исходного H2S (коэффициент распределения 40%), что приводит к потоку H2S чистотой 99% и к потокуCO2 чистотой 83%. В качестве четвертого примера, если отношение объемных концентраций CO2/H2S на входе в систему равно 5 (см. фиг. 7) и без обработки потока СО 2, оптимальная точка находится при отборе 69% исходного H2S (коэффициент распределения 25%), что приводит к потоку H2S чистотой 99% и потоку CO2 чистотой 89%. В качестве пятого примера, если отношение объемных концентраций CO2/H2S на входе в систему равно 8 (см. фиг. 8) и без обработки потока CO2, отбор 66% исходного H2S (коэффициент распределения 18%) приводит к лучшему качеству продуктов: 99% для H2S и 92% для СО 2. Тогда качество потока СО 2 особенно выгодно для применения в EOR. Итак, для отношений CO2/H2S на входе ниже 8 качество потока СО 2 не оптимально и предпочтительно требует дополнительной обработки, например промывки частью регенерированного растворителя. Выше этого отношения поток CO2 содержит всего несколько % H2S, что сравнимо с повторной закачкой EOR. Во всех случаях наличие обработки потока СО 2 позволяет собрать почти весь H2S, присутствующий в поглощающем растворе в выходном потоке H2S. Что касается фактора 4), т.е. влияния рабочего давления первого регенератора, предпочтительно работать при повышенном давлении, чтобы улучшить качество разделения. Так, давление в первом регенераторе, составляющее от 10 до 20 абс. бар, предпочтительно от 12 до 18 эффективных бар, еще более предпочтительно около 14 эффективных бар, позволяет лучшее селективное разделение. Например, для отношения CO2/H2S, равного на входе 1, можно извлечь примерно 74% H2S, входящего в поток чистотой 90%, регенератором высокого давления, работающим при 14 эффективных бар,против 67% при 7 эффективных бар. Также, для отношения CO2/H2S, равного 3, можно извлечь 78% H2S,входящего в поток чистотой 90%, регенератором высокого давления, работающим при 14 эффективных бар, против 71% при 7 эффективных бар. В заключение, для потока H2S такого же качества переход от 7 эффективных бар к 14 эффективных бар позволяет дополнительно извлечь примерно 10% H2S (и, кроме того, улучшить качество соответствующего потока CO2). Однако повышение давления регенератора высокого давления предполагает соответствующую корректировку производительности компрессии и размера компрессоров. Давление примерно 14 эффективных бар составляет хороший компромисс, учитывая сохранение степени сжатия между ступенями и учитывая обычно применяющийся сорт трубопроводов. Согласно одному варианту изобретения можно охлаждать газ, выходящий из третьего регенератора(соответственно второго регенератора), и отделять водный конденсат до повторного сжатия. Так, можно эксплуатировать компрессоры в диапазоне номинальных параметров (в частности, что касается производительности компрессоров и сопротивления материалов). Это охлаждение обязывает повышать мощность ребойлеров на уровне регенераторов, но увеличение, соответствующее расходу энергии, частично компенсируется уменьшением производительности компрессии (поскольку при этом конденсированная вода не сжимается, дебет в компрессорах меньший). Кроме того, выбор такого охлаждения не влияет на качество селективного разделения газов H2S и СО 2.- 10017160 Если такое охлаждение имеет место, следует снизить температуру на входе в компрессоры (всасывание) до 20-60 С (против 90-120 С без охлаждения). Температура на выходе компрессоров (нагнетание) соответственно снижается до 140-180 С (против 200-260 С без охлаждения). Таблица ниже приводит в качестве примера сравнение (результаты численного моделирования) работы второго и третьего регенераторов с и без описанного выше охлаждения. Сравнительная работа компрессоров с и без охлаждения на входе Согласно одному варианту изобретения эффективность способа улучшается при отборе части (и даже всего) поглощающего раствора на этапе абсорбции в абсорбционной колонне 2, охлаждая поглощающий раствор и приводя его в контакт с обрабатываемой газовой смесью в абсорбционной колонне 2. Отбор и повторное введение осуществляются в промежуточном положении между головой и низом колонны, например, приблизительно в середине колонны. Снижение температуры поглощающего раствора в ходе абсорбции позволяет повысить коэффициент нагрузки поглощающего раствора внизу колонны. Соответственно, расход поглощающего раствора можно снизить, например, примерно на 10% для обработки газа с высоким содержанием кислых газов. Можно, кроме того, использовать сжатый и охлажденный полуобогащенный поглощающий раствор для снабжения абсорбционной колонны 2 (в ее середине) вместе или нет с поглощающим раствором,отобранным с абсорбционной колонны 2 и охлажденным, причем полуобогащенный поглощающий раствор получен или с этапа мгновенного расширения, или с первого или второго этапа регенерации, или же с этапа обработки кислых газов, собранных после первого этапа регенерации. Полуобогащенный раствор может, кроме того, быть комбинацией потоков, соответствующих этим разным источникам. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Способ обработки газовой смеси, содержащей кислые газы, включающий в себя следующие этапы: приводят в контакт газовую смесь с поглощающим раствором, позволяющим получить нейтрализованную газовую смесь и поглощающий раствор, насыщенный кислыми газами; регенерируют поглощающий раствор, насыщенный кислыми газами; причем регенерация содержит следующие этапы: подают поглощающий раствор в первый регенератор, находящийся при первом давлении; затем подают поглощающий раствор во второй регенератор, находящийся при втором давлении,которое ниже первого давления; осуществляют сжатие газов, выходящих из второго регенератора, и возврат сжатых таким образом газов к первому регенератору; после прохождения через второй регенератор подают поглощающий раствор в третий регенератор,находящийся при третьем давлении, которое ниже второго давления; осуществляют сжатие газов, выходящих из третьего регенератора, и возврат сжатых таким образом газов ко второму регенератору; причем по меньшей мере часть газов, выходящих из второго и/или третьего регенератора, отбира- 11017160 ют, чтобы обеспечить газовую смесь, обогащенную сероводородом, и по меньшей мере часть газов, выходящих из первого регенератора, отбирают, чтобы обеспечить газовую смесь, обогащенную диоксидом углерода; газовую смесь, обогащенную диоксидом углерода, приводят в контакт по меньшей мере с частью поглощающего раствора, выходящего из второго или третьего регенератора, чтобы получить более обогащенную диоксидом углерода газовую смесь, причем поглощающий раствор, полученный после этого приведения в контакт, подвергают затем регенерации или охлаждают и приводят в контакт с газовой смесью. 2. Способ по п.1, в котором первое давление составляет от 5 до 20 эффективных бар, второе давление составляет от 2 до 6 эффективных бар и третье давление составляет от 0,5 до 1,5 эффективных бар. 3. Способ по одному из пп.1 или 2, в котором нагревают первый, и/или второй, и/или третий регенератор. 4. Способ по одному из пп.1-3, в котором поглощающий раствор не кипит в первом регенераторе и втором регенераторе и находится при кипении в третьем регенераторе. 5. Способ по одному из пп.1-4, в котором на этапе приведения в контакт газовой смеси с поглощающим раствором часть поглощающего раствора отбирают, охлаждают и снова приводят в контакт с газовой смесью. 6. Способ по одному из пп.1-5, в котором поглощающий раствор подвергают мгновенному расширению перед подачей в первый регенератор. 7. Способ по одному из пп.1-6, в котором часть поглощающего раствора, полученная после мгновенного расширения, и/или часть поглощающего раствора, полученная после прохождения через первый регенератор, и/или часть поглощающего раствора, полученная после прохождения через второй регенератор, и/или часть поглощающего раствора, полученная после прохождения через дополнительную абсорбционную колонну, охлаждают и приводят в контакт с газовой смесью. 8. Способ по одному из пп.1-7, в котором газовая смесь содержит в основе углеводороды и предпочтительно является природным газом. 9. Способ по одному из пп.1-8, в котором поглощающий раствор содержит по меньшей мере один алканоламин, предпочтительно выбранный из группы, состоящей из диэтаноламина, метилдиэтаноламина и активированного метилдиэтаноламина; при необходимости C2-C4-тиоалканол, предпочтительно тиодигликоль и воду. 10. Способ по одному из пп.1-8, в котором поглощающий раствор содержит по меньшей мере один алканоламин, предпочтительно выбранный из группы, состоящей из диизопропаноламина и метилдиэтаноламина; при необходимости сульфолан и воду. 11. Способ по одному из пп.1-10, включающий в себя дополнительно этап, на котором осуществляют дегидратацию нейтрализованной газовой смеси. 12. Способ по одному из пп.1-11, в котором газовая смесь, обогащенная сероводородом, содержит более 90%, а предпочтительно более 99% сероводорода, и/или газовая смесь, обогащенная диоксидом углерода, или газовая смесь, значительно обогащенная диоксидом углерода, содержит более 90%, предпочтительно более 95% диоксида углерода. 13. Способ по одному из пп.1-12, в котором газовую смесь, обогащенную сероводородом, отбирают из третьего регенератора из расчета от 10 до 70%, предпочтительно от 15 до 50% от всех газов, выходящих из третьего регенератора. 14. Устройство обработки газовой смеси, содержащей кислые газы, включающее абсорбционную колонну (2); линию (1) подвода газовой смеси, подаваемой в нижнюю часть абсорбционной колонны (2); линию (33) подвода поглощающего раствора, подаваемого сверху абсорбционной колонны (2); первый регенератор (11), вход которого соединен с нижним выходом абсорбционной колонны (2) через линию (4) отбора обогащенного поглощающего раствора; второй регенератор (21); линию (13) подвода жидкости из первого регенератора (11) ко второму регенератору (21); линию (25) подвода газов из второго регенератора (21) к первому регенератору (11); компрессор (26), расположенный на линии (25) подвода газов из второго регенератора (21) к первому регенератору (11); третий регенератор (31); линию (23) подвода жидкости из второго регенератора (21) к третьему регенератору (31); линию (35) подвода газов из третьего регенератора (31) ко второму регенератору (21); компрессор (36), расположенный на линии (35) подвода газов из третьего регенератора (31) ко второму регенератору (21); линию (37) отбора газовой смеси, обогащенной сероводородом, ответвленную от выхода второго- 12017160 регенератора (21) и/или третьего регенератора (31); линию (15) отбора газовой смеси, обогащенной диоксидом углерода, идущую от выхода первого регенератора (11); дополнительную абсорбционную колонну (43), запитываемую снизу через линию (15) отбора газовой смеси, обогащенной диоксидом углерода; дополнительную линию (44) подвода поглощающего раствора, питающую сверху дополнительную абсорбционную колонну (43); линию (45) отбора более богатой диоксидом углерода газовой смеси, ответвленную от верхнего выхода дополнительной абсорбционной колонны (43); линию (46) отбора поглощающего раствора, ответвленную от нижнего выхода дополнительной абсорбционной колонны (43) и при необходимости питающую первый регенератор (11). 15. Установка по п.14, содержащая один или несколько следующих элементов: детандер (5), расположенный на линии (4) отбора обогащенного поглощающего раствора; средство охлаждения (34) и насос (39), расположенные на линии (33) подвода поглощающего раствора; детандер (14), расположенный на линии (13) подвода жидкости из первого регенератора (11) ко второму регенератору (21); детандер (24), расположенный на линии (23) подвода жидкости из второго регенератора (21) к третьему регенератору (31). 16. Установка по одному из пп.14 или 15, в которой первый регенератор (11), и/или второй регенератор (21), и/или третий регенератор (31) снабжены нагревательными средствами (12, 22, 32). 17. Установка по одному из пп.14-16, содержащая средство охлаждения (62); линию (61) отбора поглощающего раствора, ответвленную от абсорбционной колонны (2) и питающую средство охлаждения (62); линию (63) ввода охлажденного поглощающего раствора, отходящую от средства охлаждения (62) и питающую абсорбционную колонну (2). 18. Установка по одному из пп.14-17, содержащая между абсорбционной колонной (2) и первым регенератором (11) камеру (51) мгновенного расширения. 19. Установка по одному из пп.14-18, содержащая байпасную линию (64) поглощающего раствора, снабжаемую через первый байпас (64 а), второй байпас (64b), третий байпас (64 с), четвертый байпас (64d) или через множество байпасов, причем каждый байпас (64 а, 64b, 64c, 64d) оснащен средством охлаждения (65 а, 65b, 65c, 65d) и насосом (66 а, 66b,66c, 66d), причем первый байпас (64 а) ответвляется от выхода камеры (51) мгновенного расширения; второй байпас (64b) ответвляется от выхода первого регенератора (11); третий байпас (65 с) ответвляется от выхода второго регенератора (21); четвертый байпас (65d) ответвляется от выхода дополнительной абсорбционной колонны (43). 20. Установка по одному из пп.14-19, в которой каждый компрессор (26, 36) снабжен на входе холодильником или в которой каждый компрессор (26, 36) разделен на два соединенных последовательно компрессора со средством охлаждения между ними. 21. Способ получения сжиженного природного газа, включающий в себя следующие этапы: обрабатывают природный газ, содержащий кислые газы, согласно способу по одному из пп.1-13 и осуществляют сжижение обработанного природного газа.