Способ удаления серы из продуктового потока газовой скважины и установка для удаления серы из растворителя

СПОСОБ УДАЛЕНИЯ СЕРЫ ИЗ ПРОДУКТОВОГО ПОТОКА ГАЗОВОЙ СКВАЖИНЫ И УСТАНОВКА ДЛЯ УДАЛЕНИЯ СЕРЫ ИЗ РАСТВОРИТЕЛЯ(71)(73) Заявитель и патентовладелец: ФЛУОР ТЕКНОЛОДЖИЗ КОРПОРЕЙШН (US) Предложены схемы и способы для удаления элементарной серы из различных газов и, в особенности, из кислых газов скважин с применением углеводородного растворителя, который растворяет серу с образованием обогащенного растворителя и который затем регенерируют гидроочисткой. Таким образом, серу удаляют из обогащенного растворителя в виде H2S, который может быть затем переработан (например, в установке Клауса или в установке абсорбции), в то время как регенерированный растворитель возвращают в скважину и связанные с ней продуктовые трубопроводы. 014983 Заявка на настоящий патент претендует на приоритет нашей одновременно находящейся на рассмотрении предварительной патентной заявки США с серийным номером 60/824253, которая была подана 31 августа 2006 г. Область изобретения Областью изобретения является удаление серы из газов и, в особенности, удаление элементарной серы из кислых газов газовых скважин и связанных газотранспортных систем. Предпосылки создания изобретения Кислый газ часто содержит значительные количества растворенной элементарной серы, которая склонна осаждаться в многочисленных точках во время транспортировки, включающих колонну скважины, систему сбора газа, и в последующем оборудовании обработки и переработки газов. Для того чтобы избежать таких проблем, в колонну скважины или в систему сбора газа могут вводиться жидкие углеводороды, чтобы солюбилизировать серу в углеводородной жидкой фазе и тем самым предотвратить осаждение элементарной серы. Наиболее широко в качестве растворителей используют ароматические растворители (например, алкилнафталин), поскольку они демонстрируют более высокую растворимость серы, чем парафиновые или нафтеновые углеводороды. Типичный пример такой системы описан в патенте США 4322307. Регенерацию насыщенных серой ароматических углеводородных растворителей обычно осуществляют путем контактирования обогащенного растворителя с водным раствором, включающим амин (например, этиламин). В таких системах сера превращается в полисульфид и переходит в водную фазу, регенерируя тем самым углеводородный растворитель, который затем возвращают в цикл. Водный раствор,содержащий амин и полисульфид/серу, затем регенерируют дистилляцией, чтобы получить водный раствор амина в качестве шлемового продукта и загрязненную расплавленную серу в качестве кубового продукта. Например, патент США 5242672 описывает типичный регенераторный блок. Хотя такие системы обычно достигают желаемого снижения содержания серы в кислом газе, тем не менее сохраняются многочисленные затруднения. Среди прочего, регенерация растворителя с использованием раствора амина требует значительных количеств энергии для нагрева и перекачки. Более того, и в зависимости от конкретного кислого газа, химическая стабильность раствора амина может быть меньше, чем желательно, и потребуются стабилизаторы и/или замена амина. Также полисульфид и/или сера, полученные при такой регенерации, могут, по меньшей мере, в некоторых случаях требовать дополнительной переработки, чтобы обеспечить желаемый конечный продукт. Альтернативно, в качестве растворителей серы может быть применен диалкилдисульфид, как описано, например, в патенте США 3531160. В таких системах растворенную серу удаляют дистилляцией и/или осаждением растворителем (например, кетонами или углеводородами), чтобы регенерировать растворитель. Для скважин с высокой температурой и высоким давлением алкилсульфид или диалкилдисульфид может быть активирован амином, как описано в патентах США 4248817 и 4290900. Регенерации растворителя часто достигают осаждением растворенной серы. Такие системы предоставляют некоторые преимущества по сравнению с системами растворения серы на основе парафиновых или нафтеновых углеводородов, однако подвержены другим недостаткам. Например, регенерация растворителей не всегда является количественной, и растворители, если они активированы, могут со временем разлагаться и терять эффективность, в особенности в сравнительно жестких условиях получения газа из глубоких скважин. Следовательно, для того чтобы поддерживать желательную эффективность, обычно должен быть добавлен свежий растворитель. Далее, регенерация, по меньшей мере, в некоторых из таких систем все еще требует существенных количеств энергии. Поэтому, хотя в технике известны многочисленные способы систем растворителей серы, все или почти все из них страдают одним или несколькими недостатками. Следовательно, еще имеется необходимость в разработке систем и способов для систем растворителей серы. Сущность изобретения Настоящее изобретение направлено на схемы и способы удаления серы из растворителя, который используют для растворения и/или предотвращения отложений серы в скважине и присоединенном трубопроводном оборудовании. В схемах и способах согласно предмету изобретения богатый серой растворитель гидроочищают, чтобы тем самым регенерировать растворитель и получить H2S, который затем может быть дополнительно концентрирован в последующем процессе и/или превращен в элементарную серу в установке Клауса. Наиболее предпочтительно растворитель представляет собой углеводородный растворитель и включает нафтеновый углеводород, парафиновый углеводород и/или ароматический углеводород. В одном аспекте предмета изобретения установка получения газа включает скважину, присоединенную потоком к сепаратору, где сепаратор предназначен для разделения выходного потока скважины на газовую часть и часть обогащенного растворителя. Гидроочиститель присоединен потоком к сепаратору и предназначен для обработки обогащенного растворителя так, чтобы сделать возможным получение продуктового H2S и регенерированного растворителя, и рециркуляционный контур предназначен для того, чтобы сделать возможной подачу регенерированного растворителя в верх скважины, в забой скважины и/или в скважинную колонну труб или другой трубопровод, транспортирующий продукцию сква-1 014983 жины, чтобы тем самым сделать возможным образование части обогащенного растворителя. Наиболее предпочтительно рассматриваемые установки дополнительно включают блок очистки,присоединенный потоком к гидроочистителю и предназначенный для получения обогащенного водородом рециркулирующего потока и обогащенного H2S кислого газового потока (например, используя мембранный сепаратор, или блок адсорбции на основе растворителя, и/или блок адсорбции с изменением давления), где, по меньшей мере, в некоторых аспектах установка Клауса присоединена потоком к гидроочистителю или к блоку очистки для того, чтобы получить поток обогащенного H2S кислого газа и получить элементарную серу. В зависимости от растворителя предусмотрено также, что установка включает дегидрогенизатор, который связан потоком с гидроочистителем и предназначен для того, чтобы дегидрировать по меньшей мере часть регенерированного растворителя. Еще дополнительно предполагается, что может быть обеспечен байпас, который позволяет подать часть регенерированного растворителя из положения после гидроочистителя в продукт скважины в положение перед гидроочистителем или непосредственно в гидроочиститель, чтобы тем самым регулировать температуру гидроочистителя. Поэтому в другом аспекте предмета изобретения предусмотрены также способы удаления серы из продуктового потока газовой скважины, в которых регенерированный растворитель подают по меньшей мере в одно положение из верха скважины, забоя скважины и трубопровода, транспортирующего выходной продукт скважины, чтобы тем самым образовать смешанный выходной продукт скважины, который включает растворенную серу. Смешанный выходной продукт скважины разделяют на часть обогащенного растворителя и газовую часть, газовую часть затем гидроочищают, чтобы получить товарный H2S и регенерированный растворитель. Наиболее предпочтительно растворитель включает по меньшей мере один из нафтенового углеводорода, парафинового углеводорода и ароматического углеводорода, и стадию гидроочистки проводят в условиях, которые сохраняют ненасыщенность обогащенного растворителя и которые превращают по меньшей мере часть растворенной серы в H2S. Там, где это желательно или необходимо, регенерированный растворитель может быть десатурирован, и/или H2S может быть снова превращен в элементарную серу в установке Клауса. Еще далее, обычно предпочтительно, чтобы по меньшей мере часть регенерированного растворителя была использована как повторно используемое сырье на стадии гидроочистки. Поэтому и с точки зрения другой перспективы способ регенерации насыщенного серой растворителя с концентрацией растворенной серы по меньшей мере 2 мас.% (где насыщенный серой растворитель поступает из газовой скважины) включает стадию гидроочистки для образования продуктового H2S и регенерированного растворителя. Предпочтительно продуктовый H2S перерабатывают дополнительно,чтобы получить обогащенный водородом рецикловый поток и обогащенный H2S поток кислого газа и по меньшей мере часть регенерированного растворителя подают по меньшей мере в одно положение из верха скважины, забоя скважины и трубопровода, транспортирующего выходной продукт скважины, чтобы образовать в результате обогащенный растворитель. В особо предпочтительных способах гидроочистку осуществляют при условиях, которые сохраняют ненасыщенность обогащенного растворителя и которые превращают по меньшей мере часть растворенной серы в H2S. Различные цели, характерные признаки, аспекты и преимущества настоящего изобретения должны стать более ясными из последующего подробного описания предпочтительных осуществлений изобретения вместе с прилагаемыми чертежами. Краткое описание чертежа Чертеж является схематичным изображением типичной конфигурации установки согласно предмету изобретения. Подробное описание изобретения Авторы изобретения обнаружили, что сера может быть просто и эффективно удалена из растворителя серы в системе, в которой насыщенный серой растворитель (обычно углеводородный растворитель) регенерируют реакцией гидрирования, которая превращает серу в сероводород. Образовавшийся таким образом сероводород удаляют из гидроочищенного растворителя и превращают в элементарную серу в последующей установке серы (или перерабатывают иным способом), в то время как регенерированный растворитель рециркулируют в скважину и связанные с ней трубопроводы. Наиболее предпочтительно реакцию гидрирования проводят в условиях, которые делают возможным превращение серы в сероводород, в то время как растворитель остается незатронутым (обычно низкие температура и/или давление). Если желательно, по меньшей мере часть регенерированного таким образом растворителя может быть подвергнута реакции дегидрирования, чтобы восстановить или откорректировать степень ненасыщенности или ароматизации. Чертеж изображает типичную схему системы солюбилизации серы 100, где несодержащие серу или обедненные серой жидкие нефтепродукты закачивают в колонну труб скважины, в проточные линии или в систему сбора в количествах, достаточных для того, чтобы понизить, подавить и/или даже исключить отложение элементарной серы. Здесь установка 100 включает продуктовую скважину 110, которая производит выходной продукт скважины 112. Поскольку регенерированный растворитель 144 подают в устье скважины 144A, в забой скважины 144B и/или в трубопроводное оборудование 144C, выходной продукт скважины включает добываемую воду, кислый газ и растворитель с растворенной серой (т.е.-2 014983 обогащенный растворитель). Выходной продукт скважины 112 направляют в трехфазный сепаратор 120,который разделяет выходной продукт скважины на продуктовую воду 124, кислый газ 122 и обогащенный растворитель 126. Обогащенный растворитель 126 подают в гидроочиститель 130, обычно вместе с байпасным потоком 138, который выводят из точки после гидроочистителя (включая регенерированный растворитель). Гидроочиститель 130 получает поток водорода 132 и производит поток продуктового H2S 134, который направляют в блок очистки 150, в котором поток рециклового водорода 152 отделяют от потока продуктового H2S 154. Обогащенный H2S поток 154 покидает блок очистки 150 как сырье для установки Клауса 160. Затем большую часть регенерированного растворителя 136 вводят в необязательный накопительный бак или складской резервуар 140, в то время как сравнительно небольшой байпасный поток 137 направляют обратно в гидроочиститель 130 для регулирования температуры экзотермической реакции. Наиболее предпочтительно количество байпасного потока 137 выбирают так, чтобы гидроочиститель работал при температуре, эффективной для того, чтобы получать H2S из серы, но незначительно (не более чем на 10%, предпочтительно не более чем на 5%) снижать степень ненасыщенности растворителя. Когда ненасыщенность растворителя относительно велика и/или когда желательна относительно высокая степень ненасыщенности, может быть добавлен блок дегидрогенизации 170, в котором десатурируют по меньшей мере часть регенерированного растворителя 136 (например, через поток 137). Полученный таким образом десатурированный поток может быть затем подан в виде потока 174 в складской резервуар 140 и/или в гидроочиститель 130. Отходящий газ 172 может быть направлен в топливную горелку, тогда как избыток регенерированного растворителя 142 может быть реализован как товар широкого потребления. В отношении подходящих скважинных систем предполагается, что все скважины и связанное с ними оборудование (например, трубопроводы, манифольды и т.д.), в которых отложение серы является проблемой, подходят для использования в сочетании с представленными здесь указаниями. Однако особо предпочтительно, чтобы скважины являлись газовыми и/или нефтяными скважинами с высокой температурой и высоким давлением. Соответственно состав, температура и давление продукта скважины будут значительно варьироваться. Например, давление продукта скважины может находиться между 10 и 5000 фунт/кв.дюйм (изб.), более типично между 50 и 2000 фунт/кв.дюйм (изб.), и продукт может иметь температуру между 50 и 300F, более типично между 50 и 200F. Продукт скважины обычно включает продуктовую воду, насыщенный серой углеводородный растворитель и кислый газ и предпочтительно разделяется в трехфазном сепараторе. В зависимости от конкретных схемы установки и состава продукта скважины могут быть также применены двухфазный сепаратор, дегидратор и/или другое оборудование. После отделения от воды и/или жидких нефтепродуктов кислый газ направляют в один или несколько блоков очистки газа и блоков переработки (не показаны), тогда как продуктовую воду очищают для сброса или другого использования (не показаны). Когда продукт скважины имеет относительно высокое давление (например, выше 300 фунт/кв.дюйм (изб., должно быть понятно, что одно или несколько устройств понижения давления могут быть применены для получения работы, и когда температура продукта скважины относительно высока (например, выше 200F), теплосодержание может быть использовано в одном или нескольких теплообменниках внутри производственной установки. В отношении растворителя серы обычно предполагается, что все растворители, которые солюбилизируют отложения серы, являются пригодными для настоящего изобретения. Однако в особо предпочтительных аспектах растворителем являются жидкие нефтепродукты. Должно быть сверх того понятно, что конкретная природа не является критической, но, как правило, предпочтительно, чтобы углеводородный растворитель являлся нафтеновым, парафиновым, ароматическим углеводородом или их смесью (наиболее предпочтительно жидкие нефтепродукты представляют собой ароматические жидкие нефтепродукты вследствие их высокой растворимости серы). Растворитель может происходить из совместно добываемой нефти (обычно очищенной до удовлетворения требованиям) или может быть поставлен из внешнего источника как подпитывающее масло с других операций нефтепереработки в том же или другом месте. Кроме того, в менее предпочтительных аспектах жидкие нефтепродукты могут также включать активатор (в особенности, когда фракции жидких нефтепродуктов включают алкилсульфид иди диалкилдисульфид). Скорость циркуляции жидких нефтепродуктов должна, по меньшей мере, частично зависеть от ожидаемого количества отложений серы, содержания серы в кислом газе, растворимости серы в растворителе и от условий температуры и давления в скважине и трубопроводном оборудовании. Регенерированный растворитель не требуется количественно очищать от серы, и он может иметь остаточное содержание серы менее 1 мас.%, более предпочтительно менее 0,5 мас.%, еще более предпочтительно менее 0,1 мас.% и наиболее предпочтительно менее 100 ч./млн. Следует также понимать, что в растворителе могут присутствовать различные соединения серы, отличные от элементарной серы, и наиболее вероятные сернистые соединения включают меркаптаны и COS. Подобным образом количество серы в насыщенном серой обогащенном растворителе обычно должно варьироваться, но в большинстве случаев составляет по меньшей мере 2 мас.%, более предпочтительно по меньшей мере 3 мас.%, еще более предпочтительно по меньшей мере 5 мас.% и наиболее предпочтительно по меньшей мере 10 мас.%. Поэтому следует понимать, что обогащенный растворитель или часть его может также проходить несколько цик-3 014983 лов, прежде чем будет достигнута желаемая степень его насыщения серой. Насыщенный серой углеводородный растворитель затем направляют в гидроочиститель, где он нагревается и контактирует с водородом для того, чтобы превратить практически все (например, по меньшей мере 70%, более предпочтительно по меньшей мере 85%, наиболее предпочтительно по меньшей мере 95%) соединения серы в H2S. Нагрев обогащенного растворителя может быть осуществлен в теплообменнике, который термически сопряжен с выходом из гидроочистителя, или другим обычным способом нагрева. Подобным образом, управление экзотермической реакцией предпочтительно достигается использованием углеводородного рециклового потока, который используют, чтобы разбавить поток питания в гидроочиститель (рецикловый поток может быть дополнительно охлажден с использованием теплообмена с продуктом скважины или с другим потоком с установки). Подпитывающий водород может быть добавлен в растворитель и/или в гидроочиститель, как требуется, обычным образом. В отношении подходящих реакторов гидроочистки должно быть понятно, что большинство доступных в промышленности конструкций реакторов, катализаторов и условий являются подходящими для использования здесь. Однако в особо предпочтительных аспектах и, в особенности там, где в качестве углеводородного растворителя для удаления серы используют ароматические углеводороды, следует отметить, что реактор гидроочистки предназначен для работы при достаточно низких давлении и температуре, чтобы уменьшить или даже устранить насыщение ароматических углеводородов. Для того чтобы сдерживать тепло реакции гидрирования, обычно предпочтительно, чтобы рецикловый поток обработанного нефтепродукта смешивался с насыщенным серой растворителем, как показано на фиг. 1. Конкретные объемы потоков должны зависеть от различных переменных, включающих содержание серы, тип катализатора и давление в реакторе и т.п., и специалист рядовой квалификации должен быть способен определить подходящие соотношения потоков без чрезмерного экспериментирования. В предпочтительных осуществлениях богатый H2S газ из гидроочистителя направляют затем в блок очистки газа, чтобы извлечь по меньшей мере часть водорода из H2S продукта. Такое извлечение может быть сделано с использованием селективной по водороду мембраны, процесса на основе растворителя и/или процесса адсорбции с изменением давления. Безотносительно от способа переработки H2S продукт направляют на установку серы (обычно установку Клауса или подобную схему) или в другое место назначения (например, в отходы процесса, которые включают кислый газ) для получения элементарной серы и/или извлечения H2S, в то время как остальной обессеренный богатый H2S поток из блока очистки газов возвращают в гидроочиститель или используют в процессе сжигания. Регенерированный растворитель из гидроочистителя предпочтительно рециркулируют в газовую скважину и связанное трубопроводное оборудование, и, если желательно, накопительный или складской резервуар может быть введен в действие, чтобы вместить избыток регенерированного растворителя. В наиболее предпочтительных аспектах по меньшей мере часть регенерированного растворителя вводят обратно в гидроочиститель или в питание гидроочистителя для регулирования температуры, как обсуждено выше. Дополнительно или альтернативно, по меньшей мере часть регенерированного растворителя может также быть направлена в реактор дегидрогенизации для получения или поддержания желаемой степени ненасыщенности и/или ароматичности растворителя. Водородсодержащие отходящие газы из такого реактора могут быть поданы в гидроочиститель, в блок разделения и/или на сжигание. Таким образом, были раскрыты конкретные осуществления и применения систем растворителей серы на основе углеводородов. Специалистам, однако, должно быть ясно, что намного больше модификаций, кроме тех, которые уже описаны, возможно без отклонения от представленной здесь идеи изобретения. Поэтому предмет изобретения не должен быть ограничен ничем, кроме сути прилагаемой формулы изобретения. Кроме того, при интерпретации и описания, и формулы изобретения все термины должны интерпретироваться самым широким возможным образом, совместимым с контекстом. В частности, термины "включает" и"включающий" должны интерпретироваться как относящиеся к элементам, компонентам или стадиям неисключительным образом, указывающим, что элементы, компоненты или стадии, о которых идет речь,могут присутствовать, или использоваться, или сочетаться с другими элементами, компонентами или стадиями, на которые нет явных указаний. Кроме того, если определение или использование термина в документе, который включен сюда посредством ссылки, несовместимо или противоречит определению термина, данному здесь, применяется определение термина, приведенное здесь, а определение термина в цитируемом документе не применяется. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Установка для удаления серы из растворителя, используемого для растворения и/или предотвращения отложений серы в скважине и присоединенном трубопроводном оборудовании, включающая последовательно установленные сепаратор для разделения выходного потока скважины на газовую часть и часть обогащенного серой растворителя; теплообменник для нагрева обогащенного растворителя; гидроочиститель, выполненный с возможностью обеспечения взаимодействия водорода и нагретого обогащенного растворителя в условиях, обеспечивающих получение продуктового H2S и регенерированного растворителя; и рециркуляционный контур подачи регенерированного растворителя по меньшей мере в одно из положений, выбранных из группы - верх скважины, забой скважины и трубопровод, транспортирующий скважинный продукт. 2. Установка по п.1, дополнительно включающая блок очистки, присоединенный по потоку к гидроочистителю и предназначенный для получения обогащенного водородом рециркулирующего потока и обогащенного H2S кислого газового потока. 3. Установка по п.2, где блок очистки включает сепаратор, выбранный из группы, состоящей из установки мембранного сепаратора, установки адсорбции на основе растворителя и установки адсорбции с изменением давления. 4. Установка по п.2, дополнительно включающая установку Клауса, присоединенную потоком к блоку очистки и предназначенную для того, чтобы получить поток обогащенного H2S кислого газа и получить элементарную серу. 5. Установка по п.2, дополнительно включающая установку Клауса, присоединенную по потоку к гидроочистителю и предназначенную для того, чтобы получить продуктовый H2S и получить элементарную серу. 6. Установка по п.1, дополнительно включающая дегидрогенизатор, связанный потоком с гидроочистителем и предназначенный для того, чтобы дегидрировать по меньшей мере часть регенерированного растворителя. 7. Установка по п.1, где регенерированный растворитель включает по меньшей мере один из нафтенового углеводорода, парафинового углеводорода и ароматического углеводорода. 8. Установка по п.1, дополнительно включающая байпас для подачи части регенерированного растворителя из положения после гидроочистителя в выходной продукт скважины в положение перед гидроочистителем или непосредственно в гидроочиститель. 9. Установка по п.1, дополнительно включающая промежуточный резервуар или складской резервуар, присоединенный по потоку к гидроочистителю и к рециркуляционному контуру. 10. Установка по п.1, где рециркуляционный контур предназначен для того, чтобы сделать возможной подачу регенерированного растворителя по меньшей мере в два положения из верха скважины, забоя скважины и трубопровода, транспортирующего продукцию скважины. 11. Способ удаления серы из продуктового потока газовой скважины, включающий подачу регенерированного растворителя серы по меньшей мере в одно из положений, выбранных из группы - верх скважины, забой скважины и трубопровод, транспортирующий выходной скважинный продукт; разделение смешанного с растворителем выходного продукта скважины на часть обогащенного растворителя и газовую часть; и приведение нагретого обогащенного растворителя в гидроочистителе в контакт с водородом в условиях, необходимых для получения продуктового H2S и регенерированного растворителя. 12. Способ по п.11, в котором растворитель включает по меньшей мере один из нафтенового углеводорода, парафинового углеводорода и ароматического углеводорода. 13. Способ по п.11, в котором гидроочистку проводят в условиях, которые сохраняют ненасыщенность обогащенного растворителя и которые превращают по меньшей мере часть растворенной серы вH2S. 14. Способ по п.11, дополнительно включающий стадию десатурации по меньшей мере части регенерированного растворителя. 15. Способ по п.11, дополнительно включающий стадию превращения продуктового H2S в элементарную серу в последующей установке Клауса. 16. Способ по п.11, в котором по меньшей мере часть регенерированного растворителя используют как рециркулирующее питание на стадии гидроочистки. 17. Способ регенерации насыщенного серой растворителя с концентрацией серы по меньшей мере 5 мас.% из газовой скважины, в котором нагревают обогащенный растворитель и затем нагретый обогащенный растворитель приводят в контакт с водородом в гидроочистителе в условиях, необходимых для-5 014983 образования продуктового H2S и регенерированного растворителя. 18. Способ по п.17, в котором продуктовый H2S дополнительно перерабатывают, чтобы получить обогащенный водородом рецикловый поток и обогащенный H2S поток кислого газа. 19. Способ по п.17, в котором по меньшей мере часть регенерированного растворителя подают по меньшей мере в одно положение из верха скважины, забоя скважины и трубопровода, транспортирующего выходной продукт скважины, чтобы образовать в результате обогащенный растворитель. 20. Способ по п.17, в котором гидроочистку осуществляют при условиях, которые сохраняют ненасыщенность обогащенного растворителя и которые превращают по меньшей мере часть растворенной серы в H2S.