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MX2012004788A - Sistema criogenico para la eliminacion de gases acidos de una corriente de gas de hidrocarburos, con eliminacion de un sulfuro de hidrogeno. - Google Patents

Sistema criogenico para la eliminacion de gases acidos de una corriente de gas de hidrocarburos, con eliminacion de un sulfuro de hidrogeno.

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MX2012004788A
MX2012004788A MX2012004788A MX2012004788A MX2012004788A MX 2012004788 A MX2012004788 A MX 2012004788A MX 2012004788 A MX2012004788 A MX 2012004788A MX 2012004788 A MX2012004788 A MX 2012004788A MX 2012004788 A MX2012004788 A MX 2012004788A
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MX
Mexico
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stream
gas
gas stream
solvent
sulfur
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Application number
MX2012004788A
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Inventor
Paul Scott Northrop
Bruce T Kelley
Charles J Mart
Original Assignee
Exxonmobil Upstream Res Co
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Publication date
Application filed by Exxonmobil Upstream Res Co filed Critical Exxonmobil Upstream Res Co
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Abstract

Un sistema para la eliminación de gases ácidos de una corriente de gas crudo incluye un sistema de eliminación de gases ácidos (AGRS, según su sigla en inglés) y un sistema de eliminación de componentes sulfurosos (SCRS, según su sigla en inglés). El sistema de eliminación de gas ácido recibe una corriente de gas amargo y la separa en una corriente de gas superior compuesta principalmente por metano, y una corriente de gas ácido inferior compuesta principalmente por dióxido de carbono. El sistema de eliminación de componentes sulfurosos se coloca o bien corriente ascendente o corriente descendente del sistema de eliminación de gases ácidos. El SCRS recibe una comente de gas y separa generalmente la corriente de gas en una primera corriente de fluido que comprende sulfuro de hidrógeno, y una segunda comente de fluido que comprende dióxido de carbono. Cuando el SCRS se encuentra corriente ascendente del AGRS, la segunda corriente de fluido además comprende principalmente metano. Cuando el SCRS se encuentra corriente descendente del AGRS, la segunda corriente de fluido es principalmente dióxido de carbono. Pueden utilizarse diversos tipos de sistemas de eliminación de componentes sulfurosos.

Description

SISTEMA CRIOGÉNICO PARA LA ELIMINACIÓN DE GASES ÁCIDOS DE UNA CORRIENTE DE GAS DE HIDROCARBUROS. CON ELIMINACIÓN DE SULFURO DE HIDRÓGENO Referencia a solicitud relacionada.
Esta solicitud reivindica el beneficio de la Solicitud de Patente Provisional de los Estados Unidos 61/257.277, presentada el 2 de noviembre de 2009, titulada SISTEMA CRIOGÉNICO PARA LA ELIMINACIÓN DE GASES ÁCIDOS DE UNA CORRIENTE DE GAS DE HIDROCARBURO, CON ELIMINACIÓN DE SULFURO DE HIDRÓGENO, cuya totalidad se incorpora en la presente solicitud a modo de referencia.
Antecedentes.
Esta sección tiene el propósito de presentar diversos aspectos del arte, que pueden asociarse con realizaciones ejemplares de la presente invención. Se cree que esta descripción ayuda a proporcionar un marco a fin de facilitar una mejor comprensión de aspectos particulares de la presente invención. En consecuencia, debe entenderse que esta sección debe leerse bajo esta perspectiva, y no necesariamente como una admisión de arte previo.
Campo.
La presente invención se refiere al campo de la separación de fluidos. Más específicamente, la presente invención se refiere a la separación tanto de sulfuro de hidrógeno como de otros gases ácidos, de una corriente de fluidos de hidrocarburos.
Descripción de la tecnología.
La producción de hidrocarburos de un reservorio a menudo acarrea la producción incidental de gases no hidrocarburos. Dichos gases incluyen contaminantes tales como sulfuro de hidrógeno (H2S) y dióxido de carbono (C02). Cuando H2S y CO2 se producen como parte de una corriente de gas de hidrocarburo (tal como metano o etano), la corriente de gas a veces se denomina "gas amargo".
El gas amargo habitualmente se trata para eliminar C02, H2S y otros contaminantes, antes de enviarlo corriente descendente para el posterior procesamiento o la venta. La eliminación de gases ácidos crea una corriente de gas de hidrocarburo "endulzada". La corriente endulzada puede usarse como un combustible ambientalmente aceptable o como una carga de alimentación para una instalación de productos químicos o de gas a líquidos. La corriente de gas endulzada puede enfriarse para formar gas natural licuado, o GNL.
El proceso de separación de gases crea una cuestión en términos del desecho de los contaminantes separados. En algunos casos, el gas ácido concentrado (que consiste principalmente en H2S y C02) se envía a una unidad de recuperación de azufre ("URA"). La URA convierte el H2S en azufre elemental benigno. Sin embargo, en algunas áreas (tales como la región del Mar Caspio), la producción de azufre elemental adicional es indeseable, debido a que hay un mercado limitado. En consecuencia, millones de toneladas de azufre se han almacenado en grandes bloques sobre tierra en algunas áreas del mundo, principalmente, en Canadá y Kazakhstan.
Si bien el azufre se almacena en tierra, el dióxido de carbono asociado con el gas ácido a veces es venteado a la atmósfera. Sin embargo, la práctica del venteado de C02 a veces es indeseable. Una propuesta para la minimización de las emisiones de C02 es un proceso denominado la inyección de gas ácido ("IGA"). La IGA significa que los gases amargos indeseados son reinyectados en una formación subterránea a presión, y secuestrados para el potencial uso posterior. Alternativamente, el dióxido de carbono se usa para crear presión de reservorio artificial, para mejoradas operaciones de recuperación de petróleo.
A fin de facilitar la IGA, es conveniente contar con una instalación de procesamiento de gases que separe efectivamente los componentes de gases ácidos de los gases hidrocarburos. Sin embargo, para corrientes "altamente agrias", es decir, corrientes de producción que contienen más de aproximadamente 15% o 20% de C02 o H2S, puede ser en particular desafiante el diseño, la construcción y la operación de una instalación que pueda separar en forma económica los contaminantes de los hidrocarburos deseados. Muchos reservónos de gases naturales contienen porcentajes relativamente bajos de hidrocarburos (menos de 40%, por ejemplo) y altos porcentajes de gases ácidos, principalmente, dióxido de carbono, aunque también, sulfuro de hidrógeno, sulfuro de carbonilo, disulfuro de carbono y diversos mercaptanos. En estos casos, puede emplearse beneficiosamente el procesamiento de gas criogénico.
El procesamiento de gas criogénico es un proceso de destilación utilizado a veces para la separación de gases. La separación de gas criogénica genera una corriente de gas superior enfriada, a presiones moderadas (por ejemplo, 24-38 bar (350-550 libras por pulgada cuadrada gauge (psig))). Además, el gas ácido licuado es generado como un producto "inferior". Debido a que el gas ácido licuado tiene una densidad relativamente alta, puede utilizarse beneficiosamente una cabeza hidrostática en un pozo de IGA, a fin de asistir en el proceso de inyección. Esto significa que la energía necesaria para bombear el gas ácido licuado en la formación es menor que la energía necesaria para comprimir gases ácidos a baja presión a la presión del reservorio. Se necesitan menos etapas de compresores y bombas.
Asimismo, existen desafíos con respecto a la destilación criogénica de gases amargos. Cuando se presenta CO2 en concentraciones superiores a aproximadamente 5 por ciento en moles, a presión total inferior a alrededor de 48 bar (700 psig) en el gas por ser procesado, este se congelará como un sólido en una unidad de destilación criogénica convencional. La formación de CO2 como un sólido interrumpe el proceso de destilación criogénica. A fin de evitar este problema, el cesionario ha diseñado previamente diversos procesos "Controlled Freeze Zone™" (CFZ™). El proceso CFZ™ saca provecho de la propensión del dióxido de carbono para formar partículas sólidas, permitiendo la formación de partículas de CO2 congeladas dentro de una porción abierta de la torre de destilación, y luego, capturando las partículas en una bandeja de fusión. En consecuencia, se genera una corriente de metano limpia (junto con cualquier nitrógeno o helio presente en el gas crudo) en la parte superior de la torre, mientras se genera una corriente líquida fría de CO2/H2S en la base de la torre. A presiones superiores a aproximadamente 48 bar (700 psig), la destilación de "fraccionación en volumen" puede realizarse sin temor de congelamiento de CO2; sin embargo, el metano generado en la parte superior tendrá por lo menos cierto porcentaje de CO2.
Ciertos aspectos del proceso de CFZ™ y equipamiento asociado se describen en la Patente de los Estados Unidos Nro. 4.533.372; Patente de los Estados Unidos Nro. 4.923.493; Patente de los Estados Unidos Nro. 5.062.270; Patente de los Estados Unidos Nro. 5.120.338; y Patente de los Estados Unidos Nro. 6.053.007.
Como se describe generalmente en las patentes de los Estados Unidos anteriores, la torre de destilación, o columna, utilizada para el procesamiento de gas criogénico incluye una zona de destilación menor y una zona de congelamiento controlado intermedia. Preferentemente, se incluye además una zona de destilación superior. La columna opera para crear partículas de C02 sólidas mediante la provisión de una porción de la columna que tiene un rango de temperatura inferior al punto de congelamiento del dióxido de carbono, si bien superior a la temperatura de ebullición de metano a dicha presión. Más preferentemente, la zona de congelamiento controlado se opera a una temperatura y una presión que permiten la vaporización del metano y otros gases de hidrocarburos livianos, mientras el CO2 forma partículas congeladas (sólidas).
A medida que la corriente de alimentación de gas se mueve en forma ascendente por la columna, las partículas de C02 congeladas se apartan de la corriente de alimentación y descienden gravitacionalmente desde la zona de congelamiento controlado hacia una bandeja de fusión. Allí, las partículas se licúan. Entonces una corriente líquida rica en dióxido de carbono fluye desde la bandeja de fusión hacia la zona de destilación menor en la base de la columna. La zona de destilación menor se mantiene a una temperatura y a una presión a la cual sustancialmente no se forman sólidos de dióxido de carbono, sino que el metano disuelto hierve. En un aspecto, la corriente de gas ácido inferior se crea a -1 ,1 a 4,4°C (30° a 40°F).
En una realización, algunas o la totalidad de las partículas de C02 congeladas pueden recogerse en una bandeja en la parte inferior de la zona de congelamiento. Las partículas son entonces transportadas fuera de la torre de destilación para el posterior procesamiento.
La zona de congelamiento controlado incluye una bandeja líquida fría. Esta es una corriente líquida enriquecida en metano, conocida como "reflujo". A medida que la corriente de vapor de los gases de hidrocarburos livianos y gases amargos transportados se mueve en forma ascendente a través de la columna, la corriente de vapor encuentra la pulverización líquida. La pulverización líquida fría ayuda en la separación de partículas de C02 sólidas, y a la vez, permite la evaporación del gas metano y su flujo ascendente en la columna.
En la zona de destilación superior, el metano (o gas superior) es capturado y enviado mediante la cañería para la venta, o para disponibilidad como combustible. En un aspecto, la corriente de metano superior es liberada a aproximadamente -90°C (-130°F). El gas superior puede ser parcialmente licuado mediante el enfriamiento adicional, y el líquido puede ser retornado a la columna como el reflujo. El reflujo líquido es inyectado como la pulverización fría en la sección de pulverización de la zona de congelamiento controlado, habitualmente, luego de fluir a través de bandejas o el empaquetado de la sección de rectificación de la columna.
El metano producido en la zona de destilación superior cumple con la mayoría de las especificaciones para el suministro de cañerías. Por ejemplo, el metano puede cumplir con la especificación de C02 de la cañería de menos de 2 por ciento en moles, al igual que la especificación de 4 ppm de h^S, si se genera suficiente reflujo, o si hay suficientes etapas de separación de empaquetado o las bandejas en la zona de destilación superior. Sin embargo, si la corriente de gas bruta original contiene sulfuro de hidrógeno (u otros compuestos que contienen azufre), estos terminarán en la corriente inferior líquida de dióxido de carbono y sulfuro de hidrógeno.
El sulfuro de hidrógeno es un gas venenoso que es más pesado que el aire. Es corrosivo para el pozo y el equipamiento de superficie. Cuando el sulfuro de hidrógeno se pone en contacto con las cañerías metálicas y las válvulas en presencia de agua, puede producirse corrosión de sulfuro de hierro. Por lo tanto, es conveniente eliminar el sulfuro de hidrógeno y otros componentes sulfurosos de la corriente de gas bruta, antes de ingresar en la columna de destilación fría. Esto permite la alimentación de una corriente de gas "más endulzada" en la columna. El C02 generado por el proceso criogénico, en consecuencia, está sustancialmente libre de H2S, y puede usarse, por ejemplo, para la mejor recuperación de petróleo.
Existe la necesidad de un sistema para reducir el contenido de H2S y de mercaptanos de una corriente de gas natural bruta, antes de pasar por la destilación criogénica para la eliminación de gases amargos. Alternativamente, existe la necesidad de un sistema de separación de gases criogénico y procesos acompañantes que extraigan sulfuro de hidrógeno de la corriente inferior de gases ácidos corriente descendente de una torre de CFZ.
SÍNTESIS Se provee un sistema para la eliminación de gases ácidos de una corriente de gas agria. En una realización, el sistema incluye un sistema de eliminación de gases ácidos. El sistema de eliminación de gases ácidos utiliza una torre de destilación criogénica que separa la corriente de gases amargos en una corriente de gas superior compuesta principalmente por metano, y una corriente de gases ácidos inferior licuada, compuesta principalmente por dióxido de carbono. El sistema además incluye un sistema de eliminación de componentes sulfurosos. El sistema de eliminación de componentes sulfurosos se coloca corriente ascendente del sistema de eliminación de gases ácidos. El sistema de eliminación de componentes sulfurosos recibe una corriente de gas bruta, y separa generalmente la corriente de gas bruta en una corriente de fluido que tiene sulfuro de hidrógeno y una corriente de gas amargo.
La corriente de gas amargo comprende, preferentemente, entre alrededor de 4 ppm y 100 ppm de componentes sulfurosos. Dichos componentes pueden ser sulfuro de hidrógeno, sulfuro de carbonilo y diversos mercaptanos.
Preferentemente, el sistema de eliminación de gases ácidos criogénico incluye un sistema de refrigeración para el enfriamiento de la corriente de gas amargo antes de entrar en la torre de destilación. Preferentemente, el sistema de eliminación de gases ácidos criogénico es un sistema "CSF", donde la torre de destilación tiene una zona de destilación inferior y una zona de congelamiento controlado intermedia. La zona de congelamiento controlado intermedia, o "sección de pulverización", recibe una pulverización líquida fría compuesta, principalmente, por metano. La pulverización fría es un reflujo líquido generado desde una anilla superior corriente descendente de la torre de destilación. El equipamiento de refrigeración se provee corriente descendente de la torre de destilación criogénica, para el enfriamiento de la corriente de metano superior y el retorno de una porción de la corriente de metano superior a la torre de destilación criogénica como el reflujo líquido frío.
Se entiende que pueden emplearse otros sistemas de eliminación de gases ácidos además de los sistemas de destilación criogénica. Por ejemplo, el sistema de eliminación de gases ácidos puede ser un sistema de solvente físico que también es proclive a rechazar H2S junto con CO2. El sistema de eliminación de gases ácidos puede emplear la fraccionación en volumen.
Pueden utilizarse diversos tipos de sistemas de eliminación de componentes sulfurosos, que incluyen sistemas que emplean solventes físicos para separar los componentes que contienen azufre de una corriente de gas amargo. Estos pueden incluir procesos redox (reducción-oxidación) y el uso de los así denominados depuradores. Estos procesos pueden incluir un proceso denominado "CrystaSulf .
En un aspecto, el sistema de eliminación de componentes sulfurosos comprende por lo menos un lecho adsorbente sólido. Uno o más lechos adsorbentes sólidos adsorben por lo menos cierta cantidad de sulfuro de hidrógeno, mientras se pasa el gas metano y el dióxido de carbono como la corriente de gas amargo. El lecho adsorbente sólido, por ejemplo, puede ser (i) fabricado a partir de un material de zeolita; o (ii) comprender por lo menos un tamiz molecular. El lecho adsorbente sólido puede adsorber incidentalmente por lo menos cierta cantidad de agua.
Uno o más lechos adsorbentes sólidos pueden ser lechos de separaciones cinéticas adsorbentes. Alternativamente, uno o más lechos adsorbentes sólidos pueden comprender por lo menos tres lechos adsorbentes sólidos donde: (i) un primer de los por lo menos tres lechos adsorbentes sólidos se encuentra en servicio para adsorber componentes sulfurosos; (ii) un segundo de por lo menos tres lechos adsorbentes sólidos pasa por la regeneración; y (iii) un tercer de por lo menos tres lechos adsorbentes sólidos se mantiene en reserva para reemplazar el primero de los por lo menos tres lechos adsorbentes sólidos. La regeneración puede ser parte de un proceso de adsorción de oscilación térmica, parte de un proceso de adsorción de oscilación de presión, o una combinación de ambos.
En otra realización, el sistema de eliminación de componentes sulfurosos emplea un solvente químico tal como una amina selectiva. En este caso, el sistema de eliminación de componentes sulfurosos utiliza, preferentemente, una pluralidad de dispositivos de contacto de corriente conjunta.
Otros tipos de sistemas de eliminación de componentes sulfurosos pueden utilizarse en lugar o además de un sistema de solvente físico o de solvente químico. Dichos sistemas pueden incluir un sistema redox, el uso de por lo menos un lecho adsorbente sólido, o el uso de por lo menos un lecho de separaciones cinéticas absorbentes.
Se provee además en esta solicitud un sistema separado para la eliminación de gases ácidos de una corriente de gas amargo. En este sistema, se eliminan sustancialmente sulfuro de hidrógeno y otros compuestos que contienen azufre, corriente descendente de un sistema de eliminación de gas ácido. El sistema está diseñado para procesar una corriente de gas ácido. La corriente de gas ácido se obtiene a partir de una corriente de gas bruta que inicialmente comprende entre alrededor de 4 ppm y 100 ppm de componentes sulfurosos.
En una realización, el sistema incluye un sistema de eliminación de gases ácidos. El sistema de eliminación de gases ácidos recibe la corriente de gas bruta y separa la corriente de gas bruta en una corriente de gas superior compuesta principalmente por metano, y una corriente de gas ácido inferior líquida compuesta principalmente por dióxido de carbono. El sulfuro de hidrógeno puede presentarse además en la corriente de gas ácido inferior. El sistema también incluye un sistema de eliminación de componentes sulfurosos. El sistema de eliminación de componentes sulfurosos es colocado corriente descendente del sistema de eliminación de gas ácido. El sistema de eliminación de componentes sulfurosos recibe la corriente de gas ácido inferior y separa generalmente la corriente de gas ácido inferior en una corriente de dióxido de carbono y una corriente separada que tiene principalmente compuestos que contienen azufre.
Preferentemente, el sistema de eliminación de gas ácido es un sistema de eliminación de gas ácido criogénico. El sistema de eliminación de gas ácido criogénico incluye una torre de destilación para recibir la corriente de gas crudo, y un sistema de refrigeración, para enfriar la corriente de gas crudo antes de la entrada en la torre de destilación. Preferentemente, el sistema de eliminación de gas ácido criogénico es un sistema "CFZ", donde la torre de destilación tiene una zona de destilación inferior y una zona de congelamiento controlado intermediaria. La zona de congelamiento controlado intermediaria, o "sección de pulverización", recibe una pulverización líquida fría compuesta principalmente por metano. La pulverización fría es un reflujo líquido generado a partir de una anilla superior corriente descendente de una torre de destilación. Se provee equipamiento de refrigeración corriente descendente de la torre de destilación criogénica, para el enfriamiento de la corriente de metano superior y el retorno de una porción de la corriente de metano superior a la torre de destilación criogénica como reflujo, que es un líquido.
Pueden utilizarse diversos tipos de sistemas de eliminación de componentes sulfurosos. En un aspecto, el sistema de eliminación de componentes sulfurosos comprende por lo menos un lecho adsorbente sólido. Uno o más lechos adsorbentes sólidos adsorben por lo menos ciertos componentes que contienen azufre de la corriente de gas ácido inferior, y pasa sustancialmente gas dióxido de carbono. El lecho adsorbente sólido puede utilizar, por ejemplo, separaciones cinéticas adsorbentes (SCA). El lecho de SCA puede adsorber incidentalmente por lo menos cierta cantidad de dióxido de carbono. En este caso, el sistema de eliminación de componentes sulfurosos de SCA, preferentemente, además incluye un separador tal como un separador de gravedad. El separador de gravedad separa componentes hidrocarburos pesados líquidos y sulfuro de hidrógeno, de, por ejemplo, C02 gaseoso.
El lecho adsorbente sólido, alternativamente, puede ser una esponja de hierro, para reaccionar directamente con el H2S y eliminarlo formando sulfuro de hierro.
En otro aspecto, el sistema de eliminación de componentes sulfurosos comprende un proceso de destilación de extracción. El proceso de destilación de extracción emplea por lo menos dos columnas de recuperación de solvente. La primera columna recibe la corriente de gas ácido inferior y separa la corriente de gas ácido inferior en una primera corriente de fluido compuesta principalmente por dióxido de carbono, y una segunda corriente de fluido compuesta principalmente por solvente y compuestos que contienen azufre.
Breve descripción de los dibujos.
A fin de que poder comprender mejor el modo de las presentes invenciones, se adjuntan a la presente solicitud ciertas ilustraciones, cuadros y diagramas de flujo. Se observa, sin embargo, que los dibujos ilustran solo realizaciones seleccionadas de las invenciones, y por lo tanto, no deben considerarse limitaciones del alcance, ya que las invenciones pueden admitir otras realizaciones y aplicaciones igualmente eficaces.
La Figura 1 es una vista lateral de una torre de destilación CFZ ilustrativa, en una realización. Se inyecta una corriente de gas crudo enfriada en la zona de congelamiento controlado intermediaria de la torre.
La Figura 2A es una vista de plano de una bandeja de fusión, en una realización. La bandeja de fusión reside dentro de la torre debajo de la zona de enfriamiento controlado.
La Figura 2B es una vista transversal de la bandeja de fusión de la Figura 2A, tomada a través de la línea 2B-2B.
La Figura 2C es una vista transversal de la bandeja de fusión de la Figura 2A, tomada a través de la línea 2C-2C.
La Figura 3 es una vista lateral agrandada de bandejas de estabilización en la zona de destilación inferior de la torre de destilación, en una realización.
La Figura 4A es una vista en perspectiva de una bandeja de chorro que puede usarse o bien en la sección de destilación inferior o en la sección de destilación superior de la torre de destilación, en una realización.
La Figura 4B es una vista lateral de una de las aberturas de la bandeja de chorro de la Figura 4A.
La Figura 5 es una vista lateral de la zona de congelamiento controlado intermedia de la torre de destilación de la Figura 1. En esta vista, se han agregado dos deflectores abiertos ilustrativos a la zona de congelamiento controlado intermedia.
La Figura 6 es un diagrama esquemático que muestra una instalación de procesamiento de gas para la eliminación de gases ácidos de una corriente de gas, de acuerdo con la presente invención, en una realización. La instalación de procesamiento de gas emplea un proceso de solvente corriente ascendente de un sistema de eliminación de gas ácido.
La Figura 7A proporciona un diagrama esquemático detallado del sistema solvente de la Figura 6, en una realización. Aquí, el sistema de solvente es un sistema solvente físico, que opera para poner en contacto una corriente de gas deshidratada a fin de eliminar sulfuro de hidrógeno.
La Figura 7B proporciona un diagrama esquemático detallado del sistema de solvente de la Figura 6, en una realización alternativa. Aquí, el sistema de solvente es un sistema solvente químico que opera para poner en contacto una corriente de gas deshidratada a fin de eliminar sulfuro de hidrógeno.
La Figura 8 es un diagrama esquemático que muestra una instalación de procesamiento de gas para la eliminación de gases ácidos de una corriente de gas de acuerdo con la presente invención, en una realización. En esta disposición, se elimina sulfuro de hidrógeno de una corriente de gas corriente ascendente de un sistema de eliminación de gas ácido por medio de un proceso redox.
La Figura 9 es un diagrama esquemático que muestra una instalación de procesamiento de gas para la eliminación de gases ácidos de una corriente de gas de acuerdo con la presente invención, en una realización. En esta disposición, se elimina sulfuro de hidrógeno de una corriente de gas corriente ascendente de un sistema de eliminación de gas ácido por medio de un depurador.
La Figura 10 es un diagrama esquemático que muestra una instalación de procesamiento de gas para eliminar gases ácidos de una corriente de gas de acuerdo con la presente invención, en una realización. En esta disposición, se elimina sulfuro de hidrógeno de una corriente de gas corriente ascendente de un sistema de eliminación de gas ácido por medio de un proceso CrystaSulf.
La Figura 1 1 es un diagrama esquemático que muestra una instalación de procesamiento de gas para la eliminación de gases ácidos de una corriente de gas de acuerdo con la presente invención, en una realización. En esta disposición, se elimina el sulfuro de hidrógeno de una corriente de gas corriente ascendente de un sistema de eliminación de gas ácido por medio de un sistema de adsorción de oscilación térmica.
La Figura 12 es un diagrama esquemático que muestra una instalación de procesamiento de gas para la eliminación de gases ácidos de una corriente de gas de acuerdo con la presente invención, en una realización. En esta disposición, se elimina el sulfuro de hidrógeno de una corriente de gas corriente ascendente de un sistema de eliminación de gas ácido por medio de un sistema de adsorción de oscilación de presión.
La Figura 13 es un diagrama esquemático que muestra una instalación de procesamiento de gas de la presente invención, en otra realización. En esta disposición, se elimina sulfuro de hidrógeno de una corriente de gas corriente ascendente de un sistema de eliminación de gas ácido por medio de un lecho de adsorción que utiliza la separación cinética de adsorción.
La Figura 14 es un diagrama esquemático que muestra una instalación de procesamiento de gas de la presente invención, en otra realización. En esta disposición, se elimina sulfuro de hidrógeno de una corriente de gas corriente descendente de un sistema de eliminación de gas ácido por medio de un lecho de adsorción que utiliza la separación cinética de adsorción.
La Figura 15A es un diagrama esquemático de una instalación de procesamiento de gas de la presente invención, en otra realización. En esta disposición, se elimina sulfuro de hidrógeno de una corriente de gas corriente descendente de un sistema de eliminación de gas ácido por medio de un proceso de destilación de extracción.
La Figura 15B es un diagrama esquemático detallado de una instalación de procesamiento de gas para el proceso de destilación de extracción de la Figura 15A.
Descripción detallada de ciertas realizaciones.
Definiciones.
De acuerdo con esta solicitud, el término "hidrocarburo" se refiere a un compuesto orgánico que incluye, principalmente, si bien no exclusivamente, los elementos hidrógeno y carbono. Los hidrocarburos se encuentran en general en dos clases: alifáticos, o hidrocarburos de cadena recta, y cíclicos, o hidrocarburos de anillos cerrados, que incluyen terpenos cíclicos. Ejemplos de materiales que contienen hidrocarburos incluyen cualquier forma de gas natural, petróleo, hulla y betún, que puede usarse como un combustible o mejorado en un combustible.
De acuerdo con esta solicitud, el término "fluidos de hidrocarburos" se refiere a un hidrocarburo o mezclas de hidrocarburos que son gases o líquidos. Por ejemplo, los fluidos hidrocarburos pueden incluir un hidrocarburo o mezclas de hidrocarburos que son gases o líquidos en las condiciones de la formación, en las condiciones de procesamiento, o en condiciones ambientales (15°C y 0,1 MPa (1 atm) de presión). Los fluidos de hidrocarburos pueden incluir, por ejemplo, petróleo, gas natural, metano de lecho de hulla, aceite de pizarra, aceite de pirólisis, gas de pirólisis, un producto de pirólisis de hulla y otros hidrocarburos que se presentan en un estado gaseoso o líquido.
El término "dispositivo de transferencia de masa" se refiere a cualquier objeto que recibe fluidos para ser puestos en contacto, y pasa dichos fluidos a otros objetos, tales como a través de un flujo gravitacional. Un ejemplo no limitativo es una bandeja para la estabilización de ciertos componentes. Otro ejemplo es un empaquetado de rejilla.
De acuerdo con esta solicitud, el término "fluido" se refiere a gases, líquidos y combinaciones de gases y líquidos, al igual que a combinaciones de gases y sólidos y combinaciones de líquidos y sólidos.
Conforme a esta invención, el término "hidrocarburos condensables" significa aquellos hidrocarburos que se condensan a aproximadamente 15°C y una atmósfera de presión absoluta. Los hidrocarburos condensables pueden incluir, por ejemplo, una mezcla de hidrocarburos que tienen números de carbono superiores a 4.
De acuerdo con esta solicitud, el término "hidrocarburos pesados" se refiere a hidrocarburos que tienen más de un átomo de carbono. Ejemplos principales incluyen etano, propano y butano. Otros ejemplos incluyen pentano, aromáticos o diamantoides.
De acuerdo con esta solicitud, el término "sistema de refrigeración de anilla cerrada" significa cualquier sistema de refrigeración donde un fluido de trabajo externo tal como propano o etileno se usa como un enfriante a fin de enfriar una corriente de metano superior. Esto contrasta con un "sistema de refrigeración de anilla abierta", donde una porción de la corriente de metano superior en sí misma se usa como el fluido de trabajo.
De acuerdo con esta solicitud, el término "dispositivo de contacto de corriente conjunta" o "contactor de corriente conjunta" significa un dispositivo que recibe (i) una corriente de gas y (ii) una corriente separada de solvente de manera tal que la corriente de gas y la corriente de solvente se ponen en contacto entre sí, mientras fluyen generalmente en las mismas direcciones dentro del dispositivo de contacto. Ejemplos, sin limitación, incluyen un eductor, un aglutinador o una mezcladora estática más licuadora.
Un "gas no absorbente" significa un gas que no es significativamente absorbido por un solvente durante un proceso edulcorante de gas.
De acuerdo con esta solicitud, el término "gas natural" se refiere a un gas de múltiples componentes obtenido de un pozo de petróleo crudo (gas asociado) o de una formación subterránea que porta gas (gas no asociado). La composición y la presión del gas natural pueden variar de manera significativa. Una corriente de gas natural típica contiene metano (Ci) como un componente significativo. La corriente de gas natural además puede contener étano (C2), hidrocarburos de peso molecular superior y uno o más gases ácidos. El gas natural además puede contener cantidades menores de contaminantes tales como agua, nitrógeno, cera y petróleo crudo.
De acuerdo con esta solicitud, un "gas ácido" significa cualquier gas que se disuelve en agua para producir una solución ácida. Ejemplos, sin limitación, de gases ácidos incluyen sulfuro de hidrógeno (H2S) y dióxido de carbono (C02). Los compuestos sulfurosos incluyen disulfuro de carbono (CS2), sulfuro de carbonilo (COS), mercaptanos o sus mezclas.
El término "solvente líquido" significa un fluido en fase sustancialmente líquida que, preferentemente, absorbe gases ácidos, a fin de remover o "separar" por lo menos una porción de los componentes de gases ácidos de una corriente de gas. La corriente de gas puede ser una corriente de gas de hidrocarburo u otra corriente de gas, tal como una corriente de gas que tiene nitrógeno.
Una "corriente de gas endulzada" se refiere a una corriente de fluido en una fase sustancialmente gaseosa que ha tenido al menos una porción de componentes de gases ácidos eliminada.
De acuerdo con esta solicitud, los términos "magro" y "rico", con respecto a la eliminación de líquido absorbente de un componente de gas seleccionado de una corriente de gas, son relativos, y solo implican, respectivamente, un grado menor o mayor de contenido del componente de gas seleccionado. Los respectivos términos "puro" y "rico" no necesariamente indican, respectivamente, o bien que un líquido absorbente está totalmente desprovisto del componente gaseoso seleccionado, o que es incapaz de absorber más del componente de gas seleccionado, ni lo requieren. De hecho, se prefiere, como será evidente a continuación, que el así denominado líquido absorbente "rico" producido en un primer contactor en una serie de dos o más contactores retenga significativa o sustancial capacidad de absorción residual. De modo inverso, se entenderá que un líquido absorbente será capaz de absorción sustancial, si bien puede retener una concentración menor del componente de gas eliminado.
El término "corriente de gas crudo" se refiere a una corriente de fluido de hidrocarburo donde los fluidos están principalmente en una fase gaseosa, y que no ha pasado por etapas para la eliminación de dióxido de carbono, sulfuro de hidrógeno u otros componentes ácidos.
El término "corriente de gas amargo" se refiere a una corriente de fluido de hidrocarburo donde los fluidos están principalmente en una fase gaseosa, y contienen por lo menos 3 por ciento en moles de dióxido de carbono o más de 4 ppm de sulfuro de hidrógeno.
De acuerdo con esta solicitud, el término "subsuperficie" se refiere a los estratos geológicos que aparecen debajo de la superficie terrestre.
Descripción de las realizaciones específicas.
La Figura 1 representa una vista esquemática de una torre de destilación criogénica 100, que puede usarse en relación con las presentes invenciones, en una realización. La torre de destilación criogénica 100 puede denominarse de modo indistinto, en esta solicitud, una "torre de destilación criogénica", una "columna", una "columna CFZ" o solo una "torre".
La torre de destilación criogénica 100 de la Figura 1 recibe una corriente de fluido inicial 10. La corriente de fluido 10 está compuesta principalmente por gases de producción. Típicamente, la corriente de fluido representa una corriente de gas desecada de una cabeza de pozo o una colección de cabezas de pozo (no expuesto), y contiene alrededor de 65% a alrededor de 95% de metano. Sin embargo, la corriente de fluido 10 puede contener un menor porcentaje de metano, tal como alrededor de 30% a 65%, o aun un porcentaje tan bajo como 20% a 40%.
El metano puede presentarse junto con oligoelementos de otros gases de hidrocarburos, tales como etano. Además, pueden presentarse cantidades mínimas de helio y nitrógeno. En la presente solicitud, la corriente de fluido 10 además incluirá ciertos contaminantes. Estos incluyen gases ácidos tales como CO2 y H2S.
La corriente de fluido inicial 10 puede presentarse a una presión de posproducción de aproximadamente 41 bar (600 libras por pulgada cuadrada (psi)). En algunos casos, la presión de la corriente de fluido inicial 10 puede ser de hasta alrededor de 52 bar (750 psi) o aun de 69 bar (1000 psi).
La corriente de fluido 10 típicamente se enfría antes de entrar en la torre de destilación 100. Se provee un intercambiador de calor 150, tal como un intercambiador de caparazón y tubo, para la corriente de fluido inicial 10. Una unidad de refrigeración (no expuesta) proporciona fluido de enfriamiento (tal como propano líquido) al intercambiador de calor 150, a fin de bajar la temperatura de la corriente de fluido inicial 10 a aproximadamente -34 a -40°C (-30° a -40°F). La corriente de fluido enfriada entonces puede ser transportada a través de un dispositivo de expansión 152. El dispositivo de expansión 152 puede ser, por ejemplo, una válvula de Joule-Thompson ("J-T").
El dispositivo de expansión 152 sirve como un expansor para obtener enfriamiento adicional de la corriente de fluido 10. Preferentemente, se logra la licuación parcial de la corriente de fluido 10. Se prefiere una válvula de Joule-Thompson (o "J-T") para corrientes de alimentación de gas que son propensas a la formación de sólidos. El dispositivo de expansión 152 se monta, preferentemente, cerca de la torre de destilación criogénica 100 a fin de minimizar la pérdida de calor en la cañería de alimentación y de minimizar la posibilidad de obturación con sólidos, en el caso de que algunos componentes (tales como CO2 o benceno) caigan por debajo de sus puntos de congelamiento.
Como una alternativa a una válvula J-T, el dispositivo expansor 152 puede ser un turboexpansor. Un turboexpansor proporciona mayor enfriamiento, y crea una fuente de trabajo de fuste para procesos como la unidad de refrigeración mencionada con anterioridad. El intercambiador de calor 150 es parte de la unidad de refrigeración. De esta manera, el operador puede minimizar los requerimientos de energía total para el proceso de destilación. Sin embargo, el turboexpansor puede no manipular partículas congeladas tan bien como la válvula J-T.
En cualquier caso, el intercambiador de calor 150 y el dispositivo expansor 152 convierten el gas crudo en la corriente de fluido inicial 10, en una corriente de fluido enfriada 12. Preferentemente, la temperatura de la corriente de fluido enfriada 12 es de alrededor de -40° a -57°C (-40° a -70°F). En un aspecto, la torre de destilación criogénica 100 se opera a una presión de alrededor de 38 bar (550 psi), y la corriente de fluido enfriada 12 se encuentra a aproximadamente -52°C (-62°F). En estas condiciones, la corriente de fluido enfriada 12 se encuentra en una fase sustancialmente líquida, si bien, inevitablemente, cierta fase de vapor puede ser transportada en la corriente de fluido enfriada 12. Con mayores probabilidades, no ha surgido formación de sólidos por la presencia de C02.
La torre de destilación criogénica CFZ 100 se divide en tres secciones primarias. Estas secciones son una zona de destilación inferior, o "sección de estabilización" 106, una zona de congelamiento controlado intermedia, o "sección de pulverización" 108, y una zona de destilación superior, o "sección de rectificación" 110. En la disposición de la torre de la Figura 1, la corriente de fluido enfriada 12 se introduce en la torre de destilación 100 en la zona de enfriamiento controlado 108. Sin embargo, la corriente de fluido enfriada 12 puede ser introducida, alternativamente, cerca de la parte superior de la zona de destilación inferior 106.
Se observa en la disposición de la Figura 1 que la zona de destilación inferior 106, la sección de pulverización intermedia 108, la zona de destilación superior 110, y los componentes relacionados son albergados dentro de un recipiente individual 100. Sin embargo, para aplicaciones mar adentro en las cuales puede ser necesario considerar la altura de la torre 100 y cuestiones de movimiento, o para ubicaciones remotas en las cuales las limitaciones de transporte representan una cuestión, la torre 110, opcionalmente, puede dividirse en dos recipientes de presión separados (no expuestos). Por ejemplo, la zona de destilación inferior 106 y la zona de congelamiento controlado 108 pueden ubicarse en un recipiente, mientras que la zona de destilación superior 108 se encuentra en otro recipiente. Entonces se usa cañería externa para interconectar los dos recipientes.
En cualquiera de las realizaciones, la temperatura de la zona de destilación inferior 106 es superior a la temperatura de alimentación de la corriente de fluido enfriada 12. La temperatura de la zona de destilación inferior 106 está diseñada para ser muy superior al punto de ebullición del metano en la corriente de fluido enfriada 12, a la presión de operación de la columna 100. De esta manera, el metano es preferentemente estabilizado de los componentes de hidrocarburo más pesado y gas ácido líquido. Naturalmente, los expertos en el arte entenderán que el líquido dentro de la torre de destilación 100 es una mezcla, lo que significa que el líquido "hervirá" a algunas temperatura intermedia entre el metano puro y el CO2 puro. Además, en el caso de que haya hidrocarburos más pesados presentes en la mezcla (tales como etano o propano), esto incrementará la temperatura de ebullición de la mezcla. Estos factores se tornan consideraciones para el diseño, para las temperaturas de operación dentro de la torre de destilación criogénica 100.
En la zona de destilación inferior 106, el CO2 y cualquier otro fluido de fase líquida cae gravitacionalmente hacia la base de la torre de destilación criogénica 100. Al mismo tiempo, el metano y otros fluidos de fase de vapor se separan y se elevan hacia la parte superior de la torre 100. Esta separación se logra principalmente a través del diferencial de densidad entre las fases de gas y líquido. Sin embargo, el proceso de separación es opcionalmente auxiliado por componentes internos dentro de la torre de destilación 100. Como se describe a continuación, estos incluyen una bandeja de fusión 130, una pluralidad de dispositivos de transferencia de masa configurados convenientemente 126, y una línea de calentador opcional 25. Asimismo, puede agregarse un recalentador lateral (ver en 173) a la zona de destilación inferior 106, a fin de facilitar la eliminación de metano.
Nuevamente, con referencia a la Figura 1 , la corriente de fluido enfriada 12 puede introducirse en la columna 100 cerca de la parte superior de la zona de destilación inferior 106. Alternativamente, puede ser conveniente introducir la corriente de alimentación 12 en la zona de congelamiento controlado 08 sobre la bandeja de fusión 130. El punto de inyección de la corriente de fluido enfriada 12 es una cuestión de diseño dictada principalmente por la composición de la corriente de fluido inicial 10.
Cuando la temperatura de la corriente de fluido enfriada 12 es suficientemente alta (tal como superior a -57°C (-70°F)), de modo que no se esperan sólidos, puede ser conveniente inyectar la corriente de fluido enfriada 12 directamente en la zona de destilación inferior 106 a través de un dispositivo de tipo caja de destello de dos fases (o distribuidor de vapor) 124 en la columna 100. El uso de una caja de destello 124 sirve para separar al menos en forma parcial la mezcla de vapor-líquido de dos fases en la corriente de fluido enfriada 12. La caja de destello 124 puede ser ranurada, de modo que el fluido de dos fases choca contra deflectores en la caja de destello 124.
Si se anticipan sólidos debido a una baja temperatura de entrada, puede ser necesario que la corriente de fluido enfriada 12 sea parcialmente separada en un recipiente 173, antes de la alimentación en la columna 100, como se describe anteriormente. En este caso, la corriente de alimentación enfriada 12 puede separarse en un separador de dos fases 173, a fin de minimizar la posibilidad de obturación de sólidos de la línea de entrada y los componentes internos de la columna 100. El vapor de gas sale del separador de fases 173 a través de una línea de entrada de recipiente 11 , donde entra en la columna 100 a través de un distribuidor de entrada 121. El gas entonces viaja en forma ascendente a través de la columna 100. Una suspensión de líquido/sólido 13 es descargada desde el separador de fases 173. La suspensión de líquido/sólido se dirige a la columna 100 a través del distribuidor de vapor 124 y la bandeja de fusión 130. La suspensión de líquido/sólido 13 puede ser alimentada a la columna 100 por gravedad o por una bomba 175.
En cualquiera de estas disposiciones, es decir, con o sin el separador de dos fases 173, la corriente de fluido enfriada 12 (u 11) entra en la columna 100. El componente líquido sale de la caja de destello 124 y viaja en forma descendente a través de una colección de bandejas de estabilización 126, dentro de la zona de destilación inferior 106. Las bandejas de estabilización 126 incluyen una serie de vertederos 128 y tubos de descenso 129. Estos se describen en forma más completa a continuación, en relación con la Figura 3. Las bandejas de estabilización 126, en combinación con la temperatura más caliente en la zona de destilación inferior 106, hacen que el metano se separe de la solución. El vapor resultante porta el metano y cualquier molécula de dióxido de carbono transportada que haya sido eliminada mediante la ebullición.
El vapor procede en forma ascendente a través de los tubos ascendentes o las chimeneas 131 de la bandeja de fusión 130 (observado en la Figura 2B) y hacia la zona de congelamiento 108. Las chimeneas 131 actúan como un distribuidor de vapor para la distribución uniforme a través de la zona de congelamiento 108. El vapor entonces se pondrá en contacto con el líquido frío de los colectores de pulverización 120, a fin de "congelar" el CO2. En otras palabras, el CO2 se congelará y luego se precipitará o "nevará" nuevamente sobre la bandeja de fusión 130. El C02 sólido entonces se funde y fluye gravitacionalmente en forma líquida sobre la bandeja de fusión 130 y a través de la zona de destilación inferior 106, a continuación.
Como se describirá más detalladamente a continuación, la sección de pulverización 108 es una zona de congelamiento intermedia de la torre de destilación criogénica 100. Con la configuración alternativa donde la corriente de fluido enfriada 12 se separa en el recipiente 173 antes de entrar en la torre 100, una parte de la suspensión de líquido/sólido separada 13 es introducida en la torre 100, inmediatamente sobre la bandeja de fusión 130. En consecuencia, una mezcla de líquido-sólido de gas ácido y componentes hidrocarburos más pesados fluirá desde el distribuidor 121, donde los sólidos y los líquidos caen sobre la bandeja de fusión 130.
La bandeja de fusión 130 está configurada para recibir gravitacionalmente materiales líquidos y sólidos, principalmente, CO2 y H2S, de la zona de congelamiento controlado intermedia 108. La bandeja de fusión 130 sirve para entibiar los materiales líquidos y sólidos y dirigirlos hacia abajo a través de la zona de destilación inferior 106 en forma líquida para la purificación adicional. La bandeja de fusión 130 recoge y entibia la mezcla de sólido-líquido desde la zona de congelamiento controlado 108 en una masa de líquido. La bandeja de fusión 130 está diseñada para liberar el flujo de vapor nuevamente a la zona de congelamiento controlado 108, de manera de proporcionar la adecuada transferencia de calor para fundir el CO2 sólido y facilitar el drenaje de líquido/suspensión a la destilación inferior, o zona de destilación inferior 106 de la columna 100 debajo de la bandeja de fusión 130.
La Figura 2A proporciona una vista de plano de la bandeja de fusión 130, en una realización. La Figura 2B proporciona una vista transversal de la bandeja de fusión 130, tomada a través de la línea B-B de la Figura 2A. La Figura 2C muestra una vista transversal de la bandeja de fusión 130, tomada a través de la línea C-C. La bandeja de fusión 130 se describirá con referencia a estos tres dibujos, en forma colectiva.
En primer lugar, la bandeja de fusión 130 incluye una base 134. La base 134 puede ser sustancialmente un cuerpo plano. Sin embargo, en la realización preferida expuesta en las Figuras 2A, 2B y 2C, la base 134 emplea un perfil sustancialmente no plano. La configuración no plana proporciona una mayor área de superficie para el contacto de líquidos y sólidos que llegan a la bandeja de fusión 130 desde la zona de enfriamiento controlado 108. Esto sirve para incrementar la transferencia de calor desde los vapores que pasan desde la zona de destilación inferior 106 de la columna 100, a los líquidos y sólidos en descongelamiento. En un aspecto, la base 134 es corrugada. En otro aspecto, la base 134 es sustancialmente sinusoidal. Este aspecto del diseño de la bandeja se muestra en la Figura 2B. Se entiende que, alternativamente, pueden usarse otras geometrías no planas para incrementar el área de transferencia de calor de la bandeja de fusión 130.
La base de la bandeja de fusión 134 es preferentemente inclinada. La inclinación se demuestra en la vista lateral de la Figura 2C. Si bien la mayoría de los sólidos deberían ser fusionados, la inclinación sirve para garantizar que ningún sólido no fusionado en la mezcla líquida sea drenado de la bandeja de fusión 130 y hacia la zona de destilación 106 a continuación.
En la vista de la Figura 2C, se observa un sumidero o canal 138 central a la bandeja de fusión 130. La base de la bandeja de fusión 134 se inclina hacia el interior hacia el canal 138, a fin de suministrar la mezcla de sólido-líquido. La base 134 puede ser inclinada de cualquier manera, de modo de facilitar la extracción gravitacional de líquido.
Como se describe en la Patente de los Estados Unidos Nro. 4.533.372, la bandeja de fusión fue referida como una "bandeja de chimenea". Esto se debe a la presencia de una sola chimenea de salida. La chimenea proporciona una abertura a través de la cual los vapores pueden moverse en forma ascendente a través de la bandeja de chimenea. Sin embargo, la presencia de una sola chimenea significa que todos los gases que se mueven en forma ascendente a través de la bandeja de chimenea tuvieron que salir a través de una sola abertura. Por otro lado, en la bandeja de fusión 130 de las Figuras 2A, 2B y 2C, se proveen una pluralidad de chimeneas 131. El uso de múltiples chimeneas 131 proporciona mejor distribución de vapor. Esto contribuye a la mejor transferencia de calor/masa en la zona de congelamiento controlado intermedia 108.
Las chimeneas 131 pueden ser de cualquier perfil. Por ejemplo, las chimeneas 131 pueden ser redondas, rectangulares, o de cualquier otra forma que permita el pase del vapor a través de la bandeja de fusión 130. Las chimeneas 131 también puede ser angostas y extenderse hacia arriba en la zona de congelamiento controlado 108. Esto permite una caída de presión beneficiosa para distribuir el vapor en forma pareja a medida que este se eleva en la zona de congelamiento controlado CFZ 108. Las chimeneas 131 se ubican, preferentemente, sobre picos de la base corrugada 134 a fin de proporcionar un área de transferencia de calor adicional.
Las aberturas superiores de las chimeneas 131, preferentemente, están cubiertas con capuchas o casquetes 132. Esto minimiza la posibilidad de que los sólidos que caen de la zona de congelamiento controlado 108 puedan evitar caer sobre la bandeja de fusión 130. En las Figuras 2A, 2B y 2C, los casquetes 132 se observan sobre cada una de las chimeneas 131.
La bandeja de fusión 130 también puede estar diseñada con casquetes de tipo burbuja. Los casquetes de tipo burbuja definen depresiones convexas en la base 134 que se eleva desde debajo de la bandeja de fusión 130. Los casquetes de tipo burbuja además aumentan el área de superficie en la bandeja de fusión 130, de manera de proporcionar transferencia de calor adicional al líquido rico en C02. Con este diseño, debería proporcionarse una extracción de líquido adecuado, tal como un mayor ángulo de inclinación, a fin de garantizar que el líquido sea dirigido a las bandejas de estabilización 126 a continuación.
Con referencia nuevamente a la Figura 1 , la bandeja de fusión 130 también puede ser diseñada con un sistema de transferencia de líquido externo. El sistema de transferencia sirve para garantizar que todo el líquido esté sustancialmente libre de sólidos, y que se ha proporcionado suficiente transferencia de calor. El sistema de transferencia primero incluye una boquilla de extracción 136. En una realización, la boquilla de extracción 136 reside dentro del sumidero de extracción, o canal 138 (expuesto en la Figura 2C). Los fluidos recogidos en el canal 138 son suministrados a una línea de transferencia 135. El flujo a través de la línea de transferencia 135 puede ser controlado por una válvula de control 137 y un controlador de nivel "LC" (observado en la Figura 1 ). Los fluidos son retornados a la zona de destilación inferior 106 por medio de una línea de transferencia 135. Si el nivel de líquido es demasiado alto, la válvula de control 137 se abre; si el nivel es demasiado bajo, la válvula de control 137 se cierra. Si el operador elige no emplear el sistema de transferencia en la zona de destilación inferior 106, entonces la válvula de control 137 se cierra, y los fluidos son dirigidos inmediatamente a los dispositivos de transferencia de masa, o "bandejas de estabilización" 126 debajo de la bandeja de fusión 130, para la estabilización por medio de un tubo de descenso de desagüe 139.
Con la utilización o sin la utilización de un sistema de transferencia externo, el C02 sólido es entibiado sobre la bandeja de fusión 130 y convertido en un líquido rico en CO2- La bandeja de fusión 130 se calienta desde abajo por medio de los vapores de la zona de destilación inferior 106. Opcionalmente, puede agregarse calor suplementario a la bandeja de fusión 130, o sobre la base de la bandeja de fusión 134, por diversos medios tales como la línea de calentador 25. La línea de calentador 25 utiliza energía térmica ya disponible de un recalentador de base 160, a fin de facilitar el descongelamiento de los sólidos.
El líquido rico en C02 es extraído desde la bandeja de fusión 130 con control del nivel de líquido, y es gravitacionalmente introducido en la zona de destilación inferior 106. Como se observa, se proveen una pluralidad de bandejas de estabilización 126 en la zona de destilación inferior 106 debajo de la bandeja de fusión 130. Las bandejas de estabilización 126, preferentemente, se encuentran en una relación sustancialmente paralela, una sobre la otra. Cada una de las bandejas de estabilización 126 puede ubicarse, en forma opcional, con una inclinación muy leve, con un vertedero, de modo tal que se mantiene un nivel de líquido sobre la bandeja. Los fluidos fluyen gravitacionalmente a lo largo de cada bandeja, sobre el vertedero, y luego fluyen en forma descendente sobre la siguiente bandeja por medio de un tubo de descenso.
Las bandejas de estabilización 126 pueden presentarse en una diversidad de disposiciones. Las bandejas de estabilización 126 pueden disponerse en relación generalmente horizontal a fin de formar un flujo líquido en cascada en movimiento hacia atrás y hacia adelante. Sin embargo, se prefiere que las bandejas de estabilización 126 sean dispuestas de manera de crear un flujo líquido en cascada que es dividido por bandejas de estabilización separadas sustancialmente a lo largo del mismo plano horizontal. Esto se muestra en la disposición de la Figura 3, donde el flujo líquido es dividido por lo menos una vez, de modo que el líquido fluye a través de bandejas separadas y cae en dos tubos de descenso opuestos 129.
La Figura 3 proporciona una vista lateral de una bandeja de estabilización 126, en una realización. Cada una de las bandejas de estabilización 126 recibe y recoge fluidos de arriba. Cada bandeja de estabilización 126 tiene, preferentemente, un vertedero 128, que sirve como una represa para permitir la recolección de una masa pequeña de fluido sobre cada una de las bandejas de estabilización 126. La construcción puede ser de 1 ,3 a 2,5 cm (½ a 1 pulgada), si bien puede emplearse cualquier altura. Se crea un efecto de caída de agua por medio de los vertederos 128, a medida que el fluido cae desde una bandeja 126 sobre una siguiente bandeja inferior 126. En un aspecto, no se proporciona ninguna inclinación a las bandejas de estabilización 126, si bien el efecto de caída de agua es creado a través de una configuración de tubo de descenso más alta 128. El fluido es puesto en contacto con vapor que proviene desde arriba, rico en hidrocarburos más livianos que estabilizan el metano y lo eliminan del líquido que fluye en forma cruzada en esta "área de contacto" de las bandejas 126. Los vertederos 128 sirven para sellar dinámicamente los tubos de descenso 129 a fin de ayudar a evitar que el vapor evite el paso a través de los tubos de descenso 129, y a fin de facilitar adicionalmente la separación de gases de hidrocarburos.
El porcentaje de metano en el líquido se torna cada vez menor a medida que el líquido se mueve en forma descendente a través de la zona de destilación inferior 106. El alcance de la destilación depende de la cantidad de bandejas 126 en la zona de destilación inferior 106. En la parte superior de la zona de destilación inferior 106, el contenido de metano del líquido puede ser tan alto como del 25 por ciento en moles, mientras que en la bandeja de estabilización de la base, el contenido de metano puede ser tan bajo como de 0,04 por ciento en moles. El contenido de metano se elimina rápidamente a lo largo de las bandejas de estabilización 126 (u otros dispositivos de transferencia de masa). El número de dispositivos de transferencia de masa utilizados en la zona de destilación inferior 106 es una cuestión de la elección del diseño, sobre la base de la composición de la corriente de gas crudo 10. Sin embargo, típicamente es necesaria la utilización de solo algunos niveles de bandeja de estabilización 126 a fin de eliminar el metano, por ejemplo, hasta un nivel deseado del 1% o inferior en el gas ácido licuado.
Pueden emplearse diversas configuraciones de bandejas de estabilización individuales 126 que faciliten la separación de metano. La bandeja de estabilización 126 puede representar simplemente un panel con orificios de tamices o casquetes de tipo burbuja. Sin embargo, a fin de proporcionar la transferencia de calor adicional al fluido y evitar el bloqueo indeseado debido a los sólidos, pueden emplearse las así denominadas "bandejas de chorro" debajo de la bandeja de fusión. En lugar de bandejas, pueden emplearse también el empaquetado aleatorio o estructurado.
La Figura 4A proporciona una vista de plano de una bandeja de chorro ilustrativa 426, en una realización. La Figura 4B proporciona una vista transversal de una lengüeta de chorro 422 de la bandeja de chorro 426. Como se muestra, cada bandeja de chorro 426 tiene un cuerpo 424, con una pluralidad de lengüetas de chorro 422 formadas dentro del cuerpo 424. Cada lengüeta de chorro 422 incluye un miembro de lengüeta inclinada 428 que cubre una abertura 425. En consecuencia, una bandeja de chorro 426 tiene una pluralidad de aberturas pequeñas 425.
En la operación, una o más bandejas de chorro 426 pueden ubicarse en la zona de destilación inferior 106 y la zona de destilación superior 110 de la torre 100. Las bandejas 426 pueden disponerse con múltiples pases, como el patrón de las bandejas de estabilización 126 de la Figura 3. Sin embargo, cualquier disposición de bandeja o empaquetado puede utilizarse, que facilite la separación de gas metano. El fluido baja en cascada sobre cada bandeja de chorro 426. Los fluidos entonces fluyen a lo largo del cuerpo 424. Las lengüetas 422 están óptimamente orientadas para mover el fluido rápida y eficientemente a través de la bandeja 426. Opcionalmente, puede proporcionarse un tubo de descenso adjunto (no expuesto) de modo de mover el líquido a la bandeja subsiguiente 426. Las aberturas 425 también permiten el viaje ascendente de los vapores de gas liberados durante el proceso de movimiento de fluido en la zona de destilación inferior 106, de manera más eficaz hacia la bandeja de fusión 130 y a través de las chimeneas 131.
En un aspecto, las bandejas (tales como las bandejas 126 ó 426) pueden ser fabricadas de materiales resistentes a la contaminación, es decir, materiales que evitan la formación de sólidos. Los materiales resistentes a la contaminación se utilizan en algunos equipamientos de procesamiento para evitar la formación de partículas metálicas corrosivas, polímeros, sales, hidratos, finos de catalizadores u otros compuestos sólidos químicos. En el caso de la torre de destilación criogénica 100, los materiales resistentes a la contaminación pueden usarse en las bandejas 126 ó 426, a fin de limitar la adhesión de sólidos de CO2. Por ejemplo, puede aplicarse un revestimiento de Teflon™ a la superficie de las bandejas 126 ó 426.
Alternativamente, puede proporcionarse un diseño físico a fin de garantizar que el CO2 no comience a formarse como sólido a lo largo del diámetro interno de la columna 100. En este aspecto, las lengüetas de chorro 422 pueden orientarse para empujar el líquido a lo largo de la pared de la columna 100, a fin de evitar la acumulación de sólidos a lo largo de la pared de la columna 100 y garantizar el buen contacto de vapor-líquido.
En cualquiera de las disposiciones de bandeja, a medida que el líquido de flujo descendente choca con las bandejas de estabilización 126, se produce la separación de materiales. El gas metano se separa de la solución y se mueve en forma ascendente en forma de vapor. Sin embargo, el C02 está generalmente frío y en una concentración lo suficientemente alta de modo que, en su mayoría, permanece en su forma líquida y viaja en forma descendente hasta la base de la zona de destilación inferior 106, si bien, necesariamente, cierta cantidad de C02 será vaporizada en el proceso. El líquido entonces es movido fuera de la torre de destilación criogénica 100 en una línea de salida como una corriente de fluido inferior 22.
Al salir de la torre de destilación 100, la corriente de fluido inferior 22 entra en el recalentador 160. En la Figura 1 , el recalentador 160 es un recipiente de tipo pava que proporciona vapor de reebullición a la base de las bandejas de estabilización. Se observa una línea de vapor de reebullíción en 27. Además, el vapor de reebullición puede ser suministrado a través de una línea de calentador 25, a fin de proporcionar calor suplementario a la bandeja de fusión 130. El calor suplementario es controlado a través de una válvula 165 y un controlador de temperatura TC. Alternativamente, un intercambiador de calor, tal como un intercambiador de calor de termosifón (no expuesto) puede usarse para enfriar la corriente de fluido inicial 10 a fin de economizar energía. En este aspecto, los líquidos que entran en el recalentador 160 permanecen a una temperatura relativamente baja, por ejemplo, de alrededor de -1,1 a 4,4°C (30° a 40°F). Mediante la integración de calor con la corriente de fluido inicial 10, el operador puede entibiar y hervir en forma parcial la corriente de fluido inferior 22 de la torre de destilación 100, mientras se preenfría la corriente de fluido de producción 10. Para este caso, el fluido que proporciona calor suplementario a través de la línea 25 es un retorno de la fase de vapor del recalentador 160.
Se contempla que, en ciertas condiciones, la bandeja de fusión 130 puede operar sin la línea de calentador 25. En estos casos, la bandeja de fusión 130 puede ser diseñada con una característica de calentamiento interno tal como un calentador eléctrico. Sin embargo, se prefiere ofrecer un sistema de calor que emplee la energía de calor disponible en la corriente de fluido inferior 22. Los fluidos tibios en la línea de calentador 25 salen, en un aspecto, a -1,1 a 4,4°C (30° a 40°F), de modo que contienen energía calórica relativa. En consecuencia, en la Figura 1 , se muestra una corriente de vapor tibio en la línea de calentador 25, dirigida a la bandeja de fusión 130 a través de una bobina de calentamiento (no expuesta) sobre la bandeja de fusión 130. La corriente de vapor tibio, alternativamente, puede unirse a la línea de transferencia 135.
En la operación, la mayoría de la corriente de vapor de reebullición es introducida en la base de la columna, a través de la línea 27, sobre el nivel de líquido inferior y en la última bandeja de estabilización 126, o debajo de ella. A medida que el vapor de reebullición pasa en forma ascendente a través de cada bandeja 126, el metano residual es estabilizado fuera del líquido. Este vapor se enfría a medida que viaja en forma ascendente de la torre. Al momento que la corriente de vapor de la línea 27 alcanza la bandeja de fusión corrugada 130, la temperatura puede caer a aproximadamente -29°C a -18°C (-20°F a 0°F). Sin embargo, se mantiene bastante cálida, en comparación con el sólido en fusión en la bandeja de fusión 130, que puede ser de alrededor de a -45° a -57°C (-50°F a -70°F). El vapor aún tiene suficiente entalpia para fundir los sólidos de COa a medida que se pone en contacto con la bandeja de fusión 130.
Con referencia nuevamente al recalentador 160, los fluidos en una corriente inferior 24 que salen del recalentador 160 en forma de líquido pueden pasar opcionalmente a través de una válvula expansora 162. La válvula expansora 162 reduce la presión del producto líquido inferior, para proporcionar de manera eficaz un efecto de refrigeración. Por lo tanto, se provee una corriente inferior enfriada 26. El líquido rico en CO2 que sale del recalentador 160 puede ser bombeado hacia el interior del pozo a través de uno o más pozos IGA (observado en forma esquemática en 250 en la Figura 1 ). En algunas situaciones, el C02 líquido puede ser bombeado en un reservorio de petróleo parcialmente recuperado como parte de un proceso de recuperación de petróleo mejorado. En consecuencia, el C02 podría ser un inyector miscible. Como una alternativa, el C02 podría usarse como un agente de inundación miscible para la recuperación mejorada de petróleo.
Con referencia nuevamente a la zona de destilación inferior 160 de la torre 100, el gas se mueve en forma ascendente a través de la zona de destilación inferior 106, a través de las chimeneas 131 en la bandeja de fusión 130, y hacia el interior de la zona de congelamiento controlado 108. La zona de congelamiento controlado 108 define una cámara abierta que tiene una pluralidad de boquillas de pulverización 122. A medida que el vapor se mueve en forma ascendente a través de la zona de congelamiento controlado 108, la temperatura del vapor se torna mucho más fría. El vapor se pone en contacto con el metano líquido ("reflujo") que proviene de las boquillas de pulverización 122. Este metano líquido es mucho más frío que el vapor en movimiento ascendente, por haber sido enfriado por una unidad de refrigeración externa que incluye un intercambiador de calor 170. En una disposición, el metano líquido sale de las boquillas de pulverización 122 a una temperatura de aproximadamente -84°C (-120°F) a -90°C (-130°F). Sin embargo, a medida que el metano líquido se evapora, absorbe calor de sus entornos, a fin de reducir la temperatura del vapor en movimiento ascendente. El metano vaporizado también fluye en forma ascendente debido a su reducida densidad (en relación con el metano líquido) y el gradiente de presión dentro de la torre de destilación 100.
A media que los vapores de metano se mueven adicionalmente en forma ascendente de la torre de destilación criogénica 100, salen de la zona de congelamiento controlado intermedia 108 y entran en la zona de destilación superior 110. Los vapores continúan moviéndose en forma ascendente junto con otros gases livianos separados de la corriente de fluido enfriado original 12. Los vapores de hidrocarburos combinados se mueven fuera de la parte superior de la torre de destilación criogénica 100, para tornarse una corriente de metano superior 14.
El gas de hidrocarburo en la corriente de metano superior 14 se mueve en la unidad de refrigeración externa 170. En un aspecto, la unidad de refrigeración 170 utiliza un refrigerante de etileno u otro refrigerante capaz de enfriar la corriente de metano superior 14 hasta alrededor de -93°C a -98°C (-135° a -145°F). Esto sirve para licuar al menos en forma parcial la corriente de metano superior 14. La corriente de metano refrigerada 14 luego se mueve a un condensador de reflujo o una cámara de separación 172.
La cámara de separación 172 se usa para separar el gas 16 del líquido, denominado, a veces, el "reflujo líquido" 18. El gas 16 representa los gases de hidrocarburos más livianos, principalmente, metano, de la corriente de gas crudo original 10. Pueden presentarse también nitrógeno y el helio. El gas metano 16, naturalmente, es el "producto" buscado, en última instancia, para ser capturado y comercializado, junto con cualquier resto de etano. Esta porción no licuada de la corriente de metano superior 14 también se encuentra disponible para combustible en el sitio.
Una porción de la corriente de metano superior 14 que sale de la unidad de refrigeración 170 es condensada. Esta porción es el reflujo líquido 18, que es separado en la cámara de separación 172 y retornado a la torre 100. Puede usarse una bomba 19 para mover el reflujo líquido 18 nuevamente hacia la torre 100. Alternativamente, la cámara de separación 172 se monta sobre la torre 100 a fin de proporcionar una alimentación de gravedad del reflujo líquido 18. El reflujo líquido 18 incluirá cualquier dióxido de carbono que haya escapado de la zona de destilación superior 110. Sin embargo, la mayoría del reflujo líquido 18 es metano, típicamente, el 95% o más, con nitrógeno (si se presenta en la corriente de fluido inicial 10) y cantidades mínimas de sulfuro de hidrógeno (si también se presenta en la corriente de fluido inicial 10).
En una disposición de enfriamiento, la corriente de metano superior 14 es tomada a través de un sistema de refrigeración de anilla abierta, tal como el sistema de refrigeración expuesto y descripto en relación con la Figura 6. En esta disposición, la corriente de metano superior 14 es tomada a través de un intercambiador cruzado para enfriar una porción de retorno de la corriente de metano superior utilizada como el reflujo líquido 18. A continuación, la corriente de metano superior 14 es presurizada hasta alrededor de 69 bar (1000 psi) a 96 bar (1400 psi), y luego, enfriada usando aire ambiental, y posiblemente, un refrigerante de propano externo. La corriente de gas presurizada y enfriada es luego dirigida a través de un expansor para el posterior enfriamiento. Puede usarse un turboexpansor a fin de recuperar aun más líquido, al igual que cierto trabajo de fuste. La Patente de los Estados Unidos Nro. 6.053.007, titulada "Proceso para la separación de una corriente de gas de múltiples componentes que contiene por lo menos un componente congelable" describe el enfriamiento de una corriente de metano superior, y se incorpora en esta solicitud a modo de referencia, en su totalidad.
Se entiende en esta solicitud que las presentes invenciones no se limitan al método de enfriamiento para la corriente de metano superior 14. Se entiende además que el grado de enfriamiento entre la unidad de refrigeración 170 y la unidad de refrigeración inicial 150 puede variarse. En algunos casos, puede ser conveniente operar la unidad de refrigeración 150 a una temperatura más alta, y luego, ser más agresivo con el enfriamiento de la corriente de metano superior 14 en la unidad de refrigeración 170. Nuevamente, las presentes invenciones no se limitan a estos tipos de elecciones de diseño.
Con referencia nuevamente a la Figura 1 , el reflujo líquido 18 es retornado a la zona de destilación superior 110. El reflujo líquido 18 entonces es gravitacionalmente transportado a través de uno o más dispositivos de transferencia de masa 116 en la zona de destilación superior 110. En una realización, los dispositivos de transferencia de masa 116 son bandejas de rectificación que proporcionan una serie de vertederos en cascada 118 y tubos de descenso 119, similares a las bandejas 126 descriptas con anterioridad.
A medida que los fluidos de la corriente de reflujo líquido 18 se mueven en forma descendente a través de las bandejas de rectificación 116, el metano adicional se vaporiza de la zona de destilación superior 110. Los gases de metano se reúnen con la corriente de metano superior 14 para formar parte de la corriente de producto de gas 16. Sin embargo, la fase líquida remanente del reflujo líquido 18 cae sobre una bandeja recolectora 140. A medida que lo hace, la corriente de reflujo líquido 18 inevitablemente recogerá un pequeño porcentaje de hidrocarburo y gases ácidos residuales que se mueven en forma ascendente desde la zona de congelamiento controlado 108. La mezcla líquida de metano y dióxido de carbono es recogida en una bandeja recolectora 140.
La bandeja recolectora 140 define, preferentemente, un cuerpo sustancialmente plano para la recolección de líquidos. Sin embargo, como con la bandeja de fusión 130, la bandeja recolectora 140 también tiene una, y preferentemente, una pluralidad de chimeneas para el venteado de los gases que provienen de la zona de congelamiento controlado 108. Puede usarse una disposición de chimenea y casquete tal como aquella presentada por los componentes 131 y 132 en las Figuras 2B y 2C. Las chimeneas 141 y los casquetes 142 para la bandeja recolectora 140 se muestran en la vista agrandada de la Figura 5, que se describe a continuación en mayor detalle.
Se observa aquí que en la zona de destilación superior 110, cualquier H2S presente tiene preferencia hacia la disolución en el líquido, en comparación con el gas, a la temperatura de procesamiento. En este aspecto, el H2S tiene una volatilidad relativa comparativamente baja. Mediante el contacto del vapor remanente con más líquido, la torre de destilación criogénica 100 baja la concentración de H2S para encontrarse dentro del límite deseado de partes por millón (ppm), tal como una especificación de 10 o aun 4 ppm. A medida que el fluido se mueve a través de los dispositivos de transferencia de masa 116 en la zona de destilación superior 110, el H2S se pone en contacto con el metano líquido y es arrastrado fuera de la fase de vapor y se torna una parte de la corriente líquida 20. Desde allí, el H2S se mueve en forma líquida hacia abajo a través de la zona de destilación inferior 106 y, en última instancia, sale de la torre de destilación criogénica 100 como parte de la corriente inferior de gas ácido licuada 22. Para aquellos casos donde se presenta escaso o nulo H2S en la corriente de alimentación, o si el H2S es selectivamente eliminado por un proceso corriente ascendente, prácticamente no se presentará H2S en el gas superior.
En la torre de destilación criogénica 100, el líquido capturado en la bandeja recolectora 140 es extraído fuera de la zona de destilación superior 110 como una corriente líquida 20. La corriente líquida 20 está compuesta principalmente por metano. En un aspecto, la corriente líquida 20 está compuesta por alrededor de 93 por ciento en moles de metano, 3% de CO2, 0,5% de H2S y 3,5% de N2. En este punto, la corriente líquida 20 está a aproximadamente -87°C (-125°F) a -90°C (-130°F). Esta temperatura es solo levemente más cálida que la corriente de reflujo líquida 18. La corriente líquida 20 se dirige a un tambor de reflujo 174. El propósito del tambor de reflujo 174 es proporcionar capacidad de agitación para una bomba 176. Al salir del tambor de reflujo 174, se crea una corriente de pulverización 21. La corriente de pulverización 21 es presurizada en una bomba 176 para una segunda reintroducción en la torre de destilación criogénica 100. En este caso, la corriente de pulverización 21 es bombeada en la zona de congelamiento controlado intermedia 108 y emitida a través de las boquillas 122.
Cierta porción de la corriente de pulverización 21 , en particular, el metano, se vaporiza y evapora al salir de las boquillas 122. Desde allí, el metano se eleva a través de la zona de congelamiento controlado 108, a través de las chimeneas en la bandeja recolectora 140, y a través de los dispositivos de transferencia de masa 116 en la zona de destilación superior 110. El metano sale de la torre de destilación 100 como la corriente de metano superior 14, y en última instancia, se torna parte del producto comercial en la corriente de gas 16.
La corriente de pulverización 21 de las boquillas 122 además causa la desublimación del dióxido de carbono desde la fase de gas. En este aspecto, el C02 inicialmente disuelto en el metano líquido puede entrar momentáneamente en la fase de gas y moverse en forma ascendente con el metano. Sin embargo, debido a la temperatura fría dentro de la zona de congelamiento controlado 108, cualquier dióxido de carbono gaseoso se nuclea rápidamente y se aglomera en una fase sólida, y comienza a "nevarse". Este fenómeno se denomina desublimación. De esta manera, cierta cantidad de C02 nunca entra nuevamente en la fase líquida hasta que choca con la bandeja de fusión 130. Este dióxido de carbono "nieva" sobre la bandeja de fusión 130, y se funde en la fase líquida. Desde allí, el líquido rico en C02 baja en cascada desde los dispositivos de transferencia de masa o las bandejas 126 en la zona de destilación inferior 106, junto con el CO2 líquido de la corriente de gas crudo enfriada 12, como se describe con anterioridad. En este punto, cualquier metano remanente de la corriente de pulverización 21 de las boquillas 122 debería separarse con rapidez para formar vapor. Estos vapores se mueven en forma ascendente en la torre de destilación criogénica 100 y entran nuevamente en la zona de destilación superior 110.
Es conveniente el mayor contacto posible del líquido enfriado con el gas que se mueve en forma ascendente de la torre 100. Si el vapor evita la corriente de pulverización 21 que emana desde las boquillas 122, altos niveles de C02 podrían alcanzar la zona de destilación superior 110 de la torre 100. A fin de mejorar la eficiencia del contacto de gas/líquido en la zona de congelamiento controlado 108, pueden emplearse una pluralidad de boquillas 122 que tienen una configuración diseñada. En consecuencia, en lugar de emplear una sola fuente de pulverización en uno o más niveles con la corriente de fluido de reflujo 21, pueden usarse varios colectores de pulverización 120 opcionalmente diseñados con múltiples boquillas de pulverización 122. Por lo tanto, la configuración de las boquillas de pulverización 122 tiene un efecto sobre la transferencia de masa y calor que tiene lugar dentro de la zona de enfriamiento controlado 108. Además, las boquillas en sí mismas pueden ser diseñadas de manera de generar óptimos tamaños de gota y distribución de área de dichas gotas.
El cesionario de esta solicitud ha propuesto previamente diversas disposiciones de boquillas en la Publicación de Patente WO copendiente Nro. 2008/091316, que tiene la fecha de presentación internacional del 20 de noviembre de 2007. Esta solicitud y las Figuras 6A y 6B se incorporan en esta solicitud a modo de referencia, para las descripciones de las configuraciones de boquillas. Las boquillas buscan garantizar una cobertura de 360° dentro de la zona de congelamiento controlado 108 y proporcionar buen contacto de vapor y líquido y transferencia de calor y masa. Esto, a su vez, enfría de manera más eficaz cualquier dióxido de carbono gaseoso que se mueve en forma ascendente a través de la torre de destilación criogénica 100.
El uso de múltiples colectores 120 y una correspondiente disposición de boquillas de superposición 122 para la cobertura completa minimizan también la mezcla inversa. En este aspecto, la cobertura completa evita que las finas partículas de CO2 de baja masa se muevan nuevamente en forma ascendente de la torre de destilación 100 y entren nuevamente en la zona de destilación superior 0. Estas partículas entonces se remezclarían con metano y entrarían nuevamente en la corriente de metano superior 14, solo para ser otra vez recicladas.
El sistema de eliminación de gas ácido anterior descripto en relación con la Figura 1 es redituable para la producción de un producto de metano comercial 16 que está sustancialmente libre de gases ácidos. El producto 16 es preferentemente licuado y enviado a través de una cañería para la venta. El producto de gas licuado, preferentemente, cumple con una especificación de C02 de cañería de 1 a 4 por ciento en moles, donde se genera suficiente reflujo. El dióxido de carbono y el sulfuro de hidrógeno son removidos a través de la corriente inferior 22.
En algunos casos, se presentan pequeñas cantidades de H2S con cantidades relativamente grandes de C02 en la corriente de fluido inicial bruta 10. En este caso, puede ser conveniente eliminar selectivamente el H2S antes de la torre de destilación criogénica, a fin de poder producir una corriente de C02 líquida "limpia" en la corriente inferior 22. De este modo, el C02 puede ser inyectado directamente en un reservorio para operaciones de recuperación de petróleo mejoradas ("EOR", según su sigla en inglés). Por lo tanto, se proponen en esta solicitud sistemas y métodos para la eliminación de una porción de los componentes sulfurosos producidos con la corriente de fluido inicial 10 antes de que tenga lugar la eliminación de gas ácido en una torre de destilación criogénica tal como la torre 100.
Se proponen en esta solicitud una cantidad de procesos selectivos de H2S para la eliminación de los componentes sulfurosos de una corriente de gas. Se describen tanto procesos acuosos como no acuosos. Preferentemente, los procesos eliminan cualquier compuesto de sulfhidrilo tal como sulfuro de hidrógeno (H2S) y compuestos de organoazufre que tengan un grupo de sulfhidrilo (— SH), conocidos como mercaptanos, también conocidos como tioles (R-SH), donde R es un grupo hidrocarburo.
Un primer método para la eliminación de componentes sulfurosos corriente ascendente de un sistema de eliminación de gas ácido emplea el uso de solventes. Ciertos solventes tienen una afinidad para sulfuro de hidrógeno y pueden usarse para separar H2S del metano. Los solventes pueden ser o bien solventes físicos o químicos.
La Figura 6 es un diagrama esquemático que muestra una instalación de procesamiento de gas 600 para la eliminación de gases ácidos de una corriente de gas, en una realización. La instalación de procesamiento de gas 600 emplea un proceso de solvente corriente ascendente de un sistema de eliminación de gas ácido. El sistema de eliminación de gas ácido se indica generalmente por 650, mientras que el proceso de solvente se indica por el Bloque 605. El sistema de eliminación de gas ácido 650 incluye un recipiente de separación en el Bloque 100. El Bloque 100 indica generalmente la torre de la zona de congelamiento controlado 100 de la Figura 1. Sin embargo, el Bloque 100 también puede representar cualquier torre de destilación criogénica tal como una torre de fraccionación en masa.
En la Figura 6, se muestra una corriente de gas de producción en 612. La corriente de gas 612 se origina de las actividades de producción de hidrocarburos que tienen lugar en un área de desarrollo de reservorio, o "yacimiento" 610. Se entiende que el yacimiento 610 puede representar cualquier ubicación donde se producen hidrocarburos gaseosos.
El yacimiento 610 puede ser en tierra, cerca de la costa o mar adentro. El yacimiento 610 puede operar desde una presión de reservorio original, o puede ser sometido a procedimientos de recuperación mejorada. Los sistemas y métodos reivindicados en esta solicitud no se limitan al tipo de yacimiento que se encuentra en desarrollo, siempre que se produzcan hidrocarburos contaminados con sulfuro de hidrógeno y dióxido de carbono. Los hidrocarburos comprenderán principalmente metano, si bien, además, incluyen 2 a 10 por ciento en moles de etano y otros hidrocarburos pesados tales como propano o aun cantidades mínimas de butano e hidrocarburos aromáticos.
La corriente de gas 612 es "bruta", lo que significa que no ha pasado por procesos de eliminación de gases ácidos. La corriente de gas crudo 612 puede pasarse a través de una cañería, por ejemplo, desde el yacimiento 610 hacia la instalación de procesamiento de gas 600. Con la llegada a la instalación de procesamiento de gas 600, la corriente de gas 612 puede dirigirse a través de un proceso de deshidratación, tal como un recipiente de deshidratación de glicol. Un recipiente de deshidratación se muestra esquemáticamente en 620. Como consecuencia del pase de la corriente de gas crudo 612 a través del recipiente de deshidratación 620, se genera una corriente acuosa 622. En algunos casos, la corriente de gas crudo 612 puede ser mezclada con monoetilenglicol (MEG) a fin de prevenir la caída de agua y la formación de hidrato. El MEG puede ser pulverizado sobre un enfriador, por ejemplo, y los líquidos, recogidos para la separación en agua, MEG más concentrado y posiblemente, algunos hidrocarburos pesados, de acuerdo con la temperatura del enfriador y la composición del gas de entrada.
La corriente acuosa 622 puede ser enviada a una instalación de tratamiento de agua. Alternativamente, la corriente acuosa 622 puede ser reinyectada en una formación de subsuperficie. Una formación de subsuperficie es indicada en el bloque 630. Aun alternativamente, la corriente acuosa eliminada 622 puede ser tratada a fin de cumplir con las guías ambientales, y luego, liberada en la cuenca local (no expuesto) como agua tratada.
Además, como consecuencia del pase de la corriente de gas de producción 612 a través del recipiente de deshidratación 620, se produce una corriente de gas de metano sustancialmente deshidratada 624. La corriente de gas deshidratada 624 puede contener cantidades mínimas de nitrógeno, helio y otros gases inertes. En relación con los presentes sistemas y métodos, la corriente de gas deshidratada 624 también incluye dióxido de carbono y pequeñas cantidades de sulfuro de hidrógeno. La corriente de gas 624 puede contener otros componentes sulfurosos tales como sulfuro de carbonilo, disulfuro de carbono, dióxido de azufre y diversos mercaptanos.
La corriente de gas deshidratada 624 se pasa, en forma opcional, a través de una unidad de refrigeración preliminar 625. La unidad de refrigeración 625 enfría la corriente de gas deshidratada 624 hasta una temperatura de alrededor de -7°C a 10°C (20°F a 50°F). La unidad de refrigeración 625 puede ser, por ejemplo, un refrigerador de aire o un refrigerador de etileno o propano.
Es conveniente eliminar los componentes sulfurosos de la corriente de gas deshidratada 624 a fin de evitar la corrosión de sulfuro de hierro. De acuerdo con la instalación de procesamiento de gas 600, se provee un sistema de solvente 605. La corriente de gas deshidratada 624 entra en el sistema de solvente 605. El sistema de solvente 605 se pone en contacto con la corriente de gas 624 con un solvente a fin de eliminar sulfuro de hidrógeno a través de un proceso de absorción. Esto tiene lugar a temperaturas relativamente bajas y a presiones relativamente altas, donde la solubilidad de los componentes de gases ácidos es mayor que aquella del metano.
Como se observa, el sistema de solvente 605 puede ser o bien un sistema de solvente físico o un sistema de solvente químico. La Figura 7A proporciona un diagrama esquemático de un sistema de solvente físico 705A, en una realización. El sistema de solvente físico 705A opera a fin de poner en contacto la corriente de gas deshidratada 624 a fin de eliminar los componentes sulfurosos.
Ejemplos de solventes físicos adecuados incluyen N-metil pirrolidona, propilencarbonato, metil cianoacetato y metanol refrigerado. Un ejemplo preferido de un solvente físico es sulfolano, que tiene una denominación química de tetrametileno sulfona. El sulfolano es un compuesto de organoazufre que contiene un grupo funcional sulfonilo. El grupo sulfonilo es un átomo de azufre doblemente enlazado a dos átomos de oxígeno. El enlace doble de azufre-oxígeno es altamente polar, a fin de permitir la alta solubilidad en agua. Al mismo tiempo, el anillo de cuatro carbonos proporciona afinidad para los hidrocarburos. Estas propiedades permiten la miscibilidad del sulfolano tanto en agua como en hidrocarburos, a fin de lograr su uso diseminado como solvente para la purificación de mezclas de hidrocarburos.
Un solvente físico preferido es Selexol™. Selexol™ es una denominación comercial para un producto de tratamiento de gases de Union Carbide, una subsidiaria de Dow Chemical Company. El solvente Selexol™ es una mezcla de éteres de dimetilo de polietilenglicoles. Un ejemplo de uno de dichos componentes es dimetoxi tetraetilenglicol. Selexol® también recogerá cualquier hidrocarburo pesado en la corriente de fluido inicial 10, al igual que cierta cantidad de agua. Cuando la corriente de fluido inicial 10 es bastante seca en el comienzo, el uso de Selexol™ puede eliminar la necesidad de otra deshidratación. Se observa aquí que si el solvente Selexol™ se enfría y luego es presaturado con CO2, el solvente Selexol™ será selectivo hacia H2S.
Con referencia a la Figura 7A, puede observarse una corriente de gas deshidratada 624 entrando a un separador de entrada 660. Se entiende que es conveniente mantener la corriente de gas 624 limpia, de manera de evitar la espumación de solvente líquido durante el proceso de eliminación de gas ácido. Por lo tanto, el separador de entrada 660 se usa para filtrar impurezas líquidas tales como lodo y fluidos de perforación a base de aceite. Puede tener lugar además cierta filtración de partículas. Preferentemente, la salmuera se separa usando el recipiente de deshidratación corriente ascendente 620. Sin embargo, el separador de entrada 660 puede eliminar cualquier hidrocarburo condensado.
Los líquidos tales como fluidos de perforación e hidrocarburos condensados se separan de la base del separador de entrada 660. Se observa una corriente de impurezas líquidas en 662. Las impurezas a base de agua típicamente se envían a una instalación de tratamiento de agua (no expuesta), o pueden ser reinyectadas en la formación 630 a fin de sostener la presión de reservorio o para desecho. Los líquidos de hidrocarburos en general son enviados a una instalación de tratamiento de condensados. El gas sale de la parte superior del separador de entrada 660. Se observa una corriente de gas limpia en 664.
La corriente de gas limpia 664 es opcionalmente dirigida a un intercambiador de gas a gas 665. El intercambiador de gas a gas 665 preenfría el gas en la corriente de gas limpia 664. El gas limpio luego es dirigido a un absorbente 670. El absorbente 670, preferentemente, es una torre de contacto en contracorriente que recibe un absorbente. En la disposición de la Figura 7A, la corriente de gas limpio 664 entra en la base de la torre 670. Al mismo tiempo, el solvente físico 696 entra en la parte superior de la torre 670. La torre 670 puede ser una torre de bandejas, una torre empaquetada, u otro tipo de torre.
Se entiende que, alternativamente, puede utilizarse cualquier cantidad de dispositivos de tipo no torre diseñados para el contacto de gas y líquido. Estos pueden incluir mezcladoras estáticas y dispositivos de contacto de corriente conjunta. La torre en contracorriente 670 de la Figura 7A se presenta puramente con fines ilustrativos. Debe observarse que se prefiere el uso de contactores compactos, de corriente conjunta, para los recipientes de contacto de gas y líquido, ya que estos pueden reducir el rastro general y el peso del sistema de solvente físico 705A.
El absorbente puede ser, por ejemplo, un solvente que se mezcla con la corriente de gas limpio 664 para "separar" el H2S, e incidentalmente, cierta cantidad de C02. El absorbente puede ser, específicamente, Selexol®, descripto con anterioridad. Como consecuencia del proceso de contacto con el absorbente, se genera una corriente de gas liviano 678. La corriente de gas liviano 678 proviene de la parte superior de la torre 670. La corriente de gas liviano 678 contiene metano y dióxido de carbono. La corriente de gas liviano 678 pasa por un proceso de refrigeración antes de ser dirigido a la torre de destilación criogénica, expuesta en forma esquemática en el Bloque 100 de la Figura 6.
Nuevamente, con referencia momentánea a la Figura 6, la corriente de gas liviano 678 sale del sistema de solvente físico 705A y pasa a través de un enfriador 626. El enfriador 626 enfría la corriente de gas liviano 678 hasta una temperatura de alrededor de -34 a -40°C (-30° a -40°F). El enfriador 626 puede ser, por ejemplo, un refrigerador de etileno o propano.
La corriente de gas liviano 678 luego es preferentemente movida a través de un dispositivo de expansión 628. El dispositivo de expansión 628 puede ser, por ejemplo, una válvula de Joule-Thompson ("J-T"). El dispositivo de expansión 628 sirve como un expansor para obtener el enfriamiento adicional de la corriente de gas liviano 678. El dispositivo de expansión 628 además reduce la temperatura de la corriente de gas liviano 678, por ejemplo, a aproximadamente -57°C a -62°C (-70°F a -80°F). Preferentemente, se logra además una licuación por lo menos parcial de la corriente de gas 678. Una corriente de gas enfriada es producida en la línea 611.
Con referencia nuevamente a la Figura 7A, la torre de contacto 670 recogerá componentes sulfurosos. Estos son liberados desde la base de la torre 670 como un solvente "rico". Se observa una corriente de solvente rico 672 que sale de la torre 670.
La corriente de solvente rico 672 puede incluir también cierta cantidad de dióxido de carbono.
En la disposición de la Figura 7A, la corriente de solvente rico 672 es transportada a través de una turbina de recuperación de polvo 674. Esto permite la generación de energía eléctrica para el sistema de solvente físico 705A. Desde allí, la corriente de solvente rico 672 es transportada a través de una serie de separadores de destello 680. En la disposición ilustrativa de la Figura 7A, se muestran tres separadores en 682, 684 y 686. Los separadores 682, 684 y 686 operan a presiones y temperaturas progresivamente menores de acuerdo con el proceso de solvente físico.
El primer separador 682 puede operar, por ejemplo, a una presión de 34 bar (500 psi) y a una temperatura de 32°C (90°F). El primer separador 682 libera gases livianos transportados en la corriente de solvente rico 672. Estos gases livianos, expuestos en 681, comprenden principalmente metano y dióxido de carbono, si bien pueden tener cantidades mínimas de H2S. Los gases livianos 681 pueden ser dirigidos a la torre de destilación criogénica 100 (no expuesto en la Figura 7A). Estos gases pueden ser combinados con la corriente de gas liviano 678. Los gases livianos 681 preferentemente viajan a través de un compresor 690 a fin de reforzar la presión en la ruta a la torre de destilación criogénica 100 como la corriente 61 . La compresión puede no ser necesaria si la torre de destilación 100 es operada a una presión menor que la primera etapa de destello, es decir, el primer separador 682, de los procesos de solvente 705A. En dicho caso, se requerirá una caída de presión para la corriente superior 678, a fin de poder combinar las corrientes 681 y 678. Esta caída de presión puede ser inducida por una válvula J-T cerca de la torre de destilación criogénica 100. Naturalmente, la corriente 681 tendrá que ser introducida corriente descendente de la válvula J-T.
Idealmente, todo el sulfuro de hidrógeno y los hidrocarburos pesados de la corriente de gas limpio 664 han sido capturados con la corriente de solvente rico 672. Una corriente de solvente progresivamente más rica es liberada de cada separador 682, 684 y 686. Estas corrientes progresivamente más ricas son denotadas como las líneas 683, 685 y 687. En consecuencia, el solvente físico es generalmente regenerado por la reducción de presión, para lograr el destello de cualquier metano y dióxido de carbono no disueltos, del solvente.
La línea 687 es una corriente de solvente "semimagra", debido a que cierta cantidad del CO2 ha sido eliminada, si bien la corriente de solvente 687 no ha sido regenerada por completo. Una porción de esta corriente de solvente 687 es transportada a través de una bomba de refuerzo 692 y reintroducida en la torre de contacto 670 como un solvente semimagro, en un nivel intermedio en la torre de contacto. La porción remanente, expuesta en 693, es dirigida a un recipiente de regeneración 652.
En relación con el segundo 684 y el tercero 686 de los tres separadores, se observa que cada uno de estos separadores 684 y 686 también libera cantidades muy pequeñas de gases livianos. Estos gases livianos principalmente incluirán dióxido de carbono y pequeñas cantidades de metano. Estos gases livianos se muestran en dos líneas separadas en 689. Los gases livianos 689 pueden ser comprimidos y combinados con la línea 611, y luego, pueden ser dirigidos a la torre de destilación criogénica 100. Alternativamente, los gases livianos de las líneas 689 pueden ser suministrados directamente a una corriente de gas ácido licuada inferior expuesta en 642 en la Figura 6.
Una ventaja del uso de un solvente físico para la eliminación de H2S corriente ascendente es que el solvente es generalmente higroscópico. Esto puede eliminar la necesidad de un recipiente de deshidratación de gas 620, en particular, donde la corriente de fluido inicial 10 ya está sustancialmente seca. Para este fin, es preferible que el solvente seleccionado en sí mismo no sea acuoso. De esta manera, el solvente puede usarse a fin de deshidratar adicionalmente el gas natural bruto. En este caso, el agua puede salir en una corriente de vapor 655 del regenerador 652.
Una desventaja de este proceso es que algunos hidrocarburos livianos y C02 serán coadsorbidos en el solvente físico a cierto alcance. El uso de múltiples separadores 682,684 y 686 sí elimina la mayoría del metano de la corriente de solvente rico 672, si bien, típicamente, no la totalidad.
Con referencia nuevamente al recipiente de regeneración 652, el recipiente 652 actúa como un estabilizador. Los componentes de sulfuro de hidrógeno son conducidos hacia el exterior, de modo que salen del recipiente de regeneración 652 a través de la corriente de vapor 655 como una corriente de H2S concentrada. El H2S concentrado en ta corriente de vapor 655 se muestra saliendo del sistema de solvente físico 705A. Además se muestra en la línea 655 en la Figura 6.
El H2S concentrado en la corriente de vapor 655, preferentemente, es enviado a una instalación de inyección de gas ácido (IGA). Opcionalmente, puede usarse un segundo proceso de solvente físico, antes de la eliminación de cualquier cantidad de C02 y vapor de agua. Se muestra un separador en 658. El separador 658 es un recipiente de reflujo que recupera agua condensada y solvente mientras permite que el gas ascienda. El agua condensada y el solvente pueden retornarse al recipiente de regeneración 652 a través de la línea inferior 659. Al mismo tiempo, el gas superior puede ser enviado a la inyección de gas ácido (expuesto en forma esquemática en el Bloque 649 de la Figura 6 y descripto a continuación) a través de la línea 691.
La corriente de vapor 655 además incluirá dióxido de carbono. El dióxido de carbono y cualquier vapor de agua saldrán del separador 658 a través de la línea superior 691, junto con el H2S. Preferentemente, el H2S es enviado corriente descendente a la instalación de IGA 649, o en forma opcional, puede ser enviado a una unidad de recuperación de azufre (URA) (no expuesta).
El recipiente de regeneración 652 representado en la Figura 7A puede utilizar un gas de estabilización para separar componentes sulfurosos del solvente. El recipiente de regeneración 652 puede ser alimentado con cualquier cantidad de gases de estabilización. Un ejemplo es una corriente de gas combustible con un contenido de C02 alto. Un gas combustible con alto contenido de C02 se prefiere para el gas de estabilización 651, ya que puede ayudar a "presaturar" el solvente con C02, a fin de conducir a menos recogida de C02 de la corriente de gas limpio 664. Se observa un gas de estabilización alimentado al recipiente de regeneración 652 a través de la línea 651'. El gas de estabilización 651' por ejemplo, puede ser una porción de la corriente de gas liviano 689 de la etapa de destello de menor presión, es decir, el separador 686. Esto permite una recuperación potencial de cierta cantidad de los hidrocarburos.
El solvente regenerado es dirigido desde la base del recipiente de regeneración 652. El solvente regenerado sale como 653. El solvente regenerado 653 es transportado a través de una bomba de refuerzo 654. Opcionalmente, se utiliza una segunda bomba de refuerzo 694 a fin de ascender adicionalmente la presión en la línea que porta solvente regenerado 653. A continuación, el solvente regenerado 653 se enfría, preferentemente, a través de un intercambiador de calor 695, posiblemente, que tiene una unidad de refrigeración. A continuación, un solvente enfriado y regenerado 696 es entonces reciclado nuevamente al contactor 670.
Una porción del solvente regenerado es tomada de la base del recipiente de regeneración 652 y enviada a un recalentador 697. El recalentador entibia el solvente. El solvente entibiado es retornado al recipiente de regeneración 697 a través de la línea 651" como una corriente parcialmente vaporizada.
La Figura 7A demuestra una realización de un sistema de solvente físico 705A. Sin embargo, como se observa, el sistema de solvente 605 puede ser, alternativamente, un sistema de solvente químico. El sistema de solvente químico utilizará solventes químicos, en particular, aminas selectivas de hfeS. Ejemplos de dichas aminas selectivas incluyen metil dietanol amina (MDEA) y la familia de aminas Flexsorb®. Flexsorb® es una marca registrada para un absorbente químico utilizado en la eliminación de gases sulfurosos desde una mezcla de gas amargo. Un absorbente Flexsorb® u otra amina se pone en contacto con la corriente de gas hidrocarburo 624 o una corriente de gas limpio 664 corriente ascendente de una torre de destilación criogénica.
Los solventes a base de aminas se sostienen en una reacción química con los componentes de gases ácidos en la corriente de gas de hidrocarburo. El proceso de la reacción a veces se denomina "edulcoramiento de gas". Dichas reacciones químicas, en general, son más eficaces que los solventes de base física, en particular, a presiones de gas de alimentación por debajo de alrededor de 2,07 Pa (300 psia).
Las aminas Flexsorb® son solventes químicos preferidos para la eliminación selectiva de H2S de corrientes de gas que contienen CO2. Las aminas Flexsorb® sacan provecho del índice relativamente veloz de absorción de H2S, en comparación con la absorción de C02. El rápido índice de absorción ayuda a prevenir la formación de carbamatos. El sulfuro de hidrógeno generado a partir de procesos a base de aminas está generalmente a baja presión. El H2S de salida sufrirá la recuperación de azufre, o el desecho subterráneo, que requiere significativa compresión.
La eliminación de sulfuro de hidrógeno usando una amina selectiva puede lograrse mediante el contacto de la corriente de fluido deshidratada y enfriada 624 con el solvente químico. Esto puede efectuarse mediante la inyección de la corriente de gas 624 en un "absorbente". El absorbente es un recipiente que permite el contacto de la corriente de gas 624 con el solvente Flexsorb™ u otra amina líquida. A media que interactúan los dos materiales fluidos, la amina absorbe H2S del gas amargo, para producir una corriente de gas endulzada. La corriente de gas endulzada contiene principalmente metano y dióxido de carbono. Este gas "dulce" fluye fuera de la parte superior del absorbente.
En un aspecto, el absorbente es una torre de contacto grande en contracorriente.
En esta disposición, la corriente de gas crudo 624 se inyecta en la base de la torre de contacto, mientras el solvente químico, o "corriente de solvente magro", se inyecta en la parte superior de la torre de contacto. Una vez dentro de la torre de contacto de flujo en contracorriente, el gas de la corriente de gas 624 se mueve en forma ascendente a través del absorbente. Habitualmente, una o más bandejas u otros elementos internos (no expuestos) se proveen dentro del absorbente, a fin de crear múltiples vías de flujo para el gas natural, y de crear área interfacial entre las fases de gas y líquido. Al mismo tiempo, el líquido de la corriente de solvente magro se mueve en forma descendente y a través de la sucesión de bandejas en el absorbente. Las bandejas ayudan a la interacción del gas natural con la corriente de solvente. Este proceso es demostrado en relación con la Figura 1 de una solicitud de patente titulada: "Eliminación de gases ácidos de una corriente de gas". Dicha solicitud se presentó provisionalmente el 14 de octubre de 2008, y se le asignó el Nro. de Acta U. S. 61/105.343. La Figura 1 y las porciones correspondientes de la memoria descriptiva se incorporan en esta solicitud a modo de referencia.
Una solución de amina "rica" sale de la base de la torre de contacto en contracorriente. Esta comprende la amina líquida, junto con el H2S absorbido. La solución de amina rica es llevada a través de un proceso de regeneración que puede asemejarse en forma considerable a los componentes de regeneración descriptos en la Figura 7A, anterior, en relación con el sistema de solvente físico 705A, si bien, habitualmente, solo tiene un solo recipiente de destello que opera a 7-14 bar (100-200 psig).
La torre contactora en contracorriente utilizada como un absorbente para la separación del H2S tiende a ser muy grande y pesada. Esto crea particular dificultad en aplicaciones de producción de petróleo y gas mar adentro. En consecuencia, se propone en esta solicitud una realización alternativa para la eliminación de H2S de corrientes de gas de hidrocarburos, inherente a la recuperación de petróleo y gas. Esta realización involucra el uso de dispositivos de contacto en contracorriente más pequeños. Estos dispositivos pueden mejorar la selectividad de la amina mediante la reducción del tiempo de contacto, y así, la reducción de la posibilidad de la absorción de C02. Estos dispositivos absorbentes más pequeños también pueden reducir el tamaño del rastro total del proceso 605.
La Figura 7B demuestra una realización ilustrativa de un sistema de solvente químico 705B, que puede usarse para el proceso de solvente 605 de la Figura 6. El sistema de solvente químico 705B emplea una serie de dispositivos de contacto de flujo conjunto CD1, CD2,..., CD(n-1), CDn. Estos dispositivos se usan para poner en contacto la amina selectiva con la corriente de gas.
El concepto de flujo de corriente conjunta utiliza dos o más contactores en serie, donde una corriente de gas amargo y un solvente líquido se mueven juntos dentro de los contactores. En una realización, la corriente de gas amargo y el solvente líquido se mueven juntos generalmente a lo largo del eje longitudinal de los respectivos contactores. Los contactores de flujo de corriente conjunta pueden operar a velocidades de fluido mucho más altas. En consecuencia, los contactores de flujo de corriente conjunta tienden a ser más pequeños que los contactores de flujo de contracorriente, que utilizan torres empaquetadas o en bandejas.
Como con la Figura 7A, una corriente de gas deshidratada 624 puede observarse entrando en un separador de entrada 660. El separador de entrada 660 sirve para filtrar las impurezas líquidas tales como fluidos de perforación a base de aceite y lodo. La salmuera preferentemente es separada usando el recipiente de deshidratación corriente ascendente 620, expuesto en la Figura 6. Puede tener lugar además cierta filtración de partículas en el separador de entrada 660. Se entiende que es conveniente mantener la corriente de gas 624 limpia, de modo de evitar la espumación del solvente líquido durante el proceso de tratamiento de gas ácido.
Los líquidos tales como hidrocarburos condensados y fluidos de perforación salen de la base del separador de entrada 660. Se observa una corriente de impurezas líquidas en 662. Las impurezas transportadas por el agua son típicamente enviadas a una instalación de tratamiento de agua (no expuesta), o pueden ser reinyectadas a la formación 630 con la línea 662 a fin de sostener la presión del reservorio o para el desecho. Los líquidos de hidrocarburos típicamente van a un instrumento de tratamiento de condensados. El gas sale de la parte superior del separador de entrada 660. Se observa una corriente de gas amargo limpia en 664.
El gas amargo limpio es dirigido a una serie de absorbentes. Aquí, los absorbentes son dispositivos de contacto de corriente conjunta CD1, CD2,..., CD(n-1), CDn. Cada contactor CD1, CD2 CD(n-1), CDn elimina una porción del contenido de H2S de la corriente de gas 664, a fin de liberar una corriente de gas progresivamente endulzada. Un contactor final CDn proporciona una corriente de gas endulzada final 730(n) que comprende sustancialmente metano y dióxido de carbono. La corriente de gas 730(n) se torna la línea 678 de la Figura 6.
En la operación, la corriente de gas 664 entra en un primer absorbente de corriente conjunta, o dispositivo de contacto, CD1. Allí, el gas se mezcla con un solvente líquido 720. El solvente 720 preferentemente consiste en una solución de amina tal como metildietanol amina (MDEA), o una amina Flexsorb®. El solvente líquido además puede comprender una amina obstaculizada, una amina terciaria, o combinaciones de ellas. Flexorb® es un ejemplo de una amina obstaculizada, mientras que MDEA es un ejemplo de una amina terciaria. Además, la corriente de solvente 720 es un solvente parcialmente regenerado o "semimagro" producido por un regenerador 750. El movimiento del solvente "semimagro" 720 en el primer contactor CD1 es auxiliado por una bomba 724. La bomba 724 mueve el solvente semimagro 720 al primer contactor CD1 a presión reducida. Un ejemplo de una presión adecuada es aproximadamente 1 a 103 bar (15 psia a 1500 psig).
Una vez dentro del primer contactor CD1, la corriente de gas 664 y la corriente de solvente químico 720 se mueven a lo largo del eje longitudinal del primer contactor CD1. A medida que viajan, la amina líquida (u otro solvente) interactúa con el H2S en la corriente de gas 664, para producir la unión química del H2S a moléculas de amina, o la absorción por dichas moléculas. Una primera solución de solvente "rico" 740 (1) sale del fondo del primer contactor CD1. Al mismo tiempo, una primera corriente de gas parcialmente endulzada 730(1) se mueve fuera del primer contactor CD1 y es liberada a un segundo contactor CD2.
El segundo contactor CD2 también representa un dispositivo de separación de corriente conjunta. Opcionalmente, un tercer dispositivo de separación de corriente conjunta CD3 se proporciona luego del segundo contactor CD2. Cada uno del segundo y tercer contactores CD2, CD3, genera una corriente de gas parcialmente endulzada respectiva, 730(2), 730(3). Además, cada uno de los segundo y tercer contactores, CD2, CD3, genera una solución de tratamiento de gas parcialmente cargada respectiva, 740(2), 740(3). Cuando se usa una amina como el solvente, las soluciones de tratamiento de gas parcialmente cargadas 740(2), 740(3) comprenderán soluciones de amina ricas. En el sistema ilustrativo 705B, la segunda solución de tratamiento de gas cargada 740(2) se funde con la primera solución de tratamiento de gas cargada 740(1) y pasa por un proceso de regeneración, que incluye el pase a través del regenerador 750.
Se observa que a medida que el gas 664 se mueve a través de las corrientes de gas progresivamente endulzadas 730(1), 730(2),... 730(n-1) en una dirección corriente descendente, la presión en el sistema generalmente disminuirá. A medida que sucede esto, la presión en las corrientes de amina progresivamente más rica (u otro solvente líquido) 740(n), 740(n-1),...740(2), 740(1) en la dirección corriente ascendente necesita aumentar generalmente para coincidir con la presión de gas. En consecuencia, se prefiere la colocación en el sistema 705B de una o más bombas de refuerzo (no expuestas) entre cada uno de los contactores CD1, CD2, ... Esto servirá para reforzar la presión líquida en el sistema.
En el sistema 705B, las corrientes 740(1), 740(2) comprenden soluciones de solvente "rico" que primero se mueven a través del tambor de destello 742. El tambor de destello 742 opera a una presión de aproximadamente 7 a 10 bar (100 a 150 psig). El tambor de destello 742 típicamente tiene partes internas que crean un efecto de asentamiento de una vía de flujo sinuosa para la corriente de solvente 740. Los gases residuales tales como metano y C02 son destellados desde la corriente de solvente 740 a través de la línea 744. Los gases residuales capturados en la línea 744 pueden ser reducidos hasta un contenido de gas ácido de alrededor de 100 ppm, si se ponen en contacto, por ejemplo, con una pequeña cantidad de amina fresca de la línea 720. Esta concentración es lo suficientemente baja para que los gases residuales puedan usarse como gas de combustible para el sistema 705B.
El gas natural residual puede ser destellado desde la corriente de solvente 740 a través de la línea 744. La corriente de solvente rico resultante 746 es dirigida a un regenerador 750.
Antes de moverse en el regenerador 750, la corriente de solvente rico 746 es preferentemente movida a través de un intercambiador de calor (no expuesto). La corriente de solvente relativamente fría (cercana a temperatura ambiente) 746 puede ser calentada por medio del contacto término con una corriente de solvente magro tibio 760 que sale desde la base del regenerador 750. Esto, a su vez, sirve para enfriar beneficiosamente la corriente de solvente magro 760 antes del suministro a un enfriador de solvente magro 764, y luego, a un contactor final CDn.
El regenerador 750 define una porción estabilizadora 752 que comprende bandejas u otros elementos internos (no expuestos) sobre un recalentador 756. Se provee una fuente de calor a un recalentador 756 a fin de generar calor. El regenerador 750 produce la corriente de solvente regenerado o "magro" 760, que es reciclada para la reutilización en el contactor final CDn. El gas superior estabilizado del regenerador 750 que contiene H2S concentrado sale del regenerador 750 como una corriente de impurezas 770.
La corriente de impurezas rica en H2S 770 es movida a un condensador 772. El condensador 772 sirve para enfriar la corriente de impurezas 770. La corriente de impurezas enfriada 770 es movida a través de un acumulador de reflujo 774 que separa cualquier líquido remanente (en su mayoría, agua condensada) de la corriente de impurezas 770. Luego se crea una corriente de gas ácido 776 que comprende principalmente H2S. La corriente de gas ácido 776 es la misma que la línea 655 de la Figura 6.
Cierta cantidad de líquido puede caerse del acumulador de reflujo 774. Esto produce una corriente de líquido residual 775. La corriente de líquido residual 775 preferentemente es transportada a través de una bomba 778 para reforzar la presión, donde luego es reintroducida en el regenerador 750. Cierta cantidad del líquido residual saldrá del regenerador 750 en la base como parte de la corriente de solvente magro 760. En forma opcional, puede agregarse cierto contenido de agua a la corriente de solvente magro 760, a fin de balancear la pérdida de vapor de agua para las corrientes de gas edulcorado 730(n-1), 730 (n). Esta agua puede agregarse en la ingesta o succión de la bomba de reflujo 778.
El solvente magro o regenerado 760 se encuentra a baja presión. Por lo tanto, la corriente de líquido que representa solvente regenerado 760 es transportada a través de una bomba de refuerzo de presión 762. La bomba 762 se denomina un reforzador de solvente magro 762. De allí, el solvente magro 760 pasa a través de un enfriador 764. El enfriamiento del solvente por medio del enfriador 764 asegura que el solvente magro 760 absorberá gases ácidos de manera eficaz. El solvente magro enfriado 760 se usa como la corriente de solvente para el último contactor de separación CDn.
Opcionalmente, se provee un tanque de solvente 722 próximo a los dispositivos de contacto CD1, CD2, CD(n-1), CDn. El solvente magro 760 puede pasar a través del tanque de solvente 722. Más preferentemente, el tanque de solvente 722 se encuentra fuera de línea y proporciona un reservorio de solvente, para cuando pueda ser necesario para la instalación de gas 705B.
Con referencia nuevamente a la pluralidad de dispositivos de contacto de corriente conjunta CD1, CD2, ... CD(n-1), CDn, cada dispositivo de contacto recibe una corriente de gas que incluye un gas de hidrocarburo y un sulfuro de hidrógeno. Cada dispositivo de contacto CD1, CD2, ... CD(n-1), CDn opera para eliminar en forma sucesiva el H2S y producir una corriente de gas progresivamente endulzada. Los dispositivos de contacto de corriente conjunta CD1, CD2, ... CD(n-1), CDn pueden ser cualquiera de una diversidad de dispositivos de mezcla de tiempo de contacto corto. Ejemplos incluyen mezcladoras estáticas y mezcladoras centrífugas. Algunos equipamientos de mezcla separan líquido a través de un eductor. El eductor suministra gas a través de un tubo de tipo Venturi que, a su vez, arrastra solvente líquido al tubo.
Debido al efecto Venturi, el solvente líquido es arrastrado y descompuesto en gotas pequeñas, a fin de permitir una gran área de superficie de contacto con el gas.
Un dispositivo de contacto preferido es el contactor ProsCon™. Este contactor utiliza un eductor, seguido de un aglutinador centrífugo. El aglutinador centrífugo induce grandes fuerzas centrífugas para la reintegración del solvente líquido en un pequeño volumen. En cualquier realización, se emplea, preferentemente, la tecnología de recipiente compacto, a fin de permitir la reducción de soporte físico en comparación con las grandes torres de contacto.
El primer contactor CD1 recibe la corriente de gas crudo 664. La corriente de gas 664 se trata en el primer contactor CD1 para la eliminación de sulfuro de hidrógeno. Luego se libera una primera corriente de gas parcialmente endulzada 730(1). La primera corriente de gas parcialmente endulzada 730(1) es suministrada al segundo contactor CD2. Allí, la primera corriente de gas endulzada 730(1) es adicionalmente tratada para la eliminación de sulfuro de hidrógeno, de modo que se libera una segunda corriente de gas más completamente endulzada 730(2). Este patrón se continúa de modo que un tercer contactor CD3 produce una corriente de gas más completamente endulzada 730(3); un cuarto contactor CD4 produce una corriente de gas aun más endulzada 730(4); y un contactor siguiente y último produce una corriente de gas incluso más endulzada CD(n-1). Cada uno de estos puede denominarse una corriente de gas endulzada "subsiguiente".
Una corriente de gas endulzada final 730(n) es liberada por el contactor final CDn. El número de dispositivos de contacto (por lo menos dos) antes del contactor final CDn es dictado principalmente por el nivel de eliminación de H2S necesario para cumplir con los estándares deseados. En el sistema 705B de la Figura 7, la corriente de gas edulcorado final 730(n) aún contiene dióxido de carbono. Por lo tanto, la corriente de gas edulcorado 730(n) debe ser tomada a través de la torre CFZ 100 de la Figura 6. La corriente de gas edulcorado 730(n) es la misma que la línea 678 de la Figura 6.
En un aspecto, se emplea una combinación de un dispositivo de mezcla y un correspondiente dispositivo aglutinador, en cada contactor. En consecuencia, por ejemplo, el primer contactor CD1 y el segundo contactor CD2 pueden utilizar mezcladoras estáticas como sus dispositivos de mezcla, el tercer contactor CD3 y otros contactores CD4 pueden utilizar eductores, y los contactores CDn-1 y CDn pueden utilizar mezcladoras centrífugas. Cada contactor tiene un dispositivo de aglutinación asociado. En cualquier realización, las corrientes de gas 664, 730(1), 730(2), ... 730(n-1) y las corrientes de solvente líquido en flujo de corriente conjunta fluyen a través de los contactores CD1, CD2, ...CDn en la misma dirección. Esto permite un corto período de tiempo para que las reacciones de tratamiento tengan lugar, tal vez, aun tan corto como 100 millsegundos o menos. Esto puede ser conveniente para la eliminación selectiva de H2S (en relación con C02), ya que ciertas aminas reaccionan más rápidamente con H2S que con C02.
Además de recibir una corriente de gas, cada contactor de corriente conjunta CD1, CD2, ...CD(n-1), CDn también recibe una corriente de solvente líquido. En el sistema 705B, el primer contactor CD1 recibe una corriente de solvente parcialmente regenerada 720. A continuación, los contactores subsiguientes CD2, CD3, CD(n-1), CDn reciben soluciones de solvente cargadas liberadas del contactor respectivo siguiente. En consecuencia, el segundo contactor CD2 recibe solución de solvente parcialmente cargada 740(3) liberada del tercer contactor CD3; el tercer contactor CD3 recibe una solución de solvente parcialmente cargada 740(4) liberada del cuarto contactor CD4; y el siguiente y último contactor CD(n-1) recibe una solución de solvente parcialmente cargada 740(n) del contactor final CDn. En otras palabras, el solvente líquido recibido en el segundo contactor CD2 comprende la solución de solvente parcialmente cargada 740(3) liberada del tercer contactor CD3; el solvente líquido recibido en el tercer contactor CD3 comprende la solución de solvente parcialmente cargada 740(4) liberada del cuarto contactor CD4; y el solvente líquido recibido en un contactor siguiente y último CD(n-1) comprende la solución de solvente parcialmente cargada 740(n) del contactor final CDn. De este modo, las soluciones de solvente parcialmente cargadas son introducidas en los contactores CD1, CD2, CD3, ... CDn en una dirección de procesamiento opuesta a aquella de las corrientes de gas progresivamente endulzadas 730(1), 730(2), 730(3), ... 730(n-1).
El último contactor de separación CDn además recibe un solvente líquido. El solvente líquido es la corriente de solvente regenerada 760. La corriente de solvente regenerada 760 es altamente magra.
El sistema de solvente químico 705B de la Figura 7B tiene el propósito de ser ilustrativo. Pueden usarse otras disposiciones para dicho sistema que emplea una pluralidad de dispositivos de contacto de corriente conjunta como absorbentes. Un ejemplo de dicho sistema adicional se describe en el contexto de la eliminación de C02 en el Acta de los Estados Unidos Nro. 61/105.343, referenciada con anterioridad. La Figura 2B y las correspondientes porciones de la memoria descriptiva se incorporan también en esta solicitud a modo de referencia.
En el sistema 705B de la Figura 7B, ambas soluciones de solventes 740(1) y 740(2) pasan por la regeneración. El solvente parcialmente regenerado 780 sale del recipiente de regeneración 750. El solvente 780 se coloca a presión a través de la bomba reforzadora 782. Desde allí, el solvente 780 es enfriado en el intercambiador de calor 784, para tornarse la corriente de solvente 720. El solvente 780 es adicionalmente presurizado a través de la bomba reforzadora 724, antes de ser introducido en el primer contactor de corriente conjunta CD1 como la corriente de solvente 720.
Con referencia nuevamente a la Figura 6, la corriente de gas liviano 678 (que también es la línea 678 en la Figura 7A y la línea 730(n) en la Figura 7B) sale del sistema de solvente 605, pasa a través de un deshidratador, y pasa a través de un enfriador 626. El enfriador 626 enfría la corriente de gas liviano 678 hasta una temperatura de alrededor de -34 a -40°C (-30° a -40°F). El enfriador 626 puede ser, por ejemplo, un refrigerador de etileno o propano.
La corriente de gas liviano 678 a continuación es movida, preferentemente, a través de un dispositivo de expansión 628. El dispositivo de expansión 628 puede ser, por ejemplo, una válvula de Joule-Thompson ("J-T"). El dispositivo de expansión 628 sirve como un expansor a fin de obtener el enfriamiento adicional de la corriente de gas liviano 678. El dispositivo de expansión 628 además reduce la temperatura de la corriente de gas liviano 678 hasta, por ejemplo, alrededor de -57°C a -62°C (-70°F a -80°F). Preferentemente, se logra también una licuación por lo menos parcial de la corriente de gas 678. La corriente de gas enfriada se indica en la línea 611.
El gas amargo enfriado en la línea 611 entra en la torre de destilación criogénica 100. La torre de destilación criogénica 100 puede ser cualquier torre que opere para destilar el metano de los gases ácidos a través de un proceso que congela intencionalmente partículas de CO2. La torre de destilación criogénica puede ser, por ejemplo, la torre CFZ™ 100 de la Figura 1. El gas amargo enfriado de la línea 611 entra en la torre 100 a aproximadamente 34 a 41 bar (500 a 600 psig).
Como se explica en relación con la Figura 1 , los gases ácidos son eliminados de la torre de destilación 100 como una corriente inferior de gas ácido licuado 642. En este caso, la corriente inferior de gas ácido 642 comprende principalmente dióxido de carbono. La corriente inferior de gas ácido 642 contiene muy poco sulfuro de hidrógeno u otros componentes sulfurosos, ya que estos son capturados por el sistema de eliminación de componentes sulfurosos (que es el sistema de solvente 605) y suministrados como la corriente de H2S concentrado 655 para el procesamiento adicional. El H2S puede ser convertido en azufre elemental usando una unidad de recuperación de azufre (no expuesta). La unidad de recuperación de azufre puede ser un así denominado proceso de Claus. Esto permite la recuperación de azufre más eficiente para grandes cantidades de azufre.
Por lo menos parte de la corriente inferior 642 es enviada a través de un recalentador 643. Desde allí, el fluido que contiene metano es redirigido nuevamente a la torre 100 como una corriente de gas 644. El fluido remanente compuesto principalmente por dióxido de carbono es liberado a través de la línea de C02 646. El C02 en la línea 646 se presenta en forma líquida. El dióxido de carbono en la línea 646 se pasa preferentemente a través de un reforzador de presión 648, y luego es inyectado en una formación de subsuperficie a través de uno o más pozos de inyección de gas ácido (IGA), como se indica en el bloque 649.
El metano es liberado de la torre de destilación 100 como una corriente de metano superior 112. La corriente de metano superior 112, preferentemente, comprenderá no más de alrededor de 2 por ciento en moles de dióxido de carbono. Con este porcentaje, la corriente de metano superior 112 puede usarse como un gas combustible, o puede comercializarse en ciertos mercados como gas natural. Sin embargo, de acuerdo con ciertos métodos de esta solicitud, es conveniente que la corriente de metano superior 112 pase por procesamiento adicional. Más específicamente, la corriente de metano superior 112 se pasa a través de un sistema de refrigeración de anilla abierta.
En primer lugar, la corriente de metano superior 112 pasa a través de un intercambiador de cruce 113. El intercambiador de cruce 113 sirve para preenfrlar la corriente de reflujo líquida 8 introducida en la torre de destilación criogénica 100 luego de la expansión a través de un dispositivo expansor 19. La corriente de metano superior 112 luego es enviada a un compresor 114, a fin de incrementar su presión.
A continuación, la corriente de metano presurizada 112 es enfriada. Este enfriamiento puede realizarse, por ejemplo, pasando la corriente de metano 112 a través de un enfriador aéreo 115. Se produce una corriente de metano fría y presurizada 116. La corriente de metano 116 es preferentemente licuada a fin de generar un producto comercial.
Una parte de la corriente de metano enfriada y presurizada 116 que sale del enfriador 115 es dividida en la corriente de reflujo 18 La corriente de reflujo 18 es adicionalmente enfriada en el intercambiador de calor 113, luego, expandida a través del dispositivo expansor 19 a fin de generar, en última instancia, la corriente de pulverización fría 21 de la Figura 1. La corriente de pulverización fría 21 entra en la torre de destilación 100, donde se usa como una pulverización líquida fría. La pulverización líquida, o reflujo, reduce la temperatura de la zona de congelamiento controlado (expuesto en 108 en la Figura 1 ) y ayuda a congelar el C02 u otras partículas de gases ácidos para eliminarlos de la corriente de gas deshidratado 624, como se describe con anterioridad.
Se apreciará que la Figura 6 representa un diagrama esquemático simplificado propuesto para aclarar solo aspectos seleccionados del sistema de procesamiento de gas 600. Un sistema de procesamiento de gas habitualmente incluirá muchos componentes adicionales, como calentadores, enfriadores, condensadores, bombas de líquido, compresores de gas, sopladores, otros tipos de equipamientos de separación y fraccionación, válvulas, interruptores, controladores, junto con dispositivos medidores de presión, temperatura, nivel y flujo.
Se proveen en esta solicitud otros métodos para la eliminación de componentes sulfurosos de una corriente de gas crudo. Uno de dichos métodos se denomina con el término de procesos "redox". El término "redox" representa una reacción de reducción-oxidación. La reducción-oxidación describe reacciones químicas en las cuales los átomos tienen su número de oxidación o estado de oxidación cambiado. En el proceso redox de la presente invención, un metal oxidado, tal como hierro quelado, reacciona directamente con H2S, para formar azufre elemental.
El metal oxidado es una solución de catalizador metálico quelado acuosa. En la operación, la corriente de gas que contiene sulfuro de hidrógeno se pone en contacto con el catalizador metálico quelado para efectuar la absorción. Tienen lugar la oxidación subsiguiente del sulfuro de hidrógeno hasta azufre elemental y la reducción concurrente del metal a un estado de oxidación menor. La solución de catalizador es luego regenerada para la reutilización mediante su contacto con un gas que contiene oxígeno, a fin de oxidar el metal nuevamente a un estado de oxidación superior.
La Figura 8 es un diagrama esquemático que muestra una instalación de procesamiento de gas 800 para la eliminación de gases ácidos de una corriente de gas crudo. En esta disposición, el sulfuro de hidrógeno es eliminado de una corriente de gas crudo de un sistema de eliminación de gases ácidos 650 por medio de un proceso redox. El proceso redox es de base acuosa, lo que significa que la deshidratación de la corriente de gas crudo no necesariamente debe tener lugar antes del comienzo de las etapas de eliminación de H2S.
La Figura 8 muestra la instalación de procesamiento de gas 800 que recibe una corriente de gas de producción 812. La corriente de gas de producción 812 se origina de las actividades de producción de hidrocarburos que tienen lugar en un área de desarrollo de reservorio, o "yacimiento" 810. Se entiende que el yacimiento 810 puede representar cualquier ubicación donde se producen hidrocarburos gaseosos. Los hidrocarburos comprenderán metano, al igual que sulfuro de hidrógeno. Los hidrocarburos además pueden incluir etano, al igual que dióxido de carbono.
En la instalación de procesamiento de gas 800, la corriente de gas 812 es alimentada a un sistema de eliminación de componentes sulfurosos 850. El sistema de eliminación de componentes sulfurosos 850 utiliza un proceso redox. El sistema de eliminación de componentes sulfurosos 850 primero comprende el contactor 820. El contactor 820 define una cámara 825 que recibe gases de hidrocarburos brutos del yacimiento 810. Una vez en la cámara 825, tiene lugar una reacción química que separa el sulfuro de hidrógeno y otros componentes sulfurosos de la corriente de gas crudo 812.
A fin de producir la reacción química, la cámara 820 también recibe un metal oxidado quelado. Un ejemplo de dicho metal oxidado es el hierro quelado. El hierro quelado se presenta en forma de una solución de quelante metálico. La solución de quelante metálico se suministra en la cámara 825 a través de la línea 842.
Una vez dentro de la cámara 825, la solución de metal quelado reacciona con sulfuro de hidrógeno en la corriente de gas crudo 812. Tiene lugar una reacción de reducción-oxidación. En consecuencia, una mezcla de metal reducida quelada, junto con azufre elemental, es descargada a través de una línea inferior 822. Al mismo tiempo, los gases escapan a través de la línea superior 824. La reacción básica es S~ + 2 Fe+++ -* S° + 2 Fe++.
Los gases en la línea 824 comprenden principalmente metano y dióxido de carbono. Pueden presentarse además cantidades mínimas de etano, nitrógeno u otros componentes en la línea 824. Juntos, los gases en la línea 824 representan un gas amargo.
El sistema de eliminación de componentes sulfurosos ilustrativo 850 además incluye un oxidante 830. El oxidante 830 define una cámara 835 para la oxidación de la mezcla de metal reducida. El oxidante 830 recibe la mezcla de metal reducida a través de la línea 822. La presión de la mezcla de metal en la línea 822 es controlada por la válvula 828.
El oxidante 830 además recibe aire. El aire es introducido en el oxidante 830 a través de la línea 834. La presión en la línea 834 es incrementada a fin de hacer circular el aire a través de la cámara 835 en el oxidante 830 por el soplador de aire 838. Una vez dentro de la cámara 835, al aire se pone en contacto con la mezcla de metal quelado, para lograr la oxidación de la mezcla de metal reducido. El aire es venteado para salir del oxidante 830 a través de la línea de venteado 836.
La oxidación produce una mezcla de metal quelado oxidada. La mezcla quelada además contiene azufre en forma coloidal. La mezcla quelada con azufre es extraída del oxidante 830 a través de la línea 832.
El sistema de eliminación de componentes sulfurosos ilustrativo 850 además incluye un separador 840. El separador 840 de la Figura 8 se muestra como una centrífuga. Sin embargo, pueden emplearse otros tipos de separadores. La centrífuga 840 separa la mezcla de quelante acuosa con azufre, en dos componentes. Un componente es azufre elemental. El azufre elemental es eliminado en forma continua del proceso, como un producto sólido con alta pureza. El proceso de contacto, preferentemente, se limita a presiones comparativamente bajas (21 bar o menos (300 psig o menos)), debido a la obturación del equipamiento con azufre coloidal. El azufre elemental puede ser almacenado, o más preferentemente, comercializado como un producto comercial.
El azufre elemental es extraído en la línea 844. Preferentemente, el azufre es dirigido a una unidad de manipulación de azufre (no expuesta). Esto deja una solución de quelante metálico acuosa sustancialmente desprovista de azufre metálico.
La solución de catalizador metálico acuosa en el sistema de eliminación 850 es un hierro quelado regenerado. El hierro quelado es redirigido nuevamente al contactor 820 por la línea 842. Una bomba 844 puede proporcionarse a fin de aumentar la presión en la línea 842, y transportar la mezcla de quelante al recipiente de contacto 825. De este modo, el hierro quelado (u otro metal oxidado) puede ser recuperado y reutilizado.
Nuevamente, con referencia a la línea de gas 824, el gas amargo en la línea de gas 824 es transportado a un recipiente de deshidratacion 860. Debido a que el proceso redox utiliza un material de base acuosa para la separación de H2S de la corriente de gas crudo 812, la deshidratacion subsiguiente del gas en la línea 824 es necesaria antes de la eliminación de gas ácido criogénica. Como consecuencia del pase del gas amargo desde la línea de gas 824 hacia el recipiente de deshidratación 860, se genera una corriente acuosa 862. La corriente acuosa 862 puede ser enviada a una instalación de tratamiento de agua. Alternativamente, la corriente acuosa 862 puede ser reinyectada en una formación de subsuperficie, tal como la formación de subsuperficie 630 de la Figura 6. Aun alternativamente, la corriente acuosa eliminada 862 puede ser tratada a fin de cumplir con los estándares ambientales, y luego, liberada en la cuenca local (no expuesta) como agua tratada.
Además, como consecuencia del pase del gas amargo de la línea 824 a través del recipiente de deshidratación 860, se produce una corriente de gas sustancialmente deshidratada 864. La corriente de gas deshidratada 864 comprende metano, y además, puede contener cantidades mínimas de nitrógeno, helio y otros gases inertes. En relación con los presentes sistemas y métodos, la corriente de gas deshidratada 864 también incluye dióxido de carbono.
La corriente de gas deshidratada 864 sale del recipiente de deshidratación 860 y pasa a través de un enfriador 626. El enfriador 626 enfría la corriente de gas deshidratada 864 hasta una temperatura de alrededor de -34 a -40°C (-30° a -40°F). El enfriador 626 puede ser, por ejemplo, un refrigerador de etileno o propano. Se genera de este modo una corriente de gas liviano enfriada 678.
La corriente de gas liviano 678 luego es preferentemente movida a través de un dispositivo de expansión 628. El dispositivo de expansión 628 puede ser, por ejemplo, una válvula de Joule-Thompson ("J-T"). El dispositivo de expansión 628 sirve como un expansor para obtener el enfriamiento adicional de la corriente de gas liviano 678. El dispositivo de expansión 628 además reduce la temperatura de la corriente de gas liviano 678, por ejemplo, a aproximadamente -57°C a -62°C (-70°F a -80°F). Preferentemente, se logra además una licuación por lo menos parcial de la corriente de gas 678. La corriente de gas amargo enfriada es producida en la línea 611.
El gas amargo enfriado en la línea 611 es dirigido a una torre de destilación. La torre de destilación puede ser, por ejemplo, una torre CFZ 100 de las Figuras 1 y 6. El gas amargo de la línea 611 luego es procesado a través de un sistema de eliminación de gas ácido. El sistema de eliminación de gas ácido puede ser, por ejemplo, de acuerdo con el sistema de eliminación de gas ácido 650 de la Figura 6.
Otro medio para la eliminación de componentes sulfurosos de una corriente de gas crudo es a través del uso de depuradores en un lecho depurador. El uso de depuradores es conocido en la industria del procesamiento de gas, como una manera de eliminar H2S y mercaptanos de una corriente de gas. Los depuradores pueden ser sólidos, pueden presentarse en forma líquida, o pueden ser una solución de catalizador.
Los depuradores convierten compuestos que contienen sulfhidrilo y otros que contienen azufre en compuestos inofensivos, tales como sulfuras metálicos. Los compuestos pueden ser desechados de manera segura y favorable para el medio ambiente. Los depuradores tienen particular utilidad cuando la composición de H2S en una corriente de gas crudo es baja, de modo que el tratamiento convencional de amina no es económicamente viable. Un ejemplo es aquel donde la composición de H2S es menor que aproximadamente 300 ppm.
Un ejemplo de depurador de base líquida conocido es la triazina. Un ejemplo más específico es una formulación acuosa de 1 ,3,5 tri-(2-hidroxietil)-hexahidro-S-triazina. Otro ejemplo de un depurador de base líquida es una solución de nitrito.
Ejemplos de depuradores sólidos son el óxido de hierro (FeO, Fe203 o Fe3Ü4) y el óxido de zinc (ZnO). Los depuradores sólidos son generalmente no regenerables. Una vez que se agota un lecho depurador no regenerable, este debe ser reemplazado. El óxido de hierro requiere generalmente cierta humedad para ser eficaz, mientras que el óxido de zinc no la requiere. En consecuencia, si la corriente de gas amargo ya ha sido deshidratada, el uso de ZnO será conveniente, en términos de que la deshidratación adicional no necesariamente será requerida corriente ascendente del proceso de eliminación de CO2. Sin embargo, el agua puede generarse a partir del proceso de oxidación. Por lo tanto, de acuerdo con el nivel inicial de H2S, puede ser necesaria la deshidratación posterior.
Los agentes depuradores de sulfuro de hidrógeno se aplican más comúnmente a través de uno de tres métodos. En primer lugar, puede usarse una aplicación de lotes de agentes depuradores líquidos, en un contactor de torre salpicado. En segundo lugar, puede utilizarse una aplicación de lotes de agentes depuradores sólidos en un contactor de lecho fijo. En tercer lugar, puede emplearse una inyección directa continua de agentes depuradores líquidos en un recipiente. Esta es la aplicación más común.
La depuración de H2S de inyección directa convencional utiliza una cañería como un contactor. En esta aplicación, un agente depurador de H2S líquido, tal como triazina, se inyecta en la corriente de gas. El H2S es absorbido por la solución depuradora. El H2S se hace reaccionar a fin de formar subproductos, que son posteriormente eliminados de la corriente de gas crudo y desechados. Un método alternativo para la inyección directa de depurador de H2S involucra la introducción a presión de un chorro líquido del agente depurador, a través de una pequeña abertura a alta presión. Típicamente, se usa una boquilla atomizadora a fin de producir la atomización del agente depurador líquido en forma de gotas muy pequeñas. Para muchas aplicaciones, un enfoque de inyección directa tiene el potencial de los menores costos totales, debido a su bajo costo de capital en relación con las aplicaciones de lotes.
La Figura 9 es un diagrama esquemático que muestra una instalación de procesamiento de gas 900 para la eliminación de gases ácidos de una corriente de gas de acuerdo con la presente invención, en una realización. En esta disposición, el sulfuro de hidrógeno es eliminado de una corriente de gas crudo 912 corriente ascendente de un sistema de eliminación de gas ácido 950 por medio de un depurador.
La Figura 9 muestra la instalación de procesamiento de gas 900 que recibe una corriente de gas de producción 912. La corriente de gas de producción 912 se origina de las actividades de producción de hidrocarburos que tienen lugar en un área de desarrollo de reservorio, o "yacimiento" 910. Se entiende que el yacimiento 910 puede representar cualquier ubicación donde se producen hidrocarburos gaseosos. Los hidrocarburos comprenderán metano, al igual que sulfuro de hidrógeno. Los hidrocarburos además pueden incluir etano, al igual que dióxido de carbono.
En la instalación de procesamiento de gas 900, la corriente de gas de producción 912 es alimentada a un sistema de eliminación de componentes sulfurosos 950. El sistema de eliminación de componentes sulfurosos 950 utiliza un depurador de H2S. Puede emplearse cualquiera de los métodos de depuración descriptos con anterioridad. El sistema de eliminación de componentes sulfurosos ilustrativo 950 utiliza el tercer método mencionado anteriormente, es decir, un depurador líquido con inyección continua en un recipiente de separación 920.
A fin de eliminar los componentes sulfurosos de la corriente de gas crudo 912, la corriente de gas crudo 912 se dirige a una cañería 922. Al mismo tiempo, se introduce un depurador de líquido, tal como triazina, en la cañería 922, a través de una línea de depurador 944. La triazina es inyectada a través de una boquilla de atomización 923, y luego, es mezclada con la corriente de gas crudo 912 en una mezcladora estática 925. Desde allí, la corriente de gas crudo en contacto 912 entra en el recipiente de separación 920.
El recipiente de separación 920 define una cámara 926. Los líquidos se asientan en la base de la cámara 926, mientras los componentes gaseosos salen en la parte superior de la cámara 926. Los líquidos salen a través de la línea de líquido 927. Los líquidos comprenden material depurador agotado. Una porción de los líquidos de la línea 927 se elimina como desecho de efluente. La línea de desecho 942 dirige el desecho de efluente a un tanque de mantenimiento (no expuesto) u otra área de mantenimiento de desechos. El desecho puede ser transportado por medio de un camión o una línea de desechos. La porción remanente de los líquidos de la línea 927 puede ser redirigida nuevamente a la línea de depurador 944, para el contacto con la corriente de gas crudo 912, si el depurador no está completamente agotado.
El sistema de eliminación de componentes sulfurosos 950 además incluye un recipiente de depurador 930. El recipiente de depurador 930 sostiene el agente depurador líquido. El operador pasa el agente de depuración líquido desde el recipiente de depurador 930 hacia la línea de depurador 944, según lo necesario. Se provee una bomba 946 para aumentar la presión para la inyección del agente depurador líquido en la cañería 922.
Con referencia nuevamente al recipiente de separación 920, el recipiente de separación 920 puede incluir un eliminador de neblina 924. El eliminador de neblina 924 ayuda a evitar que las partículas líquidas escapen de la parte superior del recipiente de separación 920 con los componentes gaseosos. Este fenómeno se denomina arrastre, o transporte. El eliminador de neblina 924 es semejante a una red o una membrana que crea una vía sinuosa para el vapor, a medida que este viaja en forma ascendente en el recipiente de separación 920. Los eliminadores de neblina son conocidos. Una fuente de eliminadores de neblina es Separation Products, Inc., de Alvin, Texas. Separation Products, Inc. fabrica eliminadores de neblina con la denominación comercial Amistco™.
Los componentes gaseosos salen del recipiente de separación 920 a través de la línea de gas superior 945. Los componentes gaseosos representan principalmente metano y dióxido de carbono. Pueden presentarse también oligoelementos de etano, nitrógeno, helio y aromáticos. El gas en la línea 945 puede denominarse un gas amargo. El gas amargo en la línea de gas 945 es llevado a un recipiente de deshidratación 960.
Debido a que el proceso depurador utiliza un material de base acuosa para la separación de H2S de la corriente de gas crudo 912, la deshidratación del gas en la línea 945 es necesaria antes de la eliminación de dióxido de carbono criogénica. Como consecuencia del pase de gas amargo desde la línea de gas 945 a través del recipiente de deshidratación 960, se genera una corriente acuosa 962. La corriente acuosa 962 puede ser enviada a una instalación de tratamiento de agua. Alternativamente, la corriente acuosa 962 puede ser reinyectada en una formación de subsuperficie, tal como la formación de subsuperficie 630 de la Figura 6. Aun alternativamente, la corriente acuosa eliminada 962 puede tratarse a fin de cumplir con los estándares ambientales, y luego, liberarse en la cuenca local (no expuesta) como agua tratada.
Además, como consecuencia del pase del gas amargo de la línea 945 a través del recipiente de deshidratación 960, se produce una corriente de gas sustancialmente deshidratada 964. La corriente de gas deshidratada 964 se pasa a través de un enfriador 626. El enfriador 626 enfría la corriente de gas deshidratada 964 a una temperatura de alrededor de -34 a -40°C (-30° a -40°F). El enfriador 626 puede ser, por ejemplo, un refrigerador de etileno o propano. Se genera de este modo una corriente de gas liviano enfriada 678.
La corriente de gas liviano 678 luego es preferentemente movida a través de un dispositivo de expansión 628. El dispositivo de expansión 628 puede ser, por ejemplo, una válvula de Joule-Thompson ("J-T"). El dispositivo de expansión 628 sirve como un expansor para obtener el enfriamiento adicional de la corriente de gas liviano 678. El dispositivo de expansión 628 además reduce la temperatura de la corriente de gas liviano 678, por ejemplo, a aproximadamente -57°C a -62°C (-70°F a -80°F). Preferentemente, se logra además una licuación por lo menos parcial de la corriente de gas 678. La corriente de gas amargo enfriada se indica en la línea 611.
El gas amargo enfriado en la línea 611 es dirigido a una torre de destilación. La torre de destilación puede ser, por ejemplo, una torre CFZ 100 de las Figuras 1 y 6. La corriente de gas enfriada luego es procesada a través de un sistema de eliminación de gas ácido. El sistema de eliminación de gas ácido puede ser, por ejemplo, de acuerdo con el sistema de eliminación de gas ácido 650 de la Figura 6.
Aun otro medio propuesto en esta solicitud para la eliminación de compuestos de organoazufre que tienen un grupo sulfhidrilo (— SH) es a través de lo que se conoce como un proceso CrystaSulf. El proceso CrystaSulf fue desarrollado por CrystaTech, Inc., de Austin, Texas. El proceso CrystaSulf utiliza un proceso de reacción de Claus de fase líquida modificado, a fin de eliminar H2S de una corriente de gas crudo.
Un "proceso de Claus" es un proceso que se utiliza a veces en las industrias de refinería y del gas natural para la recuperación de azufre elemental de corrientes de gas que contienen sulfuro de hidrógeno. Brevemente, el proceso de Claus para la producción de azufre elemental comprende dos secciones primarias. La primera sección es una sección térmica donde parte del H2S es quemado hasta S02, y el S02 formado reacciona con el H2S remanente para generar azufre elemental a aproximadamente 982°C a 1204°C (1800° a 2200°F). No se presenta catalizador en la sección térmica. La segunda sección es una sección catalítica donde se produce azufre elemental a temperaturas entre 204 y 343°C (400° y 650°F). sobre un catalizador adecuado (tal como alúmina). La reacción para la producción de azufre elemental es una reacción de equilibrio; en consecuencia, hay varias etapas en el proceso de Claus donde las separaciones se realizan en un esfuerzo por mejorar la conversión total de H2S a azufre elemental. Cada etapa involucra el calentamiento, la reacción, el enfriamiento y la separación.
El término "CrystaSulf se refiere solo a un proceso, aunque también, a un solvente utilizado en el proceso. CrystaSulf® es un solvente físico no acuoso que disuelve sulfuro de hidrógeno y dióxido de azufre, de modo que pueden reaccionar directamente hasta obtener azufre elemental. El solvente CrystaSulf® a veces se denomina un licor, o un licor de separación. En el proceso CrystaSulf, el sulfuro de hidrógeno es eliminado de una corriente de gas usando el licor de separación no acuoso. El licor de separación puede ser un solvente orgánico para el azufre elemental tal como un fenilxilil etano. En general, el solvente no acuoso puede seleccionarse del grupo que consiste en naftalenos sustituidos con alquilo, diaril aléanos que incluyen fenilxilil etanos tales como fenil-o-xililetano, fenil tolil etanos, fenil naftil etanos, fenil aril alcanos, dibencil éter, difenil éter, terfenilos parcialmente hidrogenados, difenil etanos parcialmente hidrogenados, naftalenos parcialmente hidrogenados y sus mezclas.
Típicamente, el solvente Crystasulf® emplea SO2 como un oxidante. Esto permite que tenga lugar la reacción de Claus (2H2S + S02 -> 3S +2H20) en la fase de solvente. En otras palabras, se agrega dióxido de azufre a la solución de solvente a fin de obtener mejor eliminación de H2S.
El proceso CrystaSulf se describe en la Patente de los Estados Unidos Nro. 6.416.729. Dicha patente se titula "Proceso para la eliminación de sulfuro de hidrógeno de corrientes de gas que incluyen dióxido de azufre, o que están suplementadas con dióxido de azufre". Dicha patente se incorpora en esta solicitud a modo de referencia en su totalidad. Otras realizaciones para el proceso CrystaSulf se describen en la Patente de los Estados Unidos Nro. 6.818.194, titulada "Proceso para la eliminación de sulfuro de hidrógeno de corrientes de gas que incluyen dióxido de azufre o que están suplementadas con dióxido de azufre, mediante la separación con un absorbente no acuoso". Dicha patente también se incorpora en esta solicitud a modo de referencia.
La Figura 10 es un diagrama esquemático que muestra una instalación de procesamiento de gas 1000 para la eliminación de gases ácidos de una corriente de gas en otra realización. En esta disposición, se elimina sulfuro de hidrógeno de una corriente de gas crudo 1012 corriente ascendente de un sistema de eliminación de gas ácido 650, por medo de un proceso CrystaSulf. El proceso CrystaSulf es parte de un sistema de eliminación de componentes sulfurosos 1050 para la eliminación del sulfuro de hidrógeno.
La Figura 10 muestra la instalación de procesamiento de gas 1000 que recibe una corriente de gas de producción 1012. La corriente de gas de producción 1012 se origina de las actividades de producción de hidrocarburos que tienen lugar en un área de desarrollo de reservorio, o "yacimiento" 1010. El yacimiento 1010 es sinónimo de los yacimientos 810 y 910 descriptos con anterioridad. Los hidrocarburos son producidos desde el yacimiento 1010. Los hidrocarburos comprenderán metano junto con sulfuro de hidrógeno. Los hidrocarburos además pueden incluir etano, al igual que dióxido de carbono.
En la instalación de procesamiento de gas 1000, la corriente de gas de producción 1012 es alimentada en el sistema de eliminación de componentes sulfurosos 1050. El sistema de eliminación de componentes sulfurosos 1050 utiliza el proceso CrystaSulf descripto anteriormente. A fin de eliminar los componentes sulfurosos de la corriente de gas crudo 1012 de acuerdo con el proceso CrystaSulf, la corriente de gas crudo 1012 es dirigida a un absorbente 1020. Al mismo tiempo, se introduce S02 líquido en el absorbente 1020 a través de la línea 1084. El dióxido de azufre licuado se agrega como un gas oxidante.
El S02 líquido es originalmente mantenido en un recipiente de almacenamiento 1080. La línea de S02 1082 transporta S02 líquido del recipiente de almacenamiento 1080 a la línea 1084, según lo necesario. Se provee una bomba 1076 a lo largo de la línea 1082 para el aumento de la presión, de modo de mover el S02 líquido al absorbente 1020.
El absorbente 1020 define una cámara 1025. En el absorbente 1020, la corriente de gas crudo 1012 se pone en contacto con el solvente líquido que contiene S02 de la línea 1084. Los líquidos se asientan en la base de la cámara 1025, mientras los componentes gaseosos salen en la parte superior de la cámara 1025. Los líquidos, denominados absorbente, salen a través de la línea de líquido 1022. El absorbente comprende, en general, una solución de azufre y agua, junto con oligoelementos de metano más dióxido de azufre o sulfuro de hidrógeno residual.
Los líquidos son dirigidos a través de la línea 1022 a un matraz 1030. El matraz 1030 sirve para destellar el agua y cualquier gas hidrocarburo transportado, del solvente. La solución que contiene azufre sale del matraz a través de la corriente inferior 1036. Al mismo tiempo, los gases hidrocarburos y cantidades mínimas de vapor de agua salen de una línea superior 1032.
La línea superior 1032 es llevada a través de un compresor 1034. El refuerzo de la presión de la línea superior 1032 ayuda a separar el agua de los gases hidrocarburos. Los gases hidrocarburos entonces son dirigidos a un recipiente de separación 1040. El recipiente de separación 1040 típicamente es un separador gravitacional, si bien pueden usarse también un separador de hidrociclón o Vortistep. El agua cae del recipiente de separación 1040 en la línea 1044. El agua en la línea 1044 es preferentemente dirigida a una instalación de tratamiento (no expuesta).
Los gases hidrocarburos son liberados del recipiente de separación 1040 a través de la línea 1042. Los gases hidrocarburos en la línea 1042 se combinan con la corriente de gas crudo 1012. Desde allí, los gases hidrocarburos entran nuevamente en el absorbente 1020.
Nuevamente, con referencia al matraz 1030, como se observa, el matraz libera una solución que contiene azufre a través de la corriente inferior 1036. La solución que contiene azufre es movida a una anilla de enfriamiento 1038. La solución que contiene azufre es combinada con una porción de un licor transparente de la línea 1058. El licor transparente puede incluir, por ejemplo, solvente físico adicional.
La presión en la anilla de enfriamiento 1038 se aumenta a medida que la solución que contiene azufre es movida a través de una bomba centrífuga 1052. Desde allí, la solución que contiene azufre es enfriada en un intercambiador de calor de PTFE (politetrafluoretileno) 1054. A medida que la solución que contiene azufre pasa a través del intercambiador de calor 1054, es enfriada por debajo de la temperatura de saturación con respecto al azufre disuelto. La solución que contiene azufre se torna supersaturada con respecto al azufre disuelto, que, en consecuencia, se cristaliza.
La solución que contiene azufre enfriada y cristalizada entra en un cristalizador 1055. Específicamente, la solución que contiene azufre de la línea 1038 se dirige a la base del cristalizador 1055. La solución que contiene azufre enfriada se pone en contacto con cristales de azufre presentes en una zona de asentamiento 1059 dentro del cristalizador 1055. Los cristales actúan para sembrar la solución de azufre supersaturada a fin de efectuar la precipitación del azufre disuelto. Esto crea una suspensión de azufre.
La suspensión de azufre sale del cristalizador 1055 a través de la línea de suspensión de azufre 1056. La suspensión de azufre en la línea 1056 es suministrada a un filtro 1060. El filtro 1060 separa la suspensión de azufre en azufre sólido puro y un licor transparente. La eliminación del azufre sólido es representada por la línea 1062. El licor transparente es liberado como un producto filtrado a través de la línea 1064 y reciclado nuevamente al cristalizador 1055. Preferentemente, se provee una bomba 1066 para el movimiento del licor transparente nuevamente al cristalizador 1055.
El licor transparente se eleva hacia la parte superior del cristalizador. Una porción del licor transparente se dirige desde el cristalizador 1055 a través de la línea 1058. El licor transparente en la línea 1058 se combina con la solución de azufre 1036 del matraz a fin de formar la anilla de enfriamiento 1038, como se describe con anterioridad. Una porción separada del licor transparente es extraída de la parte superior del cristalizador 1055 a través de la línea 1072. El licor extraído en la línea 1072 se calienta a través de un intercambiador de calor 1074. El licor calentado es combinado con dióxido de azufre de la línea 1082. El licor calentado 1074 es llevado a través de la bomba de refuerzo 1076, y luego, es redirigido hacia la cámara 1025 del absorbente 1020.
Se entiende que el proceso CrystaSulf descripto en relación con el sistema de eliminación de componentes sulfurosos 1000 es meramente ilustrativo. Pueden usarse otros procesos CrystaSufl, tales como aquellos descriptos en la Patente de los Estados Unidos Nro. 6.416.729 y Patente de los Estados Unidos Nro. 6.818.194 incorporadas. Sin consideración del proceso, una corriente de gas superior 1045 es generada desde el absorbente 1020.
La corriente de gas superior 1045 contiene principalmente metano y dióxido de carbono. Pueden presentarse también oligoelementos de etano, nitrógeno, helio y aromáticos. Los componentes sulfurosos han sido extraídos y transportados a través de la linea 1062. La corriente de gas superior 1045 puede denominarse gas amargo. El gas amargo en la corriente de gas 1045 es preferentemente llevado a un recipiente de deshidratación 1060. Sin embargo, debido a que el proceso CrystaSulf no es acuoso, la deshidratación puede tener lugar antes de que la corriente de gas crudo 1012 entre en el sistema de eliminación de componentes sulfurosos 1050.
La corriente de gas superior 1045 se pasa a través de un enfriador 626. El enfriador 626 enfría la corriente de gas 1045 a una temperatura de alrededor de -34 a -40°C (-30° a -40°F). El enfriador 626 puede ser, por ejemplo, un refrigerador de etileno o propano. Se genera de este modo una corriente de gas liviano enfriada 678.
La corriente de gas liviano 678 luego es preferentemente movida a través de un dispositivo de expansión 628. El dispositivo de expansión 628 puede ser, por ejemplo, una válvula de Joule-Thompson ("J-T") u otro dispositivo descripto en relación con la Figura 6. El dispositivo de expansión 628 reduce adicionalmente la temperatura de la corriente de gas liviano 678, por ejemplo, a aproximadamente -57°C a -62°C (-70°F a -80°F). Preferentemente, se logra además una licuación por lo menos parcial de la corriente de gas 678. La corriente de gas enfriada se indica en la línea 611.
El gas amargo enfriado en la línea 611 es dirigido a una torre de destilación. La torre de destilación puede ser, por ejemplo, una torre CFZ 100 de las Figuras 1 y 6. El gas amargo enfriado en la línea 611 luego es procesado a través de un sistema de eliminación de gas ácido. El sistema de eliminación de gas ácido puede ser, por ejemplo, de acuerdo con el sistema de eliminación de gas ácido 650 de la Figura 6 utilizado para la eliminación de dióxido de carbono.
Dos métodos adicionales que pueden utilizarse para la eliminación de por lo menos niveles reducidos de sulfuro de hidrógeno corriente ascendente de una torre de destilación criogénica involucran el uso de un lecho adsorbente. Un método emplea la adsorción de oscilación térmica, mientras el otro utiliza la adsorción de oscilación de presión. Los lechos adsorbentes son tamices moleculares. En cada caso, los tamices moleculares son regenerados.
Los tamices moleculares a menudo se usan para la deshidratacion, si bien pueden usarse además para la eliminación de H2S y mercaptano. Más a menudo, estos tamices se combinan en un solo lecho empaquetado, con una capa de material de tamiz molecular 4A encima para la deshidratacion, y una capa de material de tamiz molecular 13X sobre la base, para la eliminación de H2S y mercaptano. En consecuencia, una corriente de gas crudo es secada y desulfurizada.
La Figura 1 presenta un diagrama esquemático que muestra una instalación de procesamiento de gas 1100 para la eliminación de gases ácidos de una corriente de gas, en otra realización. En esta disposición, el sulfuro de hidrógeno es eliminado de una corriente de gas crudo 624 corriente ascendente de un sistema de eliminación de gas ácido 650 por medio de un sistema de adsorción de oscilación térmica 1150.
La instalación de procesamiento de gas 1100 generalmente opera de acuerdo con la instalación de procesamiento de gas 600 de la Figura 6. En este aspecto, una corriente de gas deshidratado 624 es suministrada a un sistema de eliminación de componentes sulfurosos. Desde allí, el gas amargo compuesto principalmente de metano y dióxido de carbono es enfriado y suministrado a un sistema de eliminación de gas ácido 650 a través de la línea 611. Sin embargo, en lugar de usar un sistema de solvente 605 junto con un absorbente como el sistema de eliminación de componentes sulfurosos, se usa un sistema de adsorción de oscilación térmica 1150. El sistema de adsorción de oscilación térmica 1150 proporciona la separación por lo menos parcial de sulfuro de hidrógeno de la corriente de gas deshidratada 624.
El sistema de adsorción de oscilación térmica 1150 utiliza un lecho adsorbente 1110 a fin de adsorber de manera selectiva el sulfuro de hidrógeno y otros componentes sulfurosos, y a la vez, pasar una corriente de gas liviano compuesta por metano y dióxido de carbono. La corriente de gas liviano se muestra siendo liberada en la línea 1112. La corriente de gas liviano 1112 es suministrada a una torre de destilación, tal como la torre 100 de la Figura 1 , como una corriente de gas amargo para la separación de dióxido de carbono del metano.
Se prefiere la provisión de preenfriamiento ala corriente de gas liviano 112, antes de entrar en la torre de destilación criogénica 100. En la instalación de procesamiento de gas ilustrativa 1100, la corriente de gas liviano 1112 se pasa a través de una unidad de refrigeración 626, y luego, a través de un dispositivo de expansión 628. El dispositivo de expansión 628 puede ser, por ejemplo, una válvula de Joule-Thompson ("J-T"). Preferentemente, se logra por lo menos la licuación parcial de la corriente de gas liviano 1112 en relación con el enfriamiento. Se genera una corriente de gas amargo enfriada que es dirigida al sistema de eliminación de gas ácido 650 a través de la línea 611.
Nuevamente, con referencia al sistema de adsorción de oscilación térmica 1150, el lecho adsorbente 1110 en el sistema de adsorción de oscilación térmica 1150 es, preferentemente, un tamiz molecular fabricado a partir de zeolita. Sin embargo, pueden emplearse otros lechos adsorbentes, tales como un lecho fabricado a partir de gel de sílice. Los expertos en el arte de la separación de gases hidrocarburos entenderán que la selección del lecho adsorbente dependerá, típicamente, de la composición del contaminante eliminado. En este caso, el contaminante es, principalmente, sulfuro de hidrógeno.
En la operación, el lecho adsorbente 1110 residirá en una cámara presurizada. El lecho adsorbente 1110 recibe la corriente de gas deshidratada 624 y adsorben sulfuro de hidrógeno y otros componentes sulfurosos junto con una cierta cantidad de dióxido de carbono. El lecho adsorbente 1110 y el sistema de adsorción 1150 serán reemplazados con un lecho regenerado, una vez que el lecho se satura sustancialmente con H2S. El H2S será liberado del lecho 1110 en respuesta al calentamiento del lecho, usando un gas calentado en seco. Los gases adecuados incluyen una porción de la corriente de metano superior 112, nitrógeno calentado, o un gas combustible de otro modo disponible.
El bloque 1140 representa una cámara de regeneración para un lecho adsorbente. La cámara de regeneración 1140 recibe un gas calentado, seco 1132. En la disposición de la Figura 11, el gas seco 1132 es recibido desde la corriente de metano superior 112. La corriente de metano superior 112 comprende principalmente metano, si bien puede incluir también cantidades mínimas de nitrógeno y helio. La corriente de metano superior 112 puede ser comprimida a fin de elevar la presión del gas en la cámara de regeneración. Se muestra un reforzador de presión 1130. Sin embargo, la regeneración principalmente tiene lugar a través de la mayor temperatura, aunque es generalmente aumentada por las menores presiones.
Puede ser necesario 10 a 15 por ciento de la corriente de metano superior 112 para la regeneración adecuada. La cámara de regeneración 1140 libera una corriente de fluido seco, calentada, 1142. La corriente de fluido seco 1142 se dirige al lecho absorbente sólido 1110 y actúa como una corriente de regeneración. La corriente de fluido seco 1142 está comprendida principalmente por metano, si bien puede contener además cierta cantidad de C02.
Para un ciclo de regeneración de oscilación térmica, se emplean, preferentemente, por lo menos tres lechos adsorbentes; un primer lecho se usa para la adsorción, como se muestra en 1110; un segundo lecho pasa por la regeneración en la cámara de regeneración 1140; y un tercer lecho ya ha sido regenerado, y se encuentra en reserva para el uso en el sistema de adsorción 1150, cuando el primer lecho 1110 se satura sustancialmente. En consecuencia, se usan una cantidad mínima de tres lechos en paralelo, para una operación más eficiente. Estos lechos pueden ser empaquetados, por ejemplo, con gel de sílice.
Como se observa en la Figura 11 , se libera una corriente de gas de H2S concentrada del sistema de adsorción 1110, a través de la línea 1114. La corriente de sulfuro de hidrógeno concentrada 1114 además actúa como una corriente de regeneración. La corriente de regeneración 1114 comprende, principalmente, CH4 y H2S, si bien, con mayores probabilidades, también contendrá cantidades mínimas de dióxido de carbono y, posiblemente, ciertos hidrocarburos pesados. En un aspecto, la corriente de regeneración 1114 es enfriada usando una unidad de refrigeración 1116. Esto causa una licuación al menos parcial de la corriente de regeneración 1114. La corriente de regeneración 1114 es luego introducida en un separador 1120. El separador 1120 es, preferentemente, un separador de gravedad que separa el agua en la corriente de regeneración 1114 de los gases livianos. Los gases livianos comprenden, en general, metano, sulfuro de hidrógeno y dióxido de carbono.
Los gases livianos son liberados de la parte superior del separador 1120 (expuesto esquemáticamente en la línea 1122). Los gases livianos liberados del separador 1120 en la línea 1122 son retornados a la corriente de gas deshidratado 624. Al mismo tiempo, se liberan agua, hidrocarburos pesados (principalmente, etano) y sulfuro de hidrógeno disuelto, desde la base del separador 1120 (expuesto en forma esquemática en la línea 1124). En algunas implementaciones, puede ser necesario el tratamiento del gas de reciclado en la línea 1122 para H2S, a fin de garantizar que no sea reciclado a través de sistema.
Se observa que la instalación de procesamiento de gas 1100 opcionalmente puede no incluir una unidad de deshidratación 620. El agua caerá del lecho absorbente sólido 1110 con la corriente de regeneración 1114, y no pasará por la corriente de gas amargo de la línea 611. El agua además caerá del separador 1120 con el sulfuro de hidrógeno en la línea 1124. La separación del agua de los compuestos sulfurosos entonces puede lograrse usando, por ejemplo, un estabilizador de agua agria u otro separador (no expuesto).
En una aplicación, el gas agotado del calentador de gas de regeneración 1140 puede ser quemado a fin de accionar una turbina (no expuesta). La turbina, a su vez, puede accionar un compresor de anilla abierta (tal como el compresor 176 de la Figura 1 ). El calentador de gas de regeneración 1140 puede además ser integrado en el proceso de eliminación de gas ácido llevando el calor de desecho desde dicha turbina y usándolo para el precalentamiento del gas de regeneración (tal como en la línea 1132) para el proceso de recuperación de sulfuro de hidrógeno. Asimismo, el calor del compresor superior 114 puede usarse para el precalentamiento del gas de regeneración utilizado para el proceso de recuperación de sulfuro de hidrógeno.
Se observa aquí que el gas de regeneración contiene el H2S que ha sido desorbido desde el lecho sólido 1110. El gas puede ponerse en contacto con un solvente a fin de eliminar el H2S y recuperar el metano y cualquier otro hidrocarburo. De esta manera, el valor BTU (British Thermal Unit: unidad térmica británica) del gas puede ser recuperado.
Como se observa, puede usarse además la adsorción de oscilación de presión para eliminar el sulfuro de hidrógeno y otros componentes sulfurosos corriente ascendente de una instalación de eliminación de gas ácido. La adsorción de oscilación de presión, o "PSA", según su sigla en inglés, se refiere, en general, a un proceso donde un contaminante es adsorbido por un lecho absorbente sólido. Luego de la saturación, el absorbente sólido es regenerado mediante la disminución de su presión. La reducción de la presión causa la liberación del contaminante como una corriente de baja presión.
La Figura 12 proporciona un diagrama esquemático de una instalación de procesamiento de gas 1200 que utiliza la adsorción de oscilación de presión para la eliminación de sulfuro de hidrógeno. La instalación de procesamiento de gas 1200 opera generalmente de acuerdo con la instalación de procesamiento de gas 600 de la Figura 6. En este aspecto, una corriente de gas deshidratada 624 es enfriada y luego suministrada a un sistema de eliminación de gas ácido 650 a través de la línea de gas amargo 611. Sin embargo, en lugar de usar un sistema de contacto de solvente físico 605 junto con la torre de contacto 670 para eliminar el sulfuro de hidrógeno, se usa un sistema de adsorción de oscilación de presión 1250. El sistema de adsorción de oscilación de presión 1250 proporciona la separación al menos parcial de sulfuro de hidrógeno de la corriente de gas crudo 624.
Como con el sistema de adsorción de oscilación térmica 1150, el sistema de adsorción de oscilación de presión 1250 utiliza un lecho adsorbente 1210 a fin de adsorber de manera selectiva H2S mientras se libera gas metano. El lecho adsorbente 1210 es, preferentemente, un tamiz molecular fabricado a partir de zeolita. Sin embargo, pueden emplearse otros lechos adsorbentes, tales como un lecho fabricado a partir de gel de sílice. Los expertos en el arte de la separación de gases de hidrocarburos entenderán nuevamente que la selección del lecho adsorbente dependerá, típicamente, de la composición de la corriente de gas crudo 624.
Como se observa en la Figura 12, el sistema de adsorción 1250 libera gas metano a través de una corriente de gas liviano 1212. La corriente de gas liviano 1212 es transportada a través de una unidad de refrigeración 626, y luego, preferentemente, a través de una válvula de Joules-Thompson 628, antes de la entrada en la torre de destilación criogénica 100. Al mismo tiempo, se libera una corriente de sulfuro de hidrógeno concentrado desde el lecho adsorbente 1210 a través de la línea 1214.
En la operación, el lecho adsorbente 1210 en el sistema de adsorción de oscilación de presión 1250 reside en una cámara presurizada. El lecho adsorbente 1210 recibe la corriente de gas deshidratado 624 y absorbe H2S junto con cualquier resto de agua y cualquier hidrocarburo pesado. Pueden ser adsorbidas también cantidades mínimas de dióxido de carbono. El lecho adsorbente 1210 será reemplazado una vez que el lecho 1210 se satura con sulfuro de hidrógeno y otros componentes sulfurosos. El H2S (e hidrocarburos pesados, si los hay) serán liberados desde el lecho en respuesta a la reducción depresión en la cámara presurizada. Se libera entonces una corriente de sulfuro de hidrógeno concentrada 1214.
En la mayoría de los casos, la reducción de la presión en la cámara presurizada hasta presión ambiental causará la liberación de la mayoría del sulfuro de hidrógeno y otros contaminantes en la corriente de sulfuro de hidrógeno concentrada 1214, desde el lecho adsorbente 1210. En algunos casos extremos, sin embargo, el sistema de adsorción de oscilación de presión 1250 puede ser auxiliado por medio del uso de una cámara de vacío, a fin de aplicar presión subambiental a la corriente de sulfuro de hidrógeno concentrada 1214. Esto se indica en el bloque 1220. En presencia de menor presión, los componentes sulfurosos e hidrocarburos pesados se desorberán desde la matriz sólida que forma el lecho adsorbente 1210.
Una mezcla de agua, hidrocarburos pesados y sulfuro de hidrógeno saldrá de la cámara de vacío 1220 a través de la línea 1222. La mezcla entrará en un separador 1230. El separador 1230, preferentemente, es un separador de gravedad que separa los hidrocarburos pesados y el agua del sulfuro de hidrógeno. Los componentes líquidos son liberados desde la base (expuesto en forma esquemática en la línea 1234). Cualquier hidrocarburo pesado en la línea 1234 puede ser enviado para la venta comercial luego del tratamiento para el hfeS disuelto. El sulfuro de hidrógeno en forma gaseosa es liberado desde la parte superior del separador 1230 (expuesto en forma esquemática en la línea 1232). El H2S en la línea 1232 es enviado a una unidad de recuperación de azufre (no expuesta) o inyectado en una formación de subsuperficie como parte de la inyección de gas ácido.
El sistema de adsorción de oscilación de presión 1250 puede sustentarse en una pluralidad de lechos en paralelo. Un primer lecho 1210 se usa para la adsorción. Esto se conoce como un lecho de servicio. Un segundo lecho (no expuesto) pasa por la regeneración a través de la reducción de presión. Un tercer lecho ya ha sido regenerado, y se encuentra en reserva para el uso en el sistema de adsorción 1250 cuando el primer lecho 1210 se satura sustancialmente. En consecuencia, puede usarse una cantidad mínima de tres lechos, en paralelo, para una operación más eficiente. Estos lechos pueden ser empaquetados, por ejemplo, con carbonos activados o tamices moleculares.
El sistema de adsorción de oscilación de presión 1250 puede ser un sistema de adsorción de oscilación de presión de ciclo rápido. En los así denominados procesos de "ciclo rápido", los tiempos de ciclo pueden ser tan cortos como de algunos segundos. Una unidad de PSA de ciclo rápido ("RCPSA", según su sigla en inglés) será en particular conveniente, ya que es bastante compacta en relación con un dispositivo de PSA normal. Debe observarse que puede ser necesario el pretratamiento para el gas de entrada. Alternativamente, puede usarse una capa de material de sacrificio en la parte superior del lecho empaquetado, para preservar el material activo.
En un aspecto, puede emplearse una combinación de regeneración de oscilación térmica y regeneración de oscilación de presión.
Otro método propuesto en esta solicitud para la eliminación de sulfuro de hidrógeno corriente ascendente de un sistema de eliminación de gas ácido es un proceso denominado "separaciones cinéticas de adsorción", o SCA. El SCA emplea una clase relativamente nueva de adsorbentes sólidos que se sustenta en la velocidad a la cual ciertas especies son adsorbidas por adsorbentes estructurados en relación con otras especies. Esto contrasta con los procesos de adsorción de oscilación con control de equilibrio tradicionales, donde la selectividad es impartida principalmente por las propiedades de adsorción de equilibrio del adsorbente sólido. En el último caso, el isotermo de adsorción competitivo del producto liviano en los microporos o el volumen libre del adsorbente no es favorecido.
En un proceso de adsorción de oscilación cinéticamente controlado, la selectividad es impartida principalmente por las propiedades de difusión del adsorbente, y por el coeficiente de difusión de transporte en los microporos. El adsorbente tiene una "selectividad cinética" para uno o más componentes gaseosos. De acuerdo con esta solicitud, el término "selectividad cinética" se define como la relación de coeficientes de difusión de componentes individuales, D (en m2/seg), para dos especies diferentes. Estos coeficientes de difusión de componentes individuales también se conocen como los coeficientes de difusión de transporte de Stefan-Maxwell, que son medidos para un adsorbente determinado para un componente gaseoso puro. Por lo tanto, por ejemplo, la selectividad cinética para un adsorbente particular para el componente A con respecto al componente B será igual a DA/DB. Los coeficientes de difusión de componentes individuales para un material pueden determinarse por medio de ensayos bien conocidos en el arte de los materiales adsorbentes.
La manera preferida para medir el coeficiente de difusión cinética es con una técnica de respuesta de frecuencia descripta por Reyes et al., en "Frequency Modulation Methods for Diffusion and Adsorption Measurments en Porous Solids", J. Phys. Chem. B., 101 , pp. 614-622 (1997). En una separación cinéticamente controlada, se prefiere que la selectividad cinética (es decir, DA/DB) del adsorbente seleccionado para el primer componente (por ejemplo, el Componente A) con respecto al segundo componente (por ejemplo, el Componente B) sea superior a 5, más preferentemente, superior a 20, y aun más preferentemente, superior a 50.
Se prefiere que el material adsorbente sea un material de zeolita. Ejemplos no limitativos de zeolitas que tienen tamaños de poro apropiados para la eliminación de hidrocarburos pesados incluyen MFI, faujasita, MCM-41 y Beta. Se prefiere que la relación de Si/Al de zeolitas utilizadas en una realización de un proceso de la presente invención para la eliminación de hidrocarburos pesados sea desde alrededor de 20 hasta alrededor de 1000, preferentemente, desde alrededor de 200 hasta alrededor de 1000, a fin de evitar la excesiva contaminación del adsorbente. Información técnica adicional sobre el uso de la separación cinética de adsorción para la separación de componentes gaseosos hidrocarburos se presenta en la Publicación de Patente de los Estados Unidos Nro. 2008/0282884, cuya descripción total se incorpora en esta solicitud a modo de referencia.
La Figura 13 es un diagrama esquemático que muestra una instalación de procesamiento de gas 1300 de la presente invención, en otra realización. En esta disposición, se elimina sulfuro de hidrógeno de una corriente de gas corriente ascendente de un sistema de eliminación de gas ácido 650 por medio de un lecho de adsorción 3 0 que utiliza la separación cinética de adsorción.
La instalación de procesamiento de gas 1300 opera generalmente de acuerdo con la instalación de procesamiento de gas 600 de la Figura 6A. En este aspecto, una corriente de gas deshidratada 624 es enfriada en una unidad de refrigeración preliminar 625, y luego, suministrada a un sistema de eliminación de gas ácido 650 a través de una corriente de gas amargo en la línea 611. Sin embargo, en lugar de usar un sistema de contacto de solvente físico 605 junto con la torre de contacto 670 corriente ascendente del sistema de eliminación de gas ácido 650 para la eliminación de sulfuro de hidrógeno, se usa un lecho adsorbente sólido SCA 1310. El lecho adsorbente 1310 adsorbe preferencial mente sulfuro de hidrógeno.
En la presente aplicación de separación cinética de adsorción, los componentes de sulfuro de hidrógeno serán retenidos por el lecho adsorbente 1310. Esto significa que el H2S será recuperado a una presión menor. El lecho adsorbente 1310 puede ser usado en conjunto con la adsorción de oscilación de presión o la adsorción de oscilación de presión de ciclo rápido. Con la reducción de presión, se libera una corriente de líquidos de gas natural 1314 desde el lecho adsorbente sólido a baja presión. La corriente de líquidos de gas natural 1314 contiene la mayoría de los componentes sulfurosos de la corriente de gas deshidratado 624, y además, puede contener hidrocarburos pesados y cantidades mínimas de dióxido de carbono.
A fin de separar el sulfuro de hidrógeno y el dióxido de carbono de los hidrocarburos pesados, se necesita una columna de destilación adicional. Se muestra un recipiente de destilación en 1320. El recipiente de destilación 1320 puede ser, por ejemplo, una columna empaquetada o en bandeja utilizada como un sistema de limpieza de contaminantes. El sulfuro de hidrógeno y el dióxido de carbono son liberados a través de la línea superior 1324. La línea 1324 se combina preferentemente con la línea de gas ácido 646 para la inyección de gas ácido en el reservorio 1349. Los hidrocarburos pesados amargos y la mayoría de las moléculas de agua salen del recipiente de destilación 1320 a través de una línea inferior 1322. Los hidrocarburos pesados pueden presentarse en forma de líquidos de gases naturales, es decir, etano, y posiblemente, propano. Los líquidos de gases naturales se tratan para la eliminación de H2S y se capturan para la venta.
Se observa que el proceso de separaciones cinéticas de adsorción del sistema 1300 puede ser más beneficioso para la recuperación de sulfuro de hidrógeno e hidrocarburos pesados de corrientes de gas natural producidas con un gran exceso de presión. En esta situación, el gas amargo en la línea 611 tiene adecuada presión para ser procesado por la torre de destilación criogénica 100. Un ejemplo de exceso de presión es una presión superior a 27 bar (400 psig).
El lecho adsorbente 1310 libera una corriente de gas liviano 1312. Los gases en la corriente 312 están comprendidos principalmente por metano y dióxido de carbono. Se prefiere proporcionar el enfriamiento a los gases livianos en la corriente 1312, antes de la entrada en la torre de destilación criogénica 100. En la instalación de procesamiento de gas ilustrativa 1300, los gases livianos en la corriente 1312 se pasan a través de una unidad de refrigeración 626, y luego, a través de un dispositivo de expansión 628. Se genera una corriente de gas amargo enfriada en la línea 611 , que es dirigida al sistema de eliminación de gas ácido 650.
En otro enfoque general para la eliminación de hidrocarburos pesados, los hidrocarburos pesados se extraen de la corriente inferior 646 "corriente descendente" de la torre de destilación 100. En un ejemplo, se emplea un proceso de separación cinética de adsorción corriente descendente de la torre de destilación criogénica.
La Figura 14 representa un diagrama esquemático de una instalación de procesamiento de gas 1400 que emplea un proceso de separación cinética de adsorción. Esta instalación de procesamiento de gas 1400 es generalmente de acuerdo con la instalación de procesamiento de gas 1300 de la Figura 13. Sin embargo, en este caso, en lugar del uso de un lecho adsorbente sólido SCA 1310 corriente ascendente de un sistema de eliminación de gas ácido 650, se usa un lecho adsorbente sólido SCA 1410 corriente descendente del sistema de eliminación de gas ácido 100.
Puede observarse en la Figura 14 que los gases ácidos, es decir, el sulfuro de hidrógeno y el dióxido de carbono, son eliminados de la torre de destilación 100 como una corriente de gas ácido licuada inferior 642. Esta corriente líquida 642 puede ser enviada opcionalmente a través de un recalentador 643, donde el gas que contiene cantidades mínimas de metano es redirigido nuevamente a la torre 100 como corriente de gas 644. El líquido remanente compuesto principalmente por gases ácidos es liberado a través de la línea de gas ácido 646.
Los gases ácidos de la línea 646 son suministrados al lecho adsorbente sólido SCA 1410. Los gases ácidos permanecen fríos y residen en una fase líquida a medida que pasan a través del lecho 1410. El sulfuro de hidrógeno y cualquier hidrocarburo pesado son eliminados de los gases ácidos y liberados a través de la línea 1412 como una corriente de líquidos de gas natural 1412. Al mismo tiempo, los gases ácidos pasan a través del lecho adsorbente sólido SCA 1410 y son liberados como una corriente de gas ácido inferior 1414.
Los gases ácidos en la corriente de gas ácido inferior 1414 permanecen en una fase principalmente líquida. Los gases ácidos licuados en la línea 1414 son principalmente C02 y pueden vaporizarse. Alternativamente, los gases ácidos licuados en la línea 1414 pueden ser inyectados en una formación de subsuperficie a través de uno o más pozos de inyección de gas ácido (IGA) como se indica por el bloque 649. En este caso, el gas ácido en la línea 646 es preferentemente pasado a través de un reforzador de presión 648.
Se observa que la corriente de líquidos de gas natural 1412 contiene hidrocarburos pesados al igual que sulfuro de hidrógeno y cantidades mínimas de dióxido de carbono. Así, se lleva a cabo un proceso de destilación a fin de separar H2S y CÜ2 de la corriente de líquidos de gas natural 1412. Se muestra un recipiente de destilación en 1420. El H2S y cantidades mínimas de gases C02 son liberados desde el recipiente de destilación 1420 a través de una línea superior 1424. La línea 1424 es preferentemente fundida con la corriente de gas ácido inferior 1414 para la inyección de gas ácido en el reservón o 649. Los hidrocarburos pesados salen del recipiente 1420 a través de una línea inferior 1422, y son capturadas para la venta.
La Figura 15A es un diagrama esquemático de una instalación de procesamiento de gas 1500 de la presente invención, en otra realización. En esta disposición, el sulfuro de hidrógeno es eliminado de una corriente de gas corriente descendente de un sistema de eliminación de gas ácido 650 por medio de un proceso de destilación de extracción. El proceso de destilación de extracción se representa en la Caja 1550.
La instalación de procesamiento de gas ilustrativa 1500 es generalmente de acuerdo con la instalación de procesamiento de gas 600 de la Figura 6. En este aspecto, una corriente de gas deshidratada 624 es enfriada y luego suministrada a un sistema de eliminación de gas ácido 650 a través de la línea de gas amargo 611. Sin embargo, en lugar de usar un sistema de contacto de solvente 605 junto con torres de contacto corriente ascendente del sistema de eliminación de gas ácido 650, se usa un proceso de destilación de extracción corriente descendente del sistema de eliminación de gas ácido 650.
Puede observarse en la Figura 15A que el gas amargo enfriado pasa a través de la línea 61 y entra en el sistema de eliminación de gas ácido 650. El gas ácido enfriado en la línea 6 1 tiene la misma composición que la corriente de gas crudo deshidratada 624. El gas amargo en la corriente 611 comprende metano junto con sulfuro de hidrógeno y dióxido de carbono. Pueden presentarse además etano, al igual que oligoelementos de nitrógeno, helio y aromáticos.
El gas amargo en la línea 611 primero entra en la columna 100. Esta pueda ser la misma que la torre CFZ 100 de las Figuras 1 y 6. Como se describe con anterioridad, la torre CFZ 100 separa el gas amargo en una corriente de metano superior 112 y una corriente de gas ácido inferior 642. En este caso, la corriente de gas ácido inferior 642 incluye tanto dióxido de carbono como sulfuro de hidrógeno.
La corriente inferior 642 puede ser enviada, en forma opcional, a través de un recalentador 643. De allí, el fluido que contiene metano es redireccionado nuevamente a la torre 100, como una corriente de gas hidrocarburo 644. El fluido remanente compuesto principalmente por sulfuro de hidrógeno y dióxido de carbono es liberado a través de la línea de gas ácido 646. El material en la línea de gas ácido 646 se presenta en forma líquida, y entra en el sistema de destilación de extracción 1550.
La Figura 15B es un diagrama esquemático detallado de la instalación de procesamiento de gas 1550 para el proceso de destilación de extracción. La línea 646 puede observarse transportando gases ácidos a la instalación de destilación de extracción 1550. En la disposición ilustrativa de la Figura 15B, se muestran tres columnas de destilación de extracción, 1510, 1520 y 1530. Sin embargo, se entiende que pueden emplearse más de tres columnas.
La columna de destilación de extracción 1510 es una columna de recuperación de propano. La columna de recuperación de propano 1510 mezcla un solvente de hidrocarburo con la corriente de gas ácido 646 en un recipiente. La temperatura en la primera columna 1510 es generalmente de -73°C a 10°C (-100° a 50°F). En la columna de recuperación de propano 1510, el solvente absorbe sulfuro de hidrógeno, para lograr que el solvente salga de la columna 1510 como la corriente inferior de solvente 1514. Además contendrá cierta cantidad de dióxido de carbono, al igual que hidrocarburos pesados. Al mismo tiempo, el dióxido de carbono y cantidades mínimas de hidrocarburos livianos salen de la columna 1510 a través de una corriente superior 1554. El dióxido de carbono en la corriente 1554 puede combinarse con la línea de inyección de gas ácido 1552, para la inyección en una formación de subsuperficie (649 en la Figura 15A).
La corriente inferior de solvente 1514 entra en la segunda columna de destilación de extracción 1520. La segunda columna de destilación de extracción 1520 es una columna de eliminación de C02. La temperatura en la columna de eliminación de C02 1520 es, en general, de -18 a 121 °C (0°F a 250°F), que es más alta que la temperatura en la columna de recuperación de propano 1510. En la columna de eliminación de C02 1520, el solvente y los hidrocarburos pesados salen de la columna 1520 como una segunda corriente inferior de solvente 1524. Al mismo tiempo, el dióxido de carbono sale de la segunda columna 1520 como una corriente de C02 superior 1552. La corriente de CO2 superior 1552, preferentemente, se usa para la recuperación mejorada de petróleo.
Se muestra una columna final 1530 en la Figura 15B. La columna final 1530 es una columna de recuperación de aditivo. La columna de recuperación de aditivo 1530 utiliza principios de destilación a fin de separar los componentes hidrocarburos pesados, conocidos como "líquidos de gas natural", del solvente. La temperatura en la tercera columna 1530 es, en general, de 27 a 177°C (80°F a 350°F), que es más alta que la temperatura en la segunda columna 1530. Los líquidos de gas natural salen de la columna 1530 a través de la línea 1532, y son llevados a una unidad de tratamiento para la eliminación de cualquier CO2 y H2S remanente. Esta unidad de tratamiento puede ser un extractor de líquido-líquido, en el cual, por ejemplo, se usa amina para la eliminación de H2S/CO2.
El solvente sale de la columna de recuperación de aditivo 1530 como una corriente de solvente inferior 1534. La corriente de solvente inferior 1534 representa un aditivo regenerado. La mayoría de la corriente de solvente inferior 1534 es reintroducida en la primera columna 1510 para el proceso de destilación de extracción. El exceso de solvente de la corriente 1534 puede combinarse en forma opcional con la corriente líquida de gas natural 1532 para el tratamiento mediante la línea 1536.
Nuevamente, con referencia a la Figura 15A, el dióxido de carbono en la línea 1554, preferentemente, se combina con el C02 en la línea 1552 y se pasa a través de un reforzador de presión 648, y luego, se inyecta en una formación de subsuperficie a través de uno o más pozos de inyección de gas ácido (IGA), como se indica en el bloque 649.
Como puede observarse, pueden usarse una cantidad de métodos para eliminar los componentes sulfurosos en relación con un proceso de eliminación de gas ácido. En general, el método seleccionado depende de la condición del gas natural bruto, o el gas por ser tratado. Por ejemplo, si la concentración de H2S es inferior a aproximadamente 0,1%, puede ser mejor un enfoque de tamiz molar combinado, ya que, de todos modos, es necesaria la deshidratacion. Los tamices moleculares han agregado beneficio de eliminación de cierta cantidad de C02, lo que puede facilitar un inicio "sucio".
Para los casos de aproximadamente 0,1% a 10% de H2S en el gas de entrada, la mejor opción puede ser un solvente físico tal como Selexol™. Será ideal que el solvente sea seco, ya que podrá usarse para secar el gas de entrada hasta cierto nivel. Para el procesamiento de CFZ, el gas puede requerir la deshidratacion adicional por medio de una unidad de tamiz molecular (más pequeña). La corriente de H2S concentrada de la unidad Selexol puede ser procesada en una unidad de recuperación de azufre (URA), o puede comprimirse y combinarse con la corriente inferior CFZ para el desecho en el pozo.
Se entiende que los métodos descriptos anteriormente para la eliminación de sulfuro de hidrógeno pueden aplicarse en relación con cualquier proceso de eliminación de gas, no solo con un proceso que utiliza una torre de "zona de congelamiento controlado". Pueden emplearse otras columnas de destilación criogénica. Además, pueden usarse otros procesos de destilación criogénica, tales como la fraccionación en volumen. Una torre de fraccionación en volumen es similar a la torre CFZ 100 de la Figura 1, si bien no tiene una zona de congelamiento intermedia. Una torre de fraccionación en volumen típicamente opera a una presión superior a una torre CFZ 100, tal como superior a 48 bar (700 psig), a fin de evitar la formación de sólidos de C02. Sin embargo, la corriente de metano superior 112 puede contener cantidades significativas de C02. En cualquier caso, la utilización de un proceso separado para la eliminación de sulfuro de hidrógeno es conveniente cuando la corriente de gas deshidratado 624 comprende más de aproximadamente 3% de C2 o hidrocarburos pesados.
Si bien será evidente que las invenciones descriptas de esta solicitud están bien calculadas para lograr los beneficios y las ventajas expuestas con anterioridad, se apreciará que las invenciones son sensibles a la modificación, variación y el cambio, sin alejarse de su espíritu. Se proporcionan mejoramientos en la operación de un proceso de eliminación de gas ácido usando una zona de congelamiento controlado. Los mejoramientos proveen un diseño para la eliminación de H2S hasta niveles muy bajos en el producto de gas.

Claims (45)

REIVINDICACIONES
1. Un sistema para la eliminación de gases ácidos de una comente de gas amargo, que comprende: un sistema de eliminación de gas ácido para recibir la corriente de gas amargo, donde el sistema de eliminación de gas ácido utiliza una torre de destilación criogénica que separa la corriente de gas amargo en una corriente de gas superior compuesta principalmente por metano, y una corriente de gas inferior licuada compuesta principalmente por dióxido de carbono; y un sistema de eliminación de componentes sulfurosos corriente ascendente del sistema de eliminación de gas ácido, donde el sistema de eliminación de componentes sulfurosos recibe una corriente de gas crudo y separa generalmente la corriente de gas crudo en una corriente de sulfuro de hidrógeno y la corriente de gas amargo.
2. El sistema de la reivindicación 1 , donde la corriente de gas crudo contiene entre aproximadamente 4 ppm y 100 ppm de componentes sulfurosos.
3. El sistema de la reivindicación 2, donde el sistema de eliminación de gas ácido criogénico además comprende un intercambiador de calor para el enfriamiento de la corriente de gas amargo antes de la entrada en la torre de destilación criogénica.
4. El sistema de la reivindicación 3, donde: la torre de destilación criogénica comprende una zona de destilación inferior y una zona de congelamiento controlado intermedia que recibe una pulverización líquida fría compuesta principalmente por metano, donde la torre recibe y luego separa la corriente de gas amargo en una corriente de metano superior y la corriente de gas ácido inferior; y equipamiento de refrigeración corriente descendente de la torre de destilación criogénica, para el enfriamiento de la corriente de metano superior y el retorno de una porción de la corriente de metano superior a la torre de destilación criogénica, como la pulverización fría.
5. El sistema de la reivindicación 2, donde el sistema de eliminación de gas ácido es un sistema de fraccionación en volumen.
6. El sistema de la reivindicación 2, donde el sistema de eliminación de componentes sulfurosos comprende un sistema de solvente químico.
7. El sistema de la reivindicación 6, donde el solvente químico comprende metil dietanol amina (MDEA), una amina selectiva de la familia de solventes Flexsorb®, o sus combinaciones.
8. El sistema de la reivindicación 6, donde el sistema de solvente químico utiliza una pluralidad de contactores de corriente conjunta.
9. El sistema de la reivindicación 8, donde los contactores de corriente conjunta del sistema de solvente químico comprenden: un primer contactor de corriente conjunta configurado para recibir (i) la corriente de gas crudo, y (ii) un segundo solvente líquido, donde el primer contactor de corriente conjunta también está configurado para liberar (iii) una primera corriente de gas parcialmente endulzada compuesta principalmente por metano, y (iv) una primera solución de tratamiento de gas parcialmente cargada; un segundo contactor de corriente conjunta configurado para recibir (i) la primera corriente de gas parcialmente endulzada y (ii) un tercer solvente líquido, y que está configurado para liberar (iii) una segunda corriente de gas parcialmente endulzada y (iv) una segunda solución de tratamiento de gas parcialmente cargada; y un contactor de corriente conjunta final configurado para recibir (i) una corriente de gas parcialmente endulzada previa, y (ii) un solvente líquido regenerado, y que está configurado para liberar (iii) una corriente de gas endulzada final compuesta principalmente por metano, y (iv) una solución de tratamiento de gas altamente cargada final; donde: la corriente de sulfuro de hidrógeno está compuesta al menos en parte por la primera solución de tratamiento de gas parcialmente cargada y la segunda solución de tratamiento de gas parcialmente cargada; y el solvente líquido regenerado está compuesto al menos en parte por una corriente de solvente regenerada, por la cual el sulfuro de hidrógeno ha sido sustancialmente eliminado de por lo menos la primera solución de tratamiento de gas parcialmente cargada y la segunda solución de tratamiento de gas parcialmente cargada.
10. El sistema de solvente químico de la reivindicación 9, que además comprende: un regenerador de solvente líquido configurado para recibir por lo menos la primera solución de tratamiento de gas parcialmente cargada, y para producir el solvente líquido regenerado.
1 1. La instalación de procesamiento de gas de la reivindicación 9, donde: el solvente líquido y el solvente líquido regenerado comprenden una amina obstaculizada, una amina terciaria o sus combinaciones.
12. El sistema de la reivindicación 8, donde los contactores de corriente conjunta del sistema de solvente químico comprenden: un primer contactor de corriente conjunta, un segundo contactor de corriente conjunta y un contactor de corriente conjunta final, donde cada uno de estos contactores de corriente conjunta está configurado (i) para recibir la corriente de gas crudo y un solvente líquido; y (¡i) para liberar una corriente de gas endulzada y una solución de tratamiento de gas cargada separada; donde el primer contactor de corriente conjunta, el segundo contactor de corriente conjunta y el contactor de corriente conjunta final están configurados para suministrar las corrientes de gas endulzadas respectivas como corrientes de gas progresivamente endulzadas en serie; y donde el contactor de corriente conjunta final, el segundo contactor de corriente conjunta y el primer contactor de corriente conjunta están dispuestos de manera de suministrar las respectivas soluciones de tratamiento de gas como soluciones de tratamiento de gas progresivamente más ricas en serie.
13. El método de la reivindicación 12, donde: el primer contactor de corriente conjunta recibe (i) la corriente de gas inicial y (ii) un segundo solvente líquido, y libera (iii) una primera corriente de gas parcialmente endulzada y (iv) una primera solución de tratamiento de gas parcialmente cargada; el segundo contactor de corriente conjunta recibe (i) la primera corriente de gas parcialmente endulzada del primer contactor de corriente conjunta y (ii) un tercer solvente líquido, y libera (iii) una segunda corriente de gas parcialmente endulzada y (iv) una segunda solución de tratamiento de gas parcialmente cargada, y el contactor de corriente conjunta final recibe (i) una corriente de gas parcialmente endulzada previa y (ii) un solvente líquido regenerado, y libera (iii) una corriente de gas endulzada final y (iv) una solución de tratamiento de gas levemente cargada final.
14. El sistema de la reivindicación 2, donde el sistema de eliminación de componentes sulfurosos comprende un sistema de solvente físico que utiliza un solvente físico.
15. El sistema de la reivindicación 14, donde el solvente físico comprende N-metil pirrolidona, propilencarbonato, metil cianoacetato, metanol refrigerado, tetrametilensulfona, Selexol™, o sus combinaciones.
16. El sistema de la reivindicación 14, donde el sistema de solvente físico comprende: un absorbente para recibir la corriente de gas crudo y separar la corriente de gas crudo en la corriente de gas amargo y la corriente de sulfuro de hidrógeno, donde la corriente de sulfuro de hidrógeno comprende sulfuro de hidrógeno y un solvente físico líquido; por lo menos dos separadores para el procesamiento de la corriente de sulfuro de hidrógeno, de modo de separar el sulfuro de hidrógeno del solvente físico; y un regenerador para la regeneración del solvente físico y el retorno de por lo menos una parte del solvente físico al absorbente.
17. El sistema de la reivindicación 2, donde: el sistema de eliminación de componentes sulfurosos comprende por lo menos un lecho adsorbente sólido para la adsorción sustancial de los componentes sulfurosos, donde los componentes sulfurosos son liberados como la corriente de sulfuro de hidrógeno cuando al menos un lecho adsorbente sólido es regenerado; y uno o más lechos adsorbentes sólidos pasan sustancialmente metano y CO2 como la corriente de gas amargo.
18. El sistema de la reivindicación 17, donde el lecho adsorbente sólido (i) es fabricado a partir de un material de zeolita, o (ii) comprende por lo menos un tamiz molecular.
19. El sistema de la reivindicación 18, donde el sistema de eliminación de componentes sulfurosos además comprende un separador para la separación de dióxido de carbono de componentes sulfurosos en la corriente de sulfuro de hidrógeno.
20. El sistema de las reivindicación 17, donde la regeneración es parte de un proceso de adsorción de oscilación de presión.
21. El sistema de las reivindicación 20, donde uno o más lechos adsorbentes sólidos comprenden por lo menos tres lechos adsorbentes, donde: el primero de los al menos tres lechos adsorbentes está en servicio para la adsorción de sulfuro de hidrógeno; el segundo de los al menos tres lechos adsorbentes pasa por la regeneración; y el tercero de los al menos tres lechos adsorbentes se mantiene en reserva para reemplazar el primero de los al menos tres lechos adsorbentes.
22. El sistema de la reivindicación 21 , donde el sistema de eliminación de los componentes sulfurosos además comprende un vacío para la aplicación de presión relativa negativa al primero de los al menos tres lechos adsorbentes, a fin de auxiliar en la desorción de sulfuro de hidrógeno del primero de los al menos tres lechos adsorbentes, antes de que la corriente de sulfuro de hidrógeno entre en el separador.
23. El sistema de la reivindicación 17, donde la regeneración es parte de un proceso de adsorción de oscilación térmica.
24. El sistema de la reivindicación 23, donde por lo menos un lecho adsorbente sólido comprende por lo menos tres lechos adsorbentes, donde: el primero de los por lo menos tres lechos adsorbentes está en servicio para la adsorción de sulfuro de hidrógeno; el segundo de los por lo menos tres lechos adsorbentes pasa por la regeneración; y el tercero de los por lo menos tres lechos adsorbentes se mantiene en reserva para reemplazar el primero de los por lo menos tres lechos adsorbentes.
25. El sistema de la reivindicación 24, donde: el sistema de eliminación de componentes sulfurosos además comprende un calentador de gas de regeneración para (i) recibir un gas de regeneración, (¡i) calentar el gas regenerado, y (iii) desorber sulfuro de hidrógeno del segundo lecho adsorbente mediante la aplicación de calor, del gas regenerado calentado, al segundo lecho adsorbente; el calentador de gas de regeneración libera una corriente de gas al primer lecho adsorbente sólido para la separación de la corriente de gas en la corriente de sulfuro de hidrógeno y la corriente de gas amargo; y el sistema de eliminación de componentes sulfurosos además comprende un separador para la separación de cualquier metano de la corriente de sulfuro de hidrógeno.
26. El sistema de la reivindicación 25, donde el sistema de eliminación de componentes sulfurosos además comprende un enfriador para recibir la corriente de sulfuro de hidrógeno y enfriar la corriente de fluido de sulfuro de hidrógeno antes de entrar en el separador.
27. El sistema de la reivindicación 2, donde: el sistema de eliminación de componentes sulfurosos comprende por lo menos un lecho adsorbente sólido para la adsorción sustancial del sulfuro de hidrógeno, donde el sulfuro de hidrógeno es liberado como la corriente de sulfuro de hidrógeno cuando por lo menos un lecho adsorbente sólido es regenerado; y por lo menos un lecho adsorbente sólido pasa sustancialmente metano y dióxido de carbono corrió la corriente de gas amargo.
28. El sistema de la reivindicación 27, donde al menos un lecho adsorbente sólido es un lecho de separaciones cinéticas de adsorción.
29. El sistema de la reivindicación 2, donde el sistema de eliminación de componentes sulfurosos comprende un sistema redox.
30. El sistema de la reivindicación 29, donde el sistema redox comprende: un contactor para recibir la corriente de gas crudo y un metal oxidado quelado, donde el metal oxidado quelado se mezcla con la corriente de gas crudo de modo de causar una reacción de reducción-oxidación y liberar (i) una solución acuosa inferior que comprende un metal reducido quelado y azufre elemental, y (ii) una corriente de gas superior compuesta por metano y dióxido de carbono; un oxidante para recibir la solución acuosa inferior junto con aire, y proporcionar una cámara para una reacción de oxidación, donde el oxidante libera una mezcla metálica quelada acuosa con azufre elemental; un separador para recibir la mezcla metálica quelada acuosa con azufre elemental, y separar la mezcla metálica quelada acuosa con azufre elemental en una solución de catalizador metálico quelado regenerado y azufre elemental; y una línea para dirigir por lo menos una porción de la solución de catalizador metálico quelado regenerado nuevamente al contactor.
31. El sistema de la reivindicación 2, donde el sistema de eliminación de componentes sulfurosos comprende un sistema depurador.
32. El sistema de la reivindicación 31 , donde el sistema depurador comprende: una línea donde se mezcla un agente depurador líquido con la corriente de gas crudo; un recipiente de separación para la separación de la corriente de gas crudo en la corriente de gas amargo y una corriente de depurador agotado, donde la corriente de depurador agotado comprende sulfuro de hidrógeno y el agente de depurador líquido.
33. El sistema de la reivindicación 2, donde la corriente de gas superior comprende no solo metano, sino, además, helio, nitrógeno o sus combinaciones.
34. El sistema de la reivindicación 2, donde el sistema de eliminación de componentes sulfurosos comprende un sistema para la implementación de un proceso CrystaSulf.
35. El sistema de la reivindicación 34, donde el sistema de eliminación de componentes sulfurosos comprende además: un absorbente para recibir (i) la corriente de gas amargo y (ii) un gas oxidante como un licor de separación, donde el gas oxidante se mezcla con la corriente de gas crudo de modo de causar una reacción química, de manera que el absorbente (i) libera la corriente de gas amargo, y (ii) libera un absorbente compuesto por agua, sulfuro de hidrógeno y el gas oxidante; un matraz para la separación del absorbente líquido en (i) una corriente de vapor superior compuesta principalmente por gases de hidrocarburos y cualquier vapor de agua transportado; y (ii) una solución de azufre; un recipiente de separación para la separación del agua de los gases hidrocarburos y suministrar los gases hidrocarburos nuevamente a la corriente de gas crudo; un cristalizador para recibir ia solución de azufre, donde el cristalizador siembra la solución de azufre con cristales de azufre en una zona de asentamiento a fin de efectuar la precipitación de azufre disuelto, donde el cristalizador (i) libera una suspensión de azufre desde una porción inferior del cristalizador, y (ii) dirige un licor desde una porción superior del cristalizador como el gas oxidante, donde una porción del licor es dirigida nuevamente al absorbente; y un filtro para separar la suspensión de azufre en azufre sólido puro y un licor transparente, donde el licor transparente es dirigido nuevamente al cristalizador.
36. El sistema de la reivindicación 2, que además comprende: un aparato de deshidratación para recibir la corriente de gas crudo antes de pasar a través del sistema de eliminación de componentes sulfurosos, y separar la corriente de gas crudo en una corriente de gas crudo deshidratada y una corriente compuesta principalmente por un fluido acuoso; y donde la corriente de gas crudo recibida por el sistema de eliminación de componentes sulfurosos es la corriente de gas crudo deshidratada.
37. Un sistema para la eliminación de gases ácidos de una corriente de gas amargo, que comprende: un sistema de eliminación de gases ácidos para recibir la corriente de gas amargo, donde la corriente de gas amargo comprende menos de alrededor del 10% de componentes sulfurosos, donde el sistema de eliminación de gases ácidos utiliza una torre de destilación criogénica que separa la corriente de gas amargo en una corriente de gas superior compuesta principalmente por metano, y una corriente de gas ácido inferior líquida compuesta principalmente por dióxido de carbono y componentes sulfurosos; y un sistema de eliminación de componentes sulfurosos corriente descendente del sistema de eliminación de gas ácido, donde el sistema de eliminación de componentes sulfurosos recibe la corriente de gas ácido inferior y separa generalmente la corriente de gas ácido inferior en una corriente de fluido de dióxido de carbono y una corriente de sulfuro de hidrógeno.
38. El sistema de la reivindicación 37, donde el sistema de eliminación de gas ácido además comprende un intercambiador de calor para el enfriamiento de la corriente de gas amargo antes de entrar en la torre de destilación.
39. El sistema de la reivindicación 38, donde la torre de destilación criogénica comprende: una zona de destilación inferior y una zona de congelamiento controlado intermedia que recibe una pulverización líquida fría compuesta principalmente por metano, donde la torre recibe y luego separa la corriente de gas amargo en una corriente de metano superior y una corriente de gas ácido licuado inferior; y equipamiento de refrigeración corriente descendente de la torre de destilación criogénica, para el enfriamiento de la corriente de metano superior y el retorno de una porción de la corriente de metano superior a la torre de destilación criogénica como reflujo líquido.
40. El sistema de la reivindicación 37, donde el sistema de eliminación de componentes sulfurosos comprende: por lo menos un lecho adsorbente sólido para adsorber sustancialmente sulfuro de hidrógeno desde la corriente de gas ácido inferior, donde el sulfuro de hidrógeno es liberado como la corriente de sulfuro de hidrógeno cuando por lo menos uno de los lechos adsorbentes sólidos es regenerado; y donde por lo menos un lecho adsorbente sólido pasa sustancial mente gases ácidos que comprenden dióxido de carbono como la corriente de fluido de dióxido de carbono.
41. El sistema de la reivindicación 40, donde por lo menos un lecho adsorbente sólido comprende por lo menos un lecho de separaciones cinéticas de adsorción.
42. El sistema de la reivindicación 37, donde el sistema de eliminación de componentes sulfurosos comprende un sistema de destilación de extracción que tiene por lo menos dos columnas de destilación de extracción.
43. El sistema de la reivindicación 42, donde el sistema de destilación de extracción comprende: una primera columna de destilación de extracción que sirve como una columna de recuperación de propano, donde la columna de recuperación de propano mezcla un solvente con la corriente de gas ácido para absorber gases ácidos, a fin de lograr que el solvente salga de la columna como una corriente inferior de solvente mientras, en forma separada, libera la corriente de dióxido de carbono; una segunda columna de destilación de extracción que sirve como una columna de eliminación de C02, donde la columna de eliminación de C02 logra que el solvente y los hidrocarburos pesados salgan de la columna de eliminación de gases ácidos como una segunda corriente inferior de solvente, mientras, en forma separada, libera el C02; y una tercera columna de destilación de extracción que sirve como una columna de recuperación de aditivo, donde la columna de recuperación de aditivo utiliza principios de destilación para separar componentes hidrocarburos pesados, conocidos como "líquidos de gases naturales", de solvente, de modo que se libera una corriente de solvente inferior como un aditivo regenerado, mientras que los líquidos de gas natural salen en forma separada de la columna en la parte superior.
44. El sistema de la reivindicación 37, donde la corriente de gas amargo comprende menos de aproximadamente 1% de componentes sulfurosos.
45. El sistema de la reivindicación 37, donde la corriente de gas amargo comprende entre alrededor de 4 ppm y 100 ppm de componentes sulfurosos.
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