Современные методы очистки углеводородных газов от сернистых соединений

  В настоящее время значительное количество добываемого газа (природного и попутного нефтяного) содержит кислые компоненты – сероводород и диоксид углерода. Содержание этих веществ в газах разных месторождений изменяется в широких пределах от долей до десятков процентов. Сероводород является ядовитым веществом, его максимальное количество в газе, подаваемом в магистральные трубопроводы, регламентируется. Сероводород, также как и диоксид углерода, в присутствии воды образует кислоты, которые вызывают химическую и электрохимическую коррозию металлов. При определенных условиях сероводород является причиной сульфидного растрескивания металлов. Присутствие значительного количества диоксида углерода в газе снижает его теплоту сгорания, которая также регламентируется.

   Эти причины привели к разработке и промышленной реализации множества способов очистки углеводородных газов от кислых компонентов.

  Кроме сероводорода в углеводородных газах могут присутствовать другие соединения серы: меркаптаны (метилмеркаптан, этилмеркаптан и др. R-SH – общая формула) и серооксид углерода (COS), сероуглерод (CS₂).

  Сероводородсодержащий природный газ перед подачей в магистральный газопровод должен быть очищен от сернистых соединений в целях защиты трубопроводов и оборудования от коррозии, охраны населения от токсического воздействия, предохранения от отравления многих промышленных катализаторов, а также в связи с требованиями охраны окружающей среды. Вместе с тем получаемый при очистке газа сероводород перерабатывается в серу, что уменьшает затраты на очистку газа и дает ценное сырье для народного хозяйства.

  Кроме сероводорода в газе могут присутствовать и другие сернистые соединения (меркаптаны, сероокись углерода, сероуглерод), которые являются причиной коррозии оборудования и отравления катализаторов (в процессах синтеза). При сгорании они образуют диоксид серы.

  Диоксид углерода является балластом и увеличивает затраты на транспортировку газа. В ряде случаев наличие СО₂ в газе затрудняет дальнейшую его переработку (выделение этана, гелия и другие процессы, связанные с глубоким охлаждением газа) [1].

  Выбор процесса очистки газа от сернистых соединений определяется экономикой и зависит от многих факторов, основными из которых являются: состав и параметры сырьевого газа, требуемая степень очистки и область использования товарного газа, наличие и параметры энергоресурсов, отходы производства и др.

  Для очистки природного газа от H₂S, СО₂ и других примесей применяют различные методы [2-5, 6-19]:

- хемосорбционные, основанные на химическом взаимодействии примесей с жидким абсорбентом;

- физическую абсорбцию, при которой примеси избирательно поглощаются органическим растворителем;

- комбинированные, использующие одновременно химические и физические абсорбенты;

- окислительные, основанные на необратимых превращениях примесей в элементарную серу и другие вещества;

- адсорбционные, в которых примеси избирательно поглощаются на поверхности твердых веществ – активированного угля, алюмосиликата и т.п.;

- щелочные методы очистки;

- безрегенерационные методы очистки.

  Выбор метода очистки природного газа зависит от многих факторов: состава и параметров сырьевого газа, необходимой степени его очистки, вида и количества имеющихся энергоресурсов, требований охраны окружающей среды и т.д.

Из хемосорбентов применяют едкий натрий и калий, углекислые соли щелочных металлов (карбонаты калия и натрия) и наиболее широко – алканоламины. Использование химических растворителей основано на химической реакции между активной частью хемосорбента и кислыми компонентами. Образующиеся соли при нагревании разлагаются. Максимальная поглотительная способность водных растворов химических абсорбентов определяется стехиометрией.

  Основным преимуществом хемосорбционных процессов, и в частности процессов с использованием водных растворов алканоламинов, является высокая и надежная степень очистки газа независимо от парциального давления кислых компонентов, а также низкая абсорбция углеводородных компонентов сырьевого газа, что гарантирует высокое качество товарной серы, получаемой из кислых газов, выделяемых при регенерации абсорбента [1].

   Ведущее место в мировой практике в области очистки природного газа от кислых компонентов занимают аминовые процессы. Они применяются для очистки природного газа уже несколько десятилетий, но до настоящего времени остаются основными - примерно 70% от общего числа установок. Наиболее известными этаноламинами, используемыми в процессах очистки газа от Н₂S и СО₂, являются: моноэтаноламин (МЭА), диэтаноламин (ДЭА), триэтаноламин (ТЭА), дигликольамин (ДГА), диизопропаноламин (ДИПА), метилдиэтаноламин (МДЭА).

  В состав установки очистки углеводородных газов растворами этаноламинов входят, по крайней мере, два аппарата колонного типа – абсорбер и колонна регенерации аминового раствора. Кроме этого установка оснащена необходимым насосным, теплообменным оборудованием, фильтрами, арматурой и т.п. Часто регенерация аминовых растворов осуществляется на централизованных установках в составе нефтеперерабатывающих заводов. Это значительно улучшает экономические показатели установки.

  При проектировании установки очистки основные решения относятся к выбору рабочего раствора амина или смеси аминов, определению параметров аппаратуры и технологии, обеспечивающих заданную степень очистки газа, проблемы защиты от коррозии, вспенивания раствора, снижение потерь за счет уноса и деградации раствора [20, 21].