RU2740747C1

RU2740747C1 - Apparatus for removing hydrogen sulphide and method of removing hydrogen sulphide

Info

Publication number: RU2740747C1
Application number: RU2019138313A
Authority: RU
Inventors: Йосинори МАСИКО; Минору МОРИТА; Йосуке КУНИСИ; Такуо ЦУРУТА; Масаки СИМИДЗУ; Юусуке САИТОУ
Original assignee: Джэпэн Ойл, Гэз Энд Металз Нэшнл Корпорейшн; Курарей Ко., Лтд.
Priority date: 2017-05-12
Filing date: 2018-05-07
Publication date: 2021-01-20
Also published as: JPWO2018207726A1; WO2018207726A1; JP6865422B2

Abstract

FIELD: chemistry.

SUBSTANCE: present invention provides an apparatus for removing hydrogen sulphide and a method of removing hydrogen sulphide which can efficiently remove hydrogen sulphide contained in natural gas or the like. Plant for removal of hydrogen sulphide includes a device for removal of hydrogen sulphide, which is made with possibility of bringing the first raw material, which contains hydrocarbon and hydrogen sulphide, into contact with oil-soluble absorber of hydrogen sulphide and removal of hydrogen sulphide, and a mixing device configured to mix a second feedstock which contains a high boiling point hydrocarbon having a boiling point, equal to or higher than propane boiling point, with used absorbent of hydrogen sulphide, obtained as a result of absorption of hydrogen sulphide with absorbent of hydrogen sulphide. First separator configured to separate the high-boiling hydrocarbon from the first feedstock is preferably also provided before the hydrogen sulphide removal device.

EFFECT: apparatus for removing hydrogen sulphide and a method of removing hydrogen sulphide are disclosed.

10 cl, 3 dwg

Description

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ, К КОТОРОЙ ОТНОСИТСЯ ИЗОБРЕТЕНИЕTECHNICAL FIELD OF THE INVENTION

[0001] Настоящее изобретение относится к установке для удаления сероводорода и к способу удаления сероводорода.[0001] The present invention relates to an apparatus for removing hydrogen sulfide and a method for removing hydrogen sulfide.

Испрашивается приоритет по японской патентной заявке № 2017–095944, поданной 12 мая 2017 года, содержание которой включено в настоящее описание посредством ссылки.Priority is claimed on Japanese Patent Application No. 2017-095944, filed May 12, 2017, the contents of which are incorporated herein by reference.

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ ИЗОБРЕТЕНИЯBACKGROUND OF THE INVENTION

[0002] Попутный газ нефтяных месторождений или природный газ, добываемый вместе с добычей нефти, содержит влагу, газообразный азот, диоксид углерода, сероводород и т. д. (диоксид углерода и сероводород также называют кислыми газами), в дополнение к метану, служащему основным ингредиентом, и другому углеводороду. Среди перечисленного, сероводород становится причиной коррозии трубопроводов, в дополнение к его токсичности и неприятному запаху, и, следовательно, требуется, чтобы его концентрация была как можно ниже (например, менее 20 ч/млн).[0002] Associated gas from oil fields or natural gas produced in conjunction with oil production contains moisture, nitrogen gas, carbon dioxide, hydrogen sulfide, etc. (carbon dioxide and hydrogen sulfide are also called acid gases), in addition to methane, which serves as the main ingredient, and another hydrocarbon. Among these, hydrogen sulfide causes pipeline corrosion, in addition to its toxicity and unpleasant odor, and therefore requires that its concentration be as low as possible (eg less than 20 ppm).

[0003] В качестве способа удаления сероводорода, содержащегося в природном газе, известен способ адсорбции сероводорода на адсорбенте и их удаления, и способ абсорбции сероводорода жидким абсорбентом и их удаления. Оксид железа или оксид цинка используется в качестве адсорбента, и раствор на основе амина или диальдегид, имеющий альдегидные группы на обоих концах длинноцепочечного алкана, как в патентном документе 1, используется в качестве абсорбента. Среди перечисленного, способ аминовой абсорбции сероводорода раствором на основе амина может одновременно удалять диоксид углерода и поэтому широко используется.[0003] As a method for removing hydrogen sulfide contained in natural gas, there is known a method for adsorbing and removing hydrogen sulfide on an adsorbent, and a method for absorbing hydrogen sulfide in a liquid absorbent and removing them. Iron oxide or zinc oxide is used as an adsorbent, and an amine-based solution or dialdehyde having aldehyde groups at both ends of a long-chain alkane as in Patent Document 1 is used as an absorbent. Among these, an amine-based amine-based solution for amine absorption of hydrogen sulfide can simultaneously remove carbon dioxide and is therefore widely used.

ДОКУМЕНТЫ ПРЕДШЕСТВУЮЩЕГО УРОВНЯ ТЕХНИКИPREVIOUS TECHNOLOGY DOCUMENTS

ПАТЕНТНЫЕ ДОКУМЕНТЫPATENT DOCUMENTS

[0004][0004]

Патентный документ 1: Международная публикация PCT WO 2015/141535Patent Document 1: PCT International Publication WO 2015/141535

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯSUMMARY OF THE INVENTION

ЗАДАЧИ, РЕШАЕМЫЕ ИЗОБРЕТЕНИЕМPROBLEMS TO BE SOLVED BY THE INVENTION

[0005] Однако в способе удаления сероводорода с использованием адсорбента, такого как оксид железа или тому подобное, образуется большое количество отходов, и увеличивается нагрузка на окружающую среду.[0005] However, in the method for removing hydrogen sulfide using an adsorbent such as iron oxide or the like, a large amount of waste is generated and the burden on the environment is increased.

Кроме того, способ аминовой абсорбции обязательно требует процесса рециркуляции, включающего нагрев и рециркуляцию абсорбирующего растворителя, который абсорбировал диоксид углерода и сероводород, и процесса отделения и удаления сероводорода, образующегося в ребойлере при нагревании с водяным паром. В связи с этим, размеры установки увеличиваются, и способ аминовой абсорбции не выгоден с точки зрения затрат на обработку или тому подобного.In addition, the amine absorption process necessarily requires a recycling process including heating and recycling the absorbent solvent that has absorbed carbon dioxide and hydrogen sulfide, and a process for separating and removing hydrogen sulfide generated in the reboiler when heated with steam. Therefore, the size of the plant is increased, and the amine absorption method is not advantageous in terms of processing costs or the like.

В патентном документе 1 не рассматривается обработка абсорбента, который абсорбировал сероводород (также называемого отработанным абсорбентом).Patent Document 1 does not consider the treatment of an absorbent that has absorbed hydrogen sulfide (also called a waste absorbent).

С учетом этого, в предшествующем уровне техники обработка отработанного абсорбента или тому подобное является сложной, и сероводород не может быть эффективно удален.With this in mind, in the prior art, treatment of a spent absorbent or the like is difficult, and hydrogen sulfide cannot be efficiently removed.

[0006] В связи с этим, настоящее изобретение направлено на создание установки для удаления сероводорода и способа удаления сероводорода, которые способны эффективно удалять сероводород, содержащийся в природном газе или тому подобном.[0006] In this regard, the present invention is directed to a hydrogen sulfide removal apparatus and a hydrogen sulfide removal method capable of effectively removing hydrogen sulfide contained in natural gas or the like.

СРЕДСТВА РЕШЕНИЯ ЗАДАЧMEANS FOR SOLVING PROBLEMS

[0007] Настоящее изобретение имеет следующие аспекты.[0007] The present invention has the following aspects.

(1) Предлагается установка для удаления сероводорода, включающая в себя: устройство удаления сероводорода, выполненное с возможностью приведения первого сырья, которое содержит углеводород и сероводород, в контакт с маслорастворимым абсорбентом сероводорода и удаления сероводорода; и смесительное устройство, выполненное с возможностью смешивания второго сырья, которое содержит высококипящий углеводород, имеющий температуру кипения, равную или более высокую, чем температура кипения пропана, с отработанным абсорбентом сероводорода, полученным в результате поглощения сероводорода абсорбентом сероводорода.(1) A hydrogen sulfide removal unit is proposed, including: a hydrogen sulfide removal device configured to bring a first feedstock containing hydrocarbon and hydrogen sulfide into contact with an oil-soluble hydrogen sulfide absorbent and remove hydrogen sulfide; and a mixing device configured to mix the second feedstock, which contains a high boiling hydrocarbon having a boiling point equal to or higher than the boiling point of propane, with a spent hydrogen sulfide absorbent obtained by absorbing hydrogen sulfide by the hydrogen sulfide absorbent.

(2) Установка для удаления сероводорода, раскрытая в аспекте (1), может дополнительно включать в себя первое разделительное устройство, выполненное с возможностью отделения высококипящего углеводорода от первого сырья и обеспеченное перед устройством удаления сероводорода.(2) The hydrogen sulfide removal apparatus disclosed in aspect (1) may further include a first separation device configured to separate a high boiling point hydrocarbon from the first feed and provided upstream of the hydrogen sulfide removal device.

(3) Установка для удаления сероводорода, раскрытая в аспекте (1) или (2), может дополнительно включать в себя второе разделительное устройство, выполненное с возможностью отделения высококипящего углеводорода от первого сырья, обработанного устройством удаления сероводорода, и обеспеченное после устройства удаления сероводорода.(3) The hydrogen sulfide removal apparatus disclosed in aspect (1) or (2) may further include a second separation device configured to separate the high boiling point hydrocarbon from the first feedstock treated with the hydrogen sulfide removal device and provided after the hydrogen sulfide removal device.

(4) Установка для удаления сероводорода, раскрытая в аспекте (2), может дополнительно включать в себя устройство ввода, выполненное с возможностью введения смеси высококипящего углеводорода и абсорбента сероводорода, получаемой первым разделительным устройством, в устройство удаления сероводорода.(4) The hydrogen sulfide removal apparatus disclosed in aspect (2) may further include an inlet device configured to introduce a mixture of a high boiling point hydrocarbon and a hydrogen sulfide absorbent produced by the first separation device into the hydrogen sulfide removal device.

[0008] Кроме того, настоящее изобретение имеет следующие аспекты.[0008] In addition, the present invention has the following aspects.

(5) Предлагается способ удаления сероводорода, включающий: этап удаления сероводорода, включающий приведение первого сырья, которое содержит углеводород и сероводород, в контакт с маслорастворимым абсорбентом сероводорода и удалении сероводорода; и этап смешивания, включающий смешивание второго сырья, которое содержит высококипящий углеводород, имеющий температуру кипения, равную или более высокую, чем температура кипения пропана, с отработанным абсорбентом сероводорода, полученным в результате поглощения сероводорода абсорбентом сероводорода.(5) A method for removing hydrogen sulfide is proposed, including: a hydrogen sulfide removal step comprising bringing a first feedstock containing hydrocarbon and hydrogen sulfide into contact with an oil-soluble hydrogen sulfide absorbent and removing hydrogen sulfide; and a mixing step comprising mixing a second feedstock that contains a high boiling hydrocarbon having a boiling point equal to or higher than the boiling point of propane with a spent hydrogen sulfide absorbent obtained by absorbing hydrogen sulfide by the hydrogen sulfide absorbent.

(6) Способ удаления сероводорода, раскрытый в аспекте (5), может дополнительно включать в себя первый этап разделения, включающий отделение высококипящего углеводорода от первого сырья перед процессом удаления сероводорода.(6) The method for removing hydrogen sulfide disclosed in aspect (5) may further include a first separation step comprising separating a high boiling point hydrocarbon from the first feedstock prior to the process for removing hydrogen sulfide.

(7) Способ удаления сероводорода, раскрытый в аспекте (5) или (6), может дополнительно включать в себя второй этап разделения, включающий отделение высококипящего углеводорода от первого сырья, обработанного на этапе удаления сероводорода, после этапа удаления сероводорода.(7) The method for removing hydrogen sulfide disclosed in aspect (5) or (6) may further include a second separation step comprising separating the high boiling point hydrocarbon from the first feedstock treated in the hydrogen sulfide removal step after the hydrogen sulfide removal step.

(8) Способ удаления сероводорода, раскрытый в аспекте (6), может дополнительно включать в себя этап предварительного смешивания, включающий смешивание высококипящего углеводорода, полученного на первом этапе разделения, и абсорбента сероводорода, при этом этап удаления сероводорода осуществляют с приведением первого сырья в контакт со смесью, полученной на этапе предварительного смешивания.(8) The method for removing hydrogen sulfide disclosed in aspect (6) may further include a pre-mixing step comprising mixing the high boiling point hydrocarbon obtained in the first separation step and the hydrogen sulfide absorbent, wherein the step of removing hydrogen sulfide is carried out by bringing the first feedstock into contact with the mixture obtained at the pre-mixing stage.

(9) В способе удаления сероводорода, раскрытом в любом из аспектов (5)–(8), на этапе смешивания второе сырье и отработанный абсорбент сероводорода смешивают в условиях, при которых высококипящий углеводород является сжатым и сжиженным.(9) In the method for removing hydrogen sulfide disclosed in any of aspects (5) to (8), in the mixing step, the second feedstock and the spent hydrogen sulfide absorbent are mixed under conditions in which the high boiling point hydrocarbon is compressed and liquefied.

(10) В способе удаления сероводорода по любому из аспектов (5)–(8), высококипящий углеводород может быть жидкостью при комнатной температуре.(10) In the method for removing hydrogen sulfide according to any one of aspects (5) to (8), the high boiling point hydrocarbon may be liquid at room temperature.

РЕЗУЛЬТАТЫ ИЗОБРЕТЕНИЯRESULTS OF THE INVENTION

[0009] В соответствии с установкой для удаления сероводорода и способом удаления сероводорода настоящего изобретения сероводород, содержащийся в природном газе, может быть эффективно удален.[0009] According to the hydrogen sulfide removal apparatus and the hydrogen sulfide removal method of the present invention, the hydrogen sulfide contained in natural gas can be efficiently removed.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙBRIEF DESCRIPTION OF DRAWINGS

[0010] На фиг.1 представлена блок–схема, показывающая конфигурацию установки для удаления сероводорода в соответствии с первым вариантом осуществления настоящего изобретения.[0010] Fig. 1 is a block diagram showing a configuration of a hydrogen sulfide removal apparatus according to a first embodiment of the present invention.

На фиг.2 представлена блок–схема, показывающая конфигурацию установки для удаления сероводорода в соответствии со вторым вариантом осуществления настоящего изобретения.Fig. 2 is a block diagram showing a configuration of a hydrogen sulfide removing apparatus according to a second embodiment of the present invention.

На фиг.3 представлена блок–схема, показывающая конфигурацию установки для удаления сероводорода в соответствии с третьим вариантом осуществления настоящего изобретения.Fig. 3 is a block diagram showing the configuration of a hydrogen sulfide removing apparatus according to a third embodiment of the present invention.

ВАРИАНТЫ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ ИЗОБРЕТЕНИЯMODES FOR CARRYING OUT THE INVENTION

[0011] Установка для удаления сероводорода настоящего изобретения включает в себя устройство удаления сероводорода и смесительное устройство.[0011] The apparatus for removing hydrogen sulfide of the present invention includes a hydrogen sulfide removing apparatus and a mixing apparatus.

Установка для удаления сероводорода настоящего изобретения может применяться, например, в качестве установки для очистки углеводорода (установки для получения очищенного углеводорода). В частности, установка для удаления сероводорода подходит в качестве установки для производства сжиженного природного газа (СПГ).The hydrogen sulfide removal apparatus of the present invention can be used, for example, as a hydrocarbon purification unit (a purified hydrocarbon production unit). In particular, the hydrogen sulfide removal plant is suitable as a liquefied natural gas (LNG) plant.

Способ удаления сероводорода настоящего изобретения включает этап удаления сероводорода и этап смешивания.The method for removing hydrogen sulfide of the present invention includes a hydrogen sulfide removing step and a mixing step.

Способ удаления сероводорода настоящего изобретения может применяться, например, в качестве способа очистки углеводорода (способа получения очищенного углеводорода). В частности, способ удаления сероводорода подходит в качестве способа получения СПГ.The method for removing hydrogen sulfide of the present invention can be used, for example, as a method for purifying a hydrocarbon (a method for producing a purified hydrocarbon). In particular, the method for removing hydrogen sulfide is suitable as a method for producing LNG.

[0012] (Первый вариант осуществления)[0012] (First embodiment)

Далее в этом документе установка для удаления сероводорода в соответствии с первым вариантом осуществления настоящего изобретения и способ удаления сероводорода, использующий эту установку, будут описаны подробно со ссылкой на чертежи.Hereinafter, an apparatus for removing hydrogen sulfide according to a first embodiment of the present invention and a method for removing hydrogen sulfide using the apparatus will be described in detail with reference to the drawings.

Установка для удаления сероводорода настоящего изобретения представляет собой установку для удаления сероводорода из первого сырья, которое содержит углеводород и сероводород, и извлечения очищенного углеводорода в качестве целевого газа.The apparatus for removing hydrogen sulfide of the present invention is an apparatus for removing hydrogen sulfide from a first feed which contains hydrocarbon and hydrogen sulfide, and recovering a purified hydrocarbon as a target gas.

Кроме того, для облегчения понимания признаков, в целях удобства, на чертежах, используемых в последующем описании, могут быть показаны увеличенные характерные части, и соотношения размеров или тому подобное компонентов могут не быть такими же, как в действительности.In addition, for ease of understanding the features, for convenience, the drawings used in the following description may show enlarged representative portions, and aspect ratios or the like of the components may not be the same as in reality.

[0013] (Установка для удаления сероводорода)[0013] (Installation for the removal of hydrogen sulfide)

На фиг.1 представлена блок–схема, показывающая конфигурацию установки для удаления сероводорода в соответствии с первым вариантом осуществления настоящего изобретения. Как показано на фиг.1, установка 1 для удаления сероводорода обычно включает в себя сепаратор 12, первое разделительное устройство 20, устройство 30 удаления сероводорода, смесительное устройство 40, источник 50 подачи абсорбента, резервуар 60 для СПГ (сжиженного нефтяного газа) и трубопроводы L1 – L8.Fig. 1 is a block diagram showing the configuration of a hydrogen sulfide removing apparatus according to a first embodiment of the present invention. As shown in FIG. 1, the hydrogen sulfide removal apparatus 1 typically includes a separator 12, a first separation device 20, a hydrogen sulfide removal device 30, a mixing device 40, an absorbent supply 50, an LNG (liquefied petroleum gas) tank 60, and pipelines L1 - L8.

[0014] Сепаратор 12 обеспечен ниже по потоку от источника 10 подачи сырья, и источник 10 подачи сырья и сепаратор 12 соединены трубопроводом L1.[0014] A separator 12 is provided downstream of the feedstock supply 10, and the feedstock supply 10 and the separator 12 are connected by a conduit L1.

Первое разделительное устройство 20 обеспечено ниже по потоку от сепаратора 12, и сепаратор 12 и первое разделительное устройство 20 соединены трубопроводом L1.The first separation device 20 is provided downstream of the separator 12, and the separator 12 and the first separation device 20 are connected by a line L1.

Устройство 30 удаления сероводорода и смесительное устройство 40 обеспечены ниже по потоку от первого разделительного устройства 20. Первое разделительное устройство 20 и устройство 30 удаления сероводорода соединены трубопроводом L2. Первое разделительное устройство 20 и смесительное устройство 40 соединены трубопроводом L3. Компрессор 90 обеспечен в трубопроводе L3. Трубопровод L5 присоединен к устройству 30 удаления сероводорода. Смесительное устройство 40 обеспечено ниже по потоку от устройства 30 удаления сероводорода, и устройство 30 удаления сероводорода и смесительное устройство 40 соединены трубопроводом L4. Соединение 101 и насос 71 обеспечены в трубопроводе L4.The hydrogen sulfide removal device 30 and the mixing device 40 are provided downstream of the first separation device 20. The first separation device 20 and the hydrogen sulfide removal device 30 are connected by a conduit L2. The first separation device 20 and the mixing device 40 are connected by a line L3. Compressor 90 is provided in line L3. L5 is connected to a hydrogen sulfide removal device 30. A mixing device 40 is provided downstream of the hydrogen sulfide removing device 30, and the hydrogen sulfide removing device 30 and the mixing device 40 are connected by a conduit L4. Connection 101 and pump 71 are provided in line L4.

Резервуар 60 для СНГ обеспечен ниже по потоку от смесительного устройства 40, и смесительное устройство 40 и резервуар 60 для СНГ соединены трубопроводом L8. Трубопровод L6 ответвляется от соединения 101 и соединяется с устройством 80 ввода, обеспеченным в устройстве 30 удаления сероводорода. Насос 70 и соединение 102 обеспечены в трубопроводе L6. Трубопровод L7 ответвляется от соединения 102 и соединяется с источником 50 подачи абсорбента.A LPG tank 60 is provided downstream of the mixing device 40, and the mixing device 40 and the LPG tank 60 are connected by a line L8. The conduit L6 branches off from connection 101 and is connected to an input device 80 provided in the hydrogen sulfide removing device 30. Pump 70 and connection 102 are provided in line L6. Line L7 branches off from connection 102 and connects to absorbent supply 50.

[0015] (Источник подачи сырья)[0015] (Raw Material Supply Source)

Источник 10 подачи сырья представляет собой источник подачи, который подает первое сырье, которое содержит углеводород и сероводород, в установку 1 для удаления сероводорода.The feed source 10 is a feed source that supplies the first feed, which contains hydrocarbon and hydrogen sulfide, to the hydrogen sulfide removal unit 1.

Первое сырье может содержать углеводород и сероводород, и может включать, например, добытый природный газ, сжиженный нефтяной газ, полученный при переработке нефти, попутный газ нефтяных месторождений, добываемый вместе с добычей нефти, метан угольных пластов (CBM), который может быть собран из угольного пласта, коксовый газ, полученный при сухой перегонке угля в коксовой печи, или тому подобное. Первое сырье может содержать газ, такой как диоксид углерода, азот, гелий, или тому подобное, в дополнение к углеводороду и сероводороду.The first feedstock may contain hydrocarbon and hydrogen sulphide, and may include, for example, produced natural gas, liquefied petroleum gas obtained from petroleum refining, associated petroleum gas produced with oil production, coalbed methane (CBM), which may be collected from coal seam, coke oven gas obtained from dry distillation of coal in a coke oven, or the like. The first feedstock may contain gas such as carbon dioxide, nitrogen, helium, or the like, in addition to hydrocarbon and hydrogen sulfide.

Первое сырье может быть газом или жидкостью, может быть смесью газа и жидкости или же может быть смесью газа, жидкости и твердого вещества.The first feedstock can be gas or liquid, it can be a mixture of gas and liquid, or it can be a mixture of gas, liquid and solid.

[0016] Источник 10 подачи сырья только должен иметь возможность подавать первое сырье, и может включать наземное оборудование нефтегазового месторождения, трубопровод, соединенный с оборудованием, резервуар, в котором может временно храниться первое сырье, транспортное средство с погруженным резервуаром, которое является подвижным, или тому подобное. Кроме того, источник 10 подачи сырья может также применяться к установке СПГ, биогазовой установке или тому подобному.[0016] The feed source 10 only needs to be able to supply the first feed, and may include an onshore oil and gas field equipment, a pipeline connected to the equipment, a tank that can temporarily store the first feed, a submerged tank vehicle that is mobile, or the like. In addition, the feed source 10 can also be applied to an LNG plant, a biogas plant, or the like.

[0017] Трубопровод L1 может включать трубу или тому подобное из металла, полимера или тому подобного, но не ограничивается этими трубами или тому подобным. Кроме того, материал трубопровода L1 может быть таким же или отличным от материала другого трубопровода L2 или тому подобного. Здесь и далее типы и материалы трубопроводов в описании совпадают друг с другом.[0017] Pipeline L1 may include a pipe or the like of metal, polymer, or the like, but is not limited to these pipes or the like. In addition, the material of the conduit L1 may be the same or different from the material of the other conduit L2 or the like. Hereinafter, the types and materials of pipelines in the description coincide with each other.

[0018] (Сепаратор)[0018] (Separator)

Сепаратор 12 представляет собой устройство для удаления влаги или масла, содержащихся в первом сырье.Separator 12 is a device for removing moisture or oil contained in the first feed.

Известные устройства для удаления влаги или масла из природного газа, сырой нефти или тому подобного могут использоваться в качестве сепаратора 12. Например, сепаратор 12 может включать в себя устройство для удаления влаги или масла в первом сырье, использующее коалесцер, состоящий из липофильных волокон или тому подобного, или гидрофильные фильтры.Known devices for removing moisture or oil from natural gas, crude oil, or the like may be used as separator 12. For example, separator 12 may include a device for removing moisture or oil in a first feed using a coalescer composed of lipophilic fibers or the like. similar, or hydrophilic filters.

Кроме того, в варианте осуществления углеводород с числом атомов углерода 5 или более удаляется в виде масла сепаратором 12, и углеводород или тому подобное, имеющий углеродное число 4 или менее (метан, этан, пропан или бутан), подается в первое разделительное устройство 20.Further, in an embodiment, a hydrocarbon having a carbon number of 5 or more is removed as oil by a separator 12, and a hydrocarbon or the like having a carbon number of 4 or less (methane, ethane, propane, or butane) is supplied to the first separation device 20.

[0019] (Первое разделительное устройство)[0019] (First separation device)

Первое разделительное устройство 20 представляет собой устройство для отделения высококипящего углеводорода, имеющего температуру кипения, равную или выше чем у пропана, (далее в данном документе называется просто «высококипящий углеводород») от первого сырья. Температура кипения пропана составляет –40°C. Высококипящий углеводород представляет собой пропан или углеводород (алкан), имеющий число атомов углерода 4 или более. В первом разделительном устройстве 20 другой углеводород (алкан), имеющий углеродное число 5 или более, может быть удален из первого сырья. Таким образом, высококипящий углеводород может включать пропан или бутан, или и то и другое.The first separation device 20 is a device for separating a high boiling point hydrocarbon having a boiling point equal to or higher than propane (hereinafter referred to simply as “high boiling point hydrocarbon”) from a first feedstock. The boiling point of propane is –40 ° C. The high boiling point hydrocarbon is propane or a hydrocarbon (alkane) having 4 or more carbon atoms. In the first separation device 20, another hydrocarbon (alkane) having a carbon number of 5 or more can be removed from the first feed. Thus, the high boiling point hydrocarbon can include propane or butane, or both.

Второе сырье, которое содержит высококипящий углеводород, отделяется от первого сырья с помощью первого разделительного устройства 20.The second feed, which contains the high boiling point hydrocarbon, is separated from the first feed by the first separation device 20.

В варианте осуществления второе сырье, содержащее высококипящий углеводород (пропан или бутан), отделяется от первого сырья с помощью первого разделительного устройства 20.In an embodiment, a second feed containing a high boiling point hydrocarbon (propane or butane) is separated from the first feed by a first separation device 20.

[0020] В первом разделительном устройстве 20 используется разделительная мембрана, способная отделять углеводород с использованием разницы в молекулярной массе или размере углеводорода.[0020] The first separation device 20 uses a separation membrane capable of separating a hydrocarbon using a difference in molecular weight or size of the hydrocarbon.

В данном варианте осуществления разделительная мембрана называется проницаемым телом, которое имеет структуру, включающую разницу в проницаемости в соответствии с типом газа, обусловленную мелкими сквозными отверстиями или тому подобным, и имеет газопроницаемость. Устройство разделительной мембраны может включать устройство, выполненное с возможностью регулирования проницаемости, использующее соотношение между размерами сквозного отверстия и молекулы, устройство, использующее среднюю длину свободного пробега, основанную на молекулярной массе газа, или тому подобное. Различные материалы, например, керамика, такая как цеолит или тому подобное, органические соединения, такие как полиимид, целлюлоза, силикон, полимер на основе фтора или тому подобное, присутствуют в зависимости от различных устройств. Форма разделительного устройства, использующего разделительную мембрану, может включать формы, выполненные в виде различных разделительных мембранных модулей, например, цилиндрическую форму, половолоконную форму, плоскопластинчатую форму, цилиндрическую форму, полученную путем намотки мешкообразной разделительной мембраны, или тому подобное. Эти разделительные мембраны могут быть выбраны в соответствии с ценой природного газа, который является первым сырьем, ценой углеводородного газа, такого как метан, который является газом–продуктом, или тому подобное.In this embodiment, the separating membrane is referred to as a permeable body, which has a structure including a difference in permeability according to a type of gas due to fine through holes or the like, and has a gas permeability. The separating membrane device may include a device configured to control permeability using the ratio between the size of the through hole and the molecule, a device using an average mean free path based on the molecular weight of the gas, or the like. Various materials, for example ceramics such as zeolite or the like, organic compounds such as polyimide, cellulose, silicone, fluorine-based polymer or the like, are present depending on different devices. The shape of the separating device using the separating membrane may include shapes formed as various separating membrane modules, for example, a cylindrical shape, a hollow fiber shape, a flat plate shape, a cylindrical shape obtained by winding a bag-like separation membrane, or the like. These separating membranes can be selected according to the price of natural gas, which is the first feed, the price of hydrocarbon gas such as methane, which is a product gas, or the like.

[0021] Первое разделительное устройство 20 не ограничивается разделительным устройством, использующим разделительную мембрану, при условии, что второе сырье может быть отделено от первого сырья, и может использоваться известное устройство для отделения углеводорода. Первое разделительное устройство 20 может включать в себя, например, устройство атмосферной перегонки или тому подобное, такое как шлакоуловитель, уловитель легких фракций (topper), делитель нафты, или тому подобное.[0021] The first separation device 20 is not limited to a separation device using a separation membrane, as long as the second feed can be separated from the first feed and a known hydrocarbon separation apparatus can be used. The first separation device 20 may include, for example, an atmospheric distillation device or the like, such as a slag catcher, a topper, a naphtha splitter, or the like.

[0022] (Устройство удаления сероводорода)[0022] (Hydrogen sulfide removal device)

Устройство 30 удаления сероводорода представляет собой устройство, которое приводит первое сырье в контакт с маслорастворимым абсорбентом сероводорода (далее в данном документе называется просто «абсорбент») и удаляет сероводород.The hydrogen sulfide removal device 30 is a device that brings a first feedstock into contact with an oil-soluble hydrogen sulfide absorbent (hereinafter referred to simply as "absorbent") and removes hydrogen sulfide.

Устройство 30 удаления сероводорода состоит, например, из реактора, такого как абсорбционная колонна, и устройства 80 ввода для подачи абсорбента, обеспеченного внутри абсорбционной колонны.The hydrogen sulfide removing device 30 is composed of, for example, a reactor such as an absorption tower and an inlet 80 for supplying absorbent provided inside the absorption tower.

Устройство 30 удаления сероводорода представляет собой устройство, которое распыляет абсорбент из устройства 80 ввода в абсорбционную колонну и приводит абсорбент в контакт с первым сырьем.The hydrogen sulfide removing device 30 is a device that sprays the absorbent from the injector 80 into the absorption tower and brings the absorbent into contact with the first feed.

Устройство 30 удаления сероводорода не ограничивается устройством для распыления абсорбента и может быть устройством для барботирования первого сырья в жидкости, в результате чего абсорбент собирается на дне абсорбционной колонны, и происходит удаление сероводорода.The hydrogen sulfide removing device 30 is not limited to an absorbent spraying device, and may be a device for bubbling a first feedstock into a liquid, whereby the absorbent collects at the bottom of the absorption tower and hydrogen sulfide is removed.

[0023] Маслорастворимый абсорбент сероводорода может включать диальдегид, имеющий альдегидные группы вблизи обоих концов длинноцепочечного алканового скелета. Диальдегид может включать, например, 1,9–нонандиал, 2–метил–1,8–октандиал или тому подобное, имеющий низкую токсичность, хорошую термостойкость и устойчивость при хранении.[0023] The oil-soluble hydrogen sulfide absorbent may include dialdehyde having aldehyde groups near both ends of the long chain alkane skeleton. Dialdehyde may include, for example, 1,9-nonanedial, 2-methyl-1,8-octanedial, or the like, which has low toxicity, good heat resistance, and storage stability.

Абсорбент предпочтительно находится в жидком состоянии и предпочтительно получен растворением 1,9–нонандиала, 2–метил–1,8–октандиала или тому подобного в 2–10–кратном количестве (в расчете на объем) керосина, нафты, низкомолекулярного полиэтиленгликоля (имеющего молекулярную массу 200–1000) или тому подобного.The absorbent is preferably in a liquid state and is preferably obtained by dissolving 1,9-nonanedial, 2-methyl-1,8-octanedial or the like in a 2-10-fold amount (per volume) of kerosene, naphtha, low molecular weight polyethylene glycol (having a molecular weight 200-1000) or the like.

Керосин представляет собой фракцию, температура вспышки которой равна 40°С или более, и температура перегонки 95% которой равна 300°C или менее. Оценка температуры вспышки проводится на основе JIS (японских промышленных стандартов) K2265. Нафта представляет собой фракцию, температура перегонки 95% которой равна 50°C или более, и температура перегонки 90% которой равна 150°C или менее. К тому же, температура кипения нафты находится в диапазоне 30–150 °C.Kerosene is a fraction with a flash point of 40 ° C or more and a 95% distillation point of 300 ° C or less. Flash point estimates are based on JIS (Japanese Industrial Standards) K2265. Naphtha is a fraction whose 95% distillation temperature is 50 ° C or more and the 90% distillation temperature of which is 150 ° C or less. In addition, the boiling point of naphtha is in the range of 30–150 ° C.

В настоящем описании термин «маслорастворимый» означает, что абсорбент не разделяется на фазы, когда абсорбент смешивается с керосином № 1, определенным в JIS K2203:2009, в диапазоне от 2/8 до 8/2.As used herein, the term “oil-soluble” means that the absorbent is not phase separated when the absorbent is mixed with kerosene No. 1 as defined in JIS K2203: 2009 in the range of 2/8 to 8/2.

[0024] (Смесительное устройство)[0024] (Mixing device)

Смесительное устройство 40 представляет собой устройство для смешивания второго сырья, которое содержит высококипящий углеводород, с отработанным абсорбентом сероводорода (отработанным абсорбентом, имеющим абсорбированный сероводород).The mixing device 40 is a device for mixing a second feedstock, which contains a high boiling hydrocarbon, with a spent hydrogen sulfide absorbent (waste absorbent having absorbed hydrogen sulfide).

Смесительное устройство 40 может включать, например, смесительное устройство периодического типа, смесительное устройство встроенного типа или тому подобное.The mixing device 40 may include, for example, a batch type mixing device, an inline type mixing device, or the like.

[0025] (Источник подачи абсорбента)[0025] (Absorbent Supply Source)

Источник 50 подачи абсорбента представляет собой источник подачи, который подает абсорбент сероводорода в устройство 30 удаления сероводорода.The absorbent supply source 50 is a supply source that supplies the absorbent hydrogen sulfide to the hydrogen sulfide removing device 30.

Источник 50 подачи абсорбента должен только иметь возможность подавать абсорбент и может включать, например, встроенный резервуар, способный временно хранить абсорбент, подвижное транспортное средство с погруженным резервуаром или тому подобное.The absorbent supply source 50 only needs to be capable of supplying absorbent and may include, for example, a built-in reservoir capable of temporarily storing absorbent, a mobile vehicle with a submerged reservoir, or the like.

[0026] (Резервуар для СНГ)[0026] (LPG Tank)

Резервуар 60 для СНГ представляет собой резервуар для временного хранения смеси отработанного абсорбента и второго сырья.The LPG tank 60 is a temporary storage tank for a mixture of spent absorbent and second feedstock.

Резервуар 60 для СНГ только должен иметь возможность временно хранить смесь отработанного абсорбента и второго сырья, и может включать, например, встроенный резервуар, способный временно хранить смесь, подвижное транспортное средство с погруженным резервуаром или тому подобное.The LPG tank 60 only needs to be able to temporarily store the mixture of spent absorbent and second feedstock, and may include, for example, an in-line tank capable of temporarily storing the mixture, a submerged vehicle, or the like.

[0027] (Способ удаления сероводорода)[0027] (Method for Removing Hydrogen Sulfide)

Далее будет описан способ удаления сероводорода для первого сырья, использующий установку 1 для удаления сероводорода.Next, a method for removing hydrogen sulfide for the first feed will be described using the hydrogen sulfide removing unit 1.

Способ варианта осуществления включает в себя этап удаления сероводорода и этап смешивания, и кроме того включает в себя первый этап разделения, включающий отделение высококипящего углеводорода от первого сырья перед этапом удаления сероводорода.The method of the embodiment includes a hydrogen sulfide removal step and a mixing step, and further includes a first separation step including separating a high boiling point hydrocarbon from the first feedstock prior to the hydrogen sulfide removal step.

[0028] Первое сырье, которое содержит углеводород и сероводород, подается из источника 10 подачи сырья в сепаратор 12 по трубопроводу L1.[0028] The first feedstock, which contains hydrocarbon and hydrogen sulphide, is supplied from the feed source 10 to the separator 12 via line L1.

Углеводород в первом сырье содержит метан, этан, высококипящий углеводород, имеющий температуру кипения, равную или выше чем у пропана, такой как пропан, бутан или тому подобное.The hydrocarbon in the first feed contains methane, ethane, a high boiling hydrocarbon having a boiling point equal to or higher than that of propane, such as propane, butane, or the like.

Первое сырье содержит влагу или шлам, в дополнение к углеводороду и сероводороду.The first feed contains moisture or sludge, in addition to hydrocarbon and hydrogen sulfide.

Когда в первом сырье содержится влага или масло, целевой газ высокой чистоты или высококачественный СНГ получить нельзя. По этой причине примеси, такие как влага, масло или тому подобное, в первом сырье предварительно удаляются.When the first feed contains moisture or oil, the target gas of high purity or high quality LPG cannot be obtained. For this reason, impurities such as moisture, oil or the like are previously removed in the first raw material.

Когда влага или масло из первого сырья удалены, целевой газ высокой чистоты или высококачественный СНГ могут быть получены.When moisture or oil is removed from the first feedstock, a high purity target gas or high quality LPG can be obtained.

[0029] Первое сырье, обработанное в сепараторе 12, из которого удалено влага или масло, подается в первое разделительное устройство 20 по трубопроводу L1.[0029] The first feed, processed in the separator 12, from which moisture or oil has been removed, is supplied to the first separation device 20 via line L1.

Второе сырье, которое содержит высококипящий углеводород, отделяется от первого сырья с помощью первого разделительного устройства 20 (первый процесс разделения).The second feed, which contains the high boiling point hydrocarbon, is separated from the first feed by the first separation device 20 (first separation process).

В варианте осуществления высококипящий углеводород, который представляет собой пропан или бутан, отделяется в виде газа при комнатной температуре.In an embodiment, a high boiling hydrocarbon, which is propane or butane, is separated off as a gas at room temperature.

В данном описании комнатная температура представляет собой 1–30 °C.In this description, room temperature is 1–30 ° C.

[0030] Первое сырье, обработанное в первом разделительном устройстве 20, подается в устройство 30 удаления сероводорода по трубопроводу L2. Высококипящий углеводород в первом сырье, подаваемом в устройство 30 удаления сероводорода, уже удален. Следовательно, углеводород (алкан), включенный в первое сырье, подаваемое в устройство 30 удаления сероводорода, представляет собой метан и этан.[0030] The first raw material treated in the first separation device 20 is supplied to the hydrogen sulfide removal device 30 via line L2. The high boiling point hydrocarbon in the first feed to the hydrogen sulfide removal device 30 has already been removed. Therefore, the hydrocarbon (alkane) included in the first feed to the hydrogen sulfide removing device 30 is methane and ethane.

Отделенное второе сырье подается в смесительное устройство 40 по трубопроводу L3.The separated second feed is fed to mixing device 40 via line L3.

В варианте осуществления, поскольку высококипящий углеводород отделяется в виде газа при комнатной температуре, высококипящий углеводород сжимается компрессором 90, проходит по трубопроводу L3 в виде жидкости (СНГ) при комнатной температуре и подается в смесительное устройство 40.In an embodiment, since the high boiling point hydrocarbon is separated as a gas at room temperature, the high boiling point hydrocarbon is compressed by the compressor 90, passes through the line L3 as a liquid (LPG) at room temperature, and is supplied to the mixing device 40.

[0031] Абсорбент подается в устройство 80 ввода из источника 50 подачи абсорбента через трубопровод L7, соединение 102 и трубопровод L6. Абсорбент, подаваемый в устройство 80 ввода, распыляется в абсорбционной колонне в устройстве 30 удаления сероводорода, и осуществляется операция абсорбции сероводорода (этап удаления сероводорода). Распыленный абсорбент поглощает сероводород, собирается на дне абсорбционной колонны в виде отработанного абсорбента сероводорода (далее в данном документе называется просто «отработанный абсорбент»), частично доводится до более высокого давления от соединения 101 насосом 70 и циркулирует по трубопроводу L6.[0031] The absorbent is supplied to the input device 80 from the absorbent supply 50 through line L7, connection 102 and line L6. The absorbent supplied to the input device 80 is sprayed into an absorption tower in the hydrogen sulfide removing device 30, and the hydrogen sulfide absorption operation (hydrogen sulfide removal step) is performed. The sprayed absorbent absorbs hydrogen sulfide, collects at the bottom of the absorption tower as a spent hydrogen sulfide absorbent (hereinafter referred to simply as "waste absorbent"), is partially pressurized from connection 101 by pump 70 and circulated through line L6.

В устройстве 30 удаления сероводорода, поскольку первое сырье приводится в контакт со смесью абсорбента и отработанного абсорбента, сероводород в первом сырье переносится в абсорбент в смеси.In the hydrogen sulfide removing device 30, since the first feed is brought into contact with the mixture of absorbent and waste absorbent, the hydrogen sulfide in the first feed is transferred to the absorbent in the mixture.

Отработанный абсорбент сероводорода, полученный путем поглощения сероводорода в абсорбенте, доводится до более высокого давления с помощью насоса 71 в трубопроводе L4 и затем подается в смесительное устройство 40 по трубопроводу L4.The spent absorbent of hydrogen sulphide, obtained by absorbing hydrogen sulphide in the absorbent, is brought to a higher pressure by means of a pump 71 in line L4 and then supplied to mixing device 40 via line L4.

[0032] В устройстве 30 удаления сероводорода сероводород удаляется из первого сырья, и первое сырье направляется по трубопроводу L5 в виде целевого газа. При необходимости целевой газ разделяется на инертный газ, такой как азот, гелий или тому подобное, и СПГ, такой как метан, этан или тому подобное, посредством процесса получения СПГ или тому подобного, и доставляется в виде продукта.[0032] In the hydrogen sulfide removing device 30, hydrogen sulfide is removed from the first feed, and the first feed is sent through line L5 as a target gas. If necessary, the target gas is separated into an inert gas such as nitrogen, helium or the like and LNG such as methane, ethane, or the like through an LNG production process or the like, and is delivered as a product.

В процессе удаления сероводорода, температура в устройстве 30 удаления сероводорода находится предпочтительно в диапазоне от –30°С до 150 °C, и более предпочтительно в диапазоне от 0°С до 130°C. К тому же, значение давления в устройстве 30 удаления сероводорода находится предпочтительно в диапазоне от –0,1 MПa до 10 MПa, и более предпочтительно в диапазоне от 0 MПa до 1,0 MПa.In the hydrogen sulfide removal process, the temperature in the hydrogen sulfide removal device 30 is preferably in the range of –30 ° C to 150 ° C, and more preferably in the range of 0 ° C to 130 ° C. In addition, the pressure value in the hydrogen sulfide removing device 30 is preferably in the range of –0.1 MPa to 10 MPa, and more preferably in the range of 0 MPa to 1.0 MPa.

Концентрация сероводорода, содержащегося в целевом газе, составляет предпочтительно 100 ч/млн (по объему) или менее, более предпочтительно 30 ч/млн или менее, еще более предпочтительно 10 ч/млн или менее, и особенно предпочтительно 4 ч/млн или менее. Когда концентрация сероводорода, содержащегося в целевом газе, составляет 100 ч/млн или менее, даже если человек подвергается воздействию целевого газа в результате утечки или тому подобного, влияние на обоняние может подавляться. Влияние на раздражение дыхательных путей, эпидемический конъюнктивит или тому подобное может подавляться, когда концентрация составляет 30 ч/млн или менее, и целевой газ может подаваться в качестве сырьевого газа для газопровода, когда концентрация составляет 4 ч/млн или менее.The concentration of hydrogen sulfide contained in the target gas is preferably 100 ppm (v / v) or less, more preferably 30 ppm or less, even more preferably 10 ppm or less, and particularly preferably 4 ppm or less. When the concentration of hydrogen sulfide contained in the target gas is 100 ppm or less, even if a person is exposed to the target gas by leakage or the like, the effect on the sense of smell can be suppressed. The effect on respiratory tract irritation, epidemic conjunctivitis, or the like can be suppressed when the concentration is 30 ppm or less, and the target gas can be supplied as a gas pipeline feed gas when the concentration is 4 ppm or less.

[0033] В смесительном устройстве 40, второе сырье, подаваемое по трубопроводу L3, и отработанный абсорбент, подаваемый по трубопроводу L4, смешиваются (этап смешивания). Поскольку абсорбент обладает липофильностью, отработанный абсорбент, который абсорбировал сероводород, также обладает липофильностью. По этой причине отработанный абсорбент и высококипящий углеводород во втором сырье имеют совместимость, и отработанный абсорбент и второе сырье могут быть смешаны. В данном случае, поскольку отработанный абсорбент и второе сырье подаются вместе в смесительное устройство 40 в жидком состоянии, их совместимость еще более повышается.[0033] In the mixing device 40, the second feed supplied through the line L3 and the spent absorbent supplied through the line L4 are mixed (mixing step). Since the absorbent is lipophilic, a spent absorbent that has absorbed hydrogen sulfide is also lipophilic. For this reason, the spent absorbent and the high boiling point hydrocarbon in the second feed are compatible, and the spent absorbent and the second feed can be mixed. In this case, since the spent absorbent and the second raw material are supplied together to the mixing device 40 in a liquid state, their compatibility is further enhanced.

Соответственно, в смесительном устройстве 40 второе сырье и отработанный абсорбент предпочтительно смешиваются при условии, что высококипящий углеводород находится под давлением и сжижен. Кроме того, в смесительном устройстве 40 высококипящий углеводород является предпочтительно жидким при комнатной температуре. Смесительное устройство 40 может включать мешалку для более подходящего смешивания второго сырья и отработанного абсорбента.Accordingly, in the mixing device 40, the second feed and the spent absorbent are preferably mixed under the condition that the high boiling point hydrocarbon is pressurized and liquefied. In addition, in the mixing device 40, the high boiling point hydrocarbon is preferably liquid at room temperature. Mixing device 40 may include an agitator for more suitable mixing of the second feedstock and the spent absorbent.

В смесительном устройстве 40 отработанный абсорбент рассматривается как примесь для второго сырья. Следовательно, отработанный абсорбент предпочтительно растворен в количестве 10% масс. или менее относительно 100% масс. второго сырья, и более предпочтительно растворен в количестве 1% масс. или менее относительно 100% масс. второго сырья. В ситуации, когда используется существующее оборудование для СНГ, отработанный абсорбент предпочтительно растворен в количестве 0,1% масс. или менее относительно 100% масс. второго сырья.In the mixing device 40, the spent absorbent is treated as an impurity for the second feed. Therefore, the spent absorbent is preferably dissolved in an amount of 10% of the mass. or less relative to 100% of the mass. the second raw material, and more preferably dissolved in an amount of 1% of the mass. or less relative to 100% of the mass. second raw material. In a situation where existing LPG equipment is used, the spent absorbent is preferably dissolved in an amount of 0.1% by weight. or less relative to 100% of the mass. second raw material.

В случае, когда в качестве растворителя абсорбента используется керосин или нафта, когда растворитель, включенный в отработанный абсорбент, растворяется при 100% масс. или более относительно второго сырья, давление паров второго сырья может быть уменьшено, и конфигурация резервуара 60, компрессора 90, трубопроводов L3 и L8 может быть упрощена.In the case where kerosene or naphtha is used as the solvent for the absorbent, when the solvent included in the spent absorbent dissolves at 100% of the mass. or more with respect to the second feed, the vapor pressure of the second feed can be reduced, and the configuration of the tank 60, compressor 90, lines L3 and L8 can be simplified.

[0034] Смесь отработанного абсорбента и второго сырья, смешанная смесительным устройством 40, подается в резервуар 60 для СНГ по трубопроводу L8.[0034] The mixture of the spent absorbent and the second feed, mixed by the mixing device 40, is fed to the LPG tank 60 via line L8.

Кроме того, в варианте осуществления, поскольку углеводород с числом атомов углерода 5 или более удаляется из первого сырья сепаратором 12, высококипящий углеводород во втором сырье представляет собой пропан, бутан или оба эти вещества. По этой причине смесь отработанного абсорбента и второго сырья, смешиваемая смесительным устройством 40, подается в смесительное устройство 40 в виде СНГ, такого как пропан, бутан или тому подобное, который является основным ингредиентом.In addition, in an embodiment, since a hydrocarbon having 5 carbon atoms or more is removed from the first feed by the separator 12, the high boiling point hydrocarbon in the second feed is propane, butane, or both. For this reason, the mixture of the spent absorbent and the second raw material mixed by the mixing device 40 is supplied to the mixing device 40 in the form of LPG such as propane, butane or the like, which is the main ingredient.

Поскольку отработанный абсорбент, содержащий сероводород, разбавляется большим количеством СНГ, концентрация сероводорода, содержащегося в смеси отработанного абсорбента и второго сырья, может быть уменьшена. Концентрация сероводорода, входящего в состав смеси отработанного абсорбента и второго сырья, составляет предпочтительно 50–100 масс.ч/млн и более предпочтительно 50–70 масс.ч/млн. Когда концентрация сероводорода, содержащегося в смеси отработанного абсорбента и второго сырья, составляет 100 масс.ч/млн или менее, поскольку данная концентрация соответствует стандарту поставки СНГ, смесь может поставляться в качестве продукта СНГ, без прохождения через процесс удаления сероводорода снова. Результаты настоящего изобретения могут быть легко улучшены в условиях, когда концентрация сероводорода, содержащегося в смеси отработанного абсорбента и второго сырья, составляет 50% масс. или более.Since the spent absorbent containing hydrogen sulfide is diluted with a large amount of LPG, the concentration of hydrogen sulfide contained in the mixture of the used absorbent and the second feedstock can be reduced. The concentration of hydrogen sulphide contained in the mixture of the spent absorbent and the second feedstock is preferably 50-100 ppmw and more preferably 50-70 ppmw. When the concentration of hydrogen sulfide contained in the mixture of the spent absorbent and the second raw material is 100 ppmw or less, since this concentration meets the LPG supply standard, the mixture can be supplied as a LPG product without going through the hydrogen sulfide removal process again. The results of the present invention can be easily improved under conditions where the concentration of hydrogen sulfide contained in the mixture of the spent absorbent and the second raw material is 50 wt%. or more.

[0035] Смесь отработанного абсорбента и второго сырья может быть удалена с помощью таких средств, как автоцистерна или тому подобное, после временного хранения смеси в резервуаре 60 для СНГ.[0035] The mixture of the spent absorbent and the second feed may be removed by means such as a tank truck or the like, after temporarily storing the mixture in the LPG tank 60.

Удаленная смесь отработанного абсорбента и второго сырья может быть смешана с сырой нефтью, которая добывается отдельно, и может быть переработана с помощью оборудования для гидрообессеривания, установленного на обычном нефтеперерабатывающем заводе. Сероводород, поглощенный отработанным абсорбентом, может быть отделен оборудованием для гидрообессеривания и может быть получен в виде элементарной серы с помощью устройства для получения серы на отдельной установке.The removed mixture of spent absorbent and second feed can be blended with crude oil, which is produced separately, and processed using hydrodesulfurization equipment installed in a conventional refinery. The hydrogen sulphide absorbed in the spent absorbent can be separated by hydrodesulfurization equipment and can be recovered as elemental sulfur using a sulfur recovery device in a separate plant.

[0036] В варианте осуществления, поскольку концентрация сероводорода, содержащегося в целевом газе, может быть уменьшена, установка для удаления сероводорода варианта осуществления подходит в качестве установки для получения СПГ.[0036] In an embodiment, since the concentration of hydrogen sulfide contained in the target gas can be reduced, the hydrogen sulfide removal unit of the embodiment is suitable as an LNG production unit.

[0037] (Второй вариант осуществления)[0037] (Second embodiment)

Далее будут описаны установка для удаления сероводорода в соответствии со вторым вариантом осуществления настоящего изобретения и способ удаления сероводорода, использующий данную установку. В дальнейшем в этом документе части, отличающиеся от частей указанного выше первого варианта осуществления, будут в основном описаны со ссылкой на фиг.2. На фиг.2 представлена блок–схема, показывающая конфигурацию установки для удаления сероводорода в соответствии со вторым вариантом осуществления настоящего изобретения. Как показано на фиг.2, установка 2 для удаления сероводорода обычно включает в себя сепаратор 12, устройство 14 удаления тяжелых металлов, первое устройство 32 удаления сероводорода, второе устройство 34 удаления сероводорода, источник 52 подачи абсорбента, второе разделительное устройство 22, смесительное устройство 42, резервуар 60 для СНГ, трубопроводы L1’ – L8’, и трубопроводы L9 – L11.Next, an apparatus for removing hydrogen sulfide according to a second embodiment of the present invention and a method for removing hydrogen sulfide using the apparatus will be described. Hereinafter, parts different from those of the above first embodiment will be mainly described with reference to FIG. 2. Fig. 2 is a block diagram showing a configuration of a hydrogen sulfide removing apparatus according to a second embodiment of the present invention. As shown in Fig. 2, the hydrogen sulfide removal apparatus 2 typically includes a separator 12, a heavy metal removal device 14, a first hydrogen sulfide removal device 32, a second hydrogen sulfide removal device 34, an absorbent supply 52, a second separation device 22, a mixing device 42 , LPG tank 60, lines L1 '- L8', and lines L9 - L11.

[0038] Сепаратор 12 обеспечен ниже по потоку от источника 10 подачи сырья, и источник 10 подачи сырья и сепаратор 12 соединены трубопроводом L1’.[0038] A separator 12 is provided downstream of the feedstock supply 10, and the feedstock supply 10 and the separator 12 are connected by a conduit L1 '.

Устройство 14 удаления тяжелых металлов обеспечено ниже по потоку от сепаратора 12, и сепаратор 12 и устройство 14 удаления тяжелых металлов соединены трубопроводом L1’. Первое устройство 32 удаления сероводорода обеспечено ниже по потоку от устройства 14 удаления тяжелых металлов, и устройство 14 удаления тяжелых металлов и первое устройство 32 удаления сероводорода соединены трубопроводом L1’.A heavy metal removal device 14 is provided downstream of the separator 12, and the separator 12 and the heavy metal removal device 14 are connected by a conduit L1 '. A first hydrogen sulfide removal device 32 is provided downstream of the heavy metal removal device 14, and the heavy metal removal device 14 and the first hydrogen sulfide removal device 32 are connected by a line L1 '.

Второе устройство 34 удаления сероводорода и смесительное устройство 42 обеспечены ниже по потоку от первого устройства 32 удаления сероводорода. Первое устройство 32 удаления сероводорода и второе устройство 34 удаления сероводорода соединены трубопроводом L2’. Первое устройство 32 удаления сероводорода и смесительное устройство 42 соединены трубопроводом L3’. Насос 74 обеспечен в трубопроводе L3’.A second hydrogen sulfide removal device 34 and a mixing device 42 are provided downstream of the first hydrogen sulfide removal device 32. The first hydrogen sulfide removal device 32 and the second hydrogen sulfide removal device 34 are connected by a line L2 '. The first hydrogen sulfide removal device 32 and the mixing device 42 are connected by a line L3 '. Pump 74 is provided in the L3 'pipeline.

Второе разделительное устройство 22 обеспечено ниже по потоку от второго устройства 34 удаления сероводорода, и второе устройство 34 удаления сероводорода и второе разделительное устройство 22 соединены трубопроводом L5’. Смесительное устройство 42 обеспечено ниже по потоку от второго разделительного устройства 22, и второе разделительное устройство 22 и смесительное устройство 42 соединены трубопроводом L10. Компрессор 92 обеспечен в трубопроводе L10. Трубопровод L11 присоединен ко второму разделительному устройству 22.A second separation device 22 is provided downstream of the second hydrogen sulfide removal device 34, and the second hydrogen sulfide removal device 34 and the second separation device 22 are connected by a conduit L5 '. A mixing device 42 is provided downstream of the second separation device 22, and the second separation device 22 and the mixing device 42 are connected by a conduit L10. Compressor 92 is provided in line L10. Line L11 is connected to the second separation device 22.

Трубопровод L9 ответвляется от соединения 103, обеспеченного в трубопроводе L3’, и соединен с устройством 82 ввода, обеспеченным в устройстве 32 удаления сероводорода. Насос 72 и соединение 104 обеспечены в трубопроводе L9.The line L9 branches off from a connection 103 provided in the line L3 'and is connected to an input device 82 provided in the hydrogen sulfide removal device 32. Pump 72 and connection 104 are provided in line L9.

Трубопровод L4’ ответвляется от соединения 104 трубопровода L9, и соединен со вторым устройством 34 удаления сероводорода. Соединение 105 обеспечено в трубопроводе L4’.Line L4 'branches off from connection 104 of line L9 and is connected to a second hydrogen sulfide removal device 34. Connection 105 is provided in L4 'pipeline.

Трубопровод L6’ ответвляется от соединения 105 трубопровода L4’, и соединен с устройством 84 ввода, обеспеченном во втором устройстве 34 удаления сероводорода. Насос 73 и соединение 106 обеспечены в трубопроводе L6’.The line L6 'branches off from the connection 105 of the line L4', and is connected to an input device 84 provided in the second hydrogen sulfide removal device 34. Pump 73 and connection 106 are provided in line L6 '.

Трубопровод L7’ ответвляется от соединения 106 трубопровода L6’ и соединен с источником 52 подачи абсорбента.Line L7 'branches off from connection 106 of line L6' and is connected to absorbent supply 52.

Резервуар 60 для СНГ обеспечен ниже по потоку от смесительного устройства 42, и смесительное устройство 42 и резервуар 60 для СНГ соединены трубопроводом L8’.An LPG tank 60 is provided downstream of the mixing device 42, and the mixing device 42 and the LPG tank 60 are connected by a line L8 '.

[0039] (Устройство удаления тяжелых металлов)[0039] (Heavy Metal Removal Device)

Устройство 14 удаления тяжелых металлов представляет собой устройство для удаления компонента тяжелых металлов, такого как пары ртути или тому подобное, из первого сырья.The heavy metal removal device 14 is a device for removing a heavy metal component such as mercury vapor or the like from the first feedstock.

Устройство 14 удаления тяжелых металлов не имеет особых ограничений, и может использоваться известное устройство для удаления тяжелых металлов. Устройство 14 удаления тяжелых металлов может включать в себя, например, устройство для удаления ртути или тому подобное, заполненное адсорбентом, полученным путем переноса сульфида металла на силикагель, оксид алюминия или тому подобное, или заполненное адсорбентом, полученным путем переноса сульфида металла на активированный уголь.The heavy metal removal apparatus 14 is not particularly limited, and a known heavy metal removal apparatus can be used. The heavy metal removal device 14 may include, for example, a mercury removal device or the like filled with an adsorbent obtained by transferring a metal sulfide to silica gel, alumina or the like, or filled with an adsorbent obtained by transferring a metal sulfide to an activated carbon.

[0040] (Первое устройство удаления сероводорода)[0040] (First hydrogen sulfide removal device)

Аналогично устройству 30 удаления сероводорода в соответствии с указанным выше первым вариантом осуществления, первое устройство 32 удаления сероводорода представляет собой устройство для приведения первого сырья в контакт с маслорастворимым абсорбентом сероводорода и удаления сероводорода.Similar to the hydrogen sulfide removing device 30 according to the above first embodiment, the first hydrogen sulfide removing device 32 is a device for contacting the first feedstock with an oil-soluble hydrogen sulfide absorbent and removing hydrogen sulfide.

[0041] (Второе устройство удаления сероводорода)[0041] (Second Hydrogen Sulfide Removal Device)

Аналогично устройству 30 удаления сероводорода в соответствии с указанным выше первым вариантом осуществления, второе устройство 34 удаления сероводорода представляет собой устройство для приведения первого сырья в контакт с маслорастворимым абсорбентом сероводорода и удаления сероводорода.Similar to the hydrogen sulfide removing device 30 according to the above first embodiment, the second hydrogen sulfide removing device 34 is a device for contacting the first feedstock with an oil-soluble hydrogen sulfide absorbent and removing hydrogen sulfide.

[0042] В варианте осуществления первое разделительное устройство 20 в соответствии с указанным выше первым вариантом осуществления не обеспечено выше по потоку от первого устройства 32 удаления сероводорода. В связи с этим, высококипящий углеводород содержится в первом сырье, подаваемом в первое устройство 32 удаления сероводорода. В первом устройстве 32 удаления сероводорода некоторое количество высококипящего углеводорода абсорбируется вместе с сероводородом в абсорбенте. В связи с этим, первое устройство 32 удаления сероводорода функционирует в качестве первого разделительного устройства, которое отделяет высококипящий углеводород из первого сырья. Второе устройство 34 удаления сероводорода также имеет аналогичную функцию.[0042] In an embodiment, the first separation device 20 according to the above first embodiment is not provided upstream of the first hydrogen sulfide removal device 32. In this regard, the high boiling point hydrocarbon is contained in the first feed to the first hydrogen sulfide removing device 32. In the first hydrogen sulfide removal device 32, some of the high boiling point hydrocarbon is absorbed along with the hydrogen sulfide in the absorbent. In this regard, the first hydrogen sulfide removal device 32 functions as a first separation device that separates the high boiling point hydrocarbon from the first feed. The second hydrogen sulfide removal device 34 also has a similar function.

Первое устройство 32 удаления сероводорода и второе устройство 34 удаления сероводорода могут быть одинаковыми или могут отличаться друг от друга.The first hydrogen sulfide removal device 32 and the second hydrogen sulfide removal device 34 may be the same or different from each other.

[0043] (Второе разделительное устройство)[0043] (Second separation device)

Аналогично первому разделительному устройству 20 в соответствии с указанным выше первым вариантом осуществления, второе разделительное устройство 22 представляет собой устройство для отделения высококипящего углеводорода, имеющего температуру кипения, равную или выше чем у пропана, от первого сырья. Второе разделительное устройство 22 может быть таким же или отличным от первого разделительного устройства 20 указанного выше первого варианта осуществления.Similar to the first separation device 20 according to the above-mentioned first embodiment, the second separation device 22 is a device for separating a high boiling point hydrocarbon having a boiling point equal to or higher than that of propane from the first feed. The second separation device 22 may be the same or different from the first separation device 20 of the above first embodiment.

[0044] (Смесительное устройство)[0044] (Mixing device)

Аналогично смесительному устройству 40 в соответствии с указанным выше первым вариантом осуществления, смесительное устройство 42 представляет собой устройство для смешивания второго сырья, которое содержит высококипящий углеводород, с отработанным абсорбентом сероводорода.Similar to the mixing device 40 according to the aforementioned first embodiment, the mixing device 42 is a device for mixing a second feed that contains a high boiling point hydrocarbon with a spent hydrogen sulfide absorbent.

Смесительное устройство 42 может включать, например, смесительное устройство периодического типа, смесительное устройство встроенного типа или тому подобное.The mixing device 42 may include, for example, a batch type mixing device, an inline type mixing device, or the like.

Смесительное устройство 42 может быть таким же или отличным от смесительного устройства 40.Mixing device 42 may be the same or different from mixing device 40.

[0045] Источник 52 подачи абсорбента может быть таким же или может отличаться от источника 50 подачи абсорбента в соответствии с указанным выше первым вариантом осуществления.[0045] The absorbent supply source 52 may be the same or different from the absorbent supply source 50 according to the above first embodiment.

Насосы 72–74 могут быть такими же или могут отличаться от насосов 70–71 в соответствии с указанным выше первым вариантом осуществления.Pumps 72-74 may be the same or different from pumps 70-71 according to the above first embodiment.

Компрессор 92 может быть таким же или может отличаться от компрессора 90 в соответствии с указанным выше первым вариантом осуществления.Compressor 92 may be the same or different from compressor 90 according to the above first embodiment.

[0046] Далее будет описан способ удаления сероводорода для первого сырья, использующий установку 2 для удаления сероводорода.[0046] Next, a hydrogen sulfide removal method for a first feed using a hydrogen sulfide removal unit 2 will be described.

Способ варианта осуществления включает в себя этап удаления сероводорода и этап смешивания, и кроме того включает в себя второй этап разделения, включающий отделение высококипящего углеводорода от первого сырья, обработанного на этапе удаления сероводорода, после этапа удаления сероводорода.The method of the embodiment includes a hydrogen sulfide removal step and a mixing step, and further includes a second separation step comprising separating a high boiling point hydrocarbon from a first feedstock treated in the hydrogen sulfide removal step after the hydrogen sulfide removal step.

[0047] В первом сырье влага или масло удаляются сепаратором 12, и затем тяжелый металл, такой как пары ртути или тому подобное, удаляется устройством 14 удаления тяжелых металлов. Первое сырье, из которого удалены влага или масло и тяжелый металл, подается в первое устройство 32 удаления сероводорода по трубопроводу L1’.[0047] In the first feed, moisture or oil is removed by a separator 12, and then a heavy metal such as mercury vapor or the like is removed by a heavy metal removal device 14. The first feed, from which moisture or oil and heavy metal has been removed, is fed to the first hydrogen sulfide removal device 32 via line L1 '.

Абсорбент подается в устройство 82 ввода из источника 52 подачи абсорбента через трубопровод L7’, соединение 106 и трубопровод L6’. Абсорбент, подаваемый в устройство 82 ввода, распыляется в абсорбционной колонне во втором устройстве 34 удаления сероводорода, и осуществляется операция абсорбции сероводорода (этап удаления сероводорода). Распыленный абсорбент поглощает сероводород и собирается на дне абсорбционной колонны в виде отработанного абсорбента, и некоторое количество абсорбента доводится до более высокого давления от соединения 105 насосом 73 и циркулирует по трубопроводу L6’. Отработанный абсорбент, вытекающий из трубопровода L6’, подается в устройство 82 ввода через трубопровод L4’, соединение 104 и трубопровод L9. Отработанный абсорбент, подаваемый в устройство 82 ввода, распыляется в абсорбционной колонне в первом устройстве 32 удаления сероводорода, и осуществляется операция абсорбции сероводорода. Распыленный отработанный абсорбент далее поглощает сероводород и собирается на дне абсорбционной колонны, и часть отработанного абсорбента доводится до более высокого давления от соединения 103 насосом 72 и циркулирует по трубопроводу L9.Absorbent is supplied to input device 82 from absorbent supply 52 through line L7 ', connection 106 and line L6'. The absorbent supplied to the input device 82 is sprayed into an absorption tower in the second hydrogen sulfide removing device 34, and a hydrogen sulfide absorption operation (hydrogen sulfide removal step) is performed. The sprayed absorbent absorbs hydrogen sulfide and is collected at the bottom of the absorption tower as waste absorbent, and some absorbent is brought up to a higher pressure from connection 105 by pump 73 and circulated through line L6 '. The spent absorbent flowing out of line L6 'is fed to inlet 82 via line L4', connection 104 and line L9. The spent absorbent supplied to the input device 82 is sprayed into an absorption tower in the first hydrogen sulfide removal device 32, and the hydrogen sulfide absorption operation is performed. The sprayed waste absorbent further absorbs hydrogen sulfide and collects at the bottom of the absorption tower, and a portion of the spent absorbent is brought up to a higher pressure from connection 103 by pump 72 and circulated through line L9.

Отработанный абсорбент, который дополнительно адсорбировал сероводород, доводится до более высокого давления с помощью насоса 74 в трубопроводе L3’, и подается в смесительное устройство 42 по трубопроводу L3’ в виде жидкости при комнатной температуре.The spent absorbent, which has additionally adsorbed hydrogen sulphide, is brought to a higher pressure by means of pump 74 in line L3 ', and supplied to mixing device 42 via line L3' as a liquid at room temperature.

[0048] В то же время, первое сырье, из которого была удалена часть сероводорода и высококипящего углеводорода с помощью первого устройства 32 удаления сероводорода, подается во второе устройство 34 удаления сероводорода по трубопроводу L2’.[0048] At the same time, the first feed from which part of the hydrogen sulfide and high boiling hydrocarbon has been removed by the first hydrogen sulfide removal device 32 is supplied to the second hydrogen sulfide removal device 34 through the line L2 '.

Первое сырье, из которого было дополнительно удалено некоторое количество сероводорода и высококипящего углеводорода с помощью второго устройства 34 удаления сероводорода, подается во второе разделительное устройство 22 по трубопроводу L5’.The first feed, from which some additional hydrogen sulfide and high boiling hydrocarbon have been removed by the second hydrogen sulfide removal device 34, is supplied to the second separation device 22 via line L5 '.

Сероводород удаляется из первого сырья, подаваемого во второе разделительное устройство 22 (второй этап разделения). В связи с этим, газ, полученный путем отделения высококипящего углеводорода с использованием второго разделительного устройства 22, может быть отведен наружу по трубопроводу L11 в качестве целевого газа.Hydrogen sulfide is removed from the first feed to the second separation device 22 (second separation step). In this regard, the gas obtained by separating the high boiling point hydrocarbon using the second separating device 22 can be vented to the outside through the line L11 as a target gas.

[0049] В то же время, второе сырье, содержащее высококипящий углеводород, сжимается компрессором 92 и подается в смесительное устройство 42 по трубопроводу L10 в виде жидкости при комнатной температуре.[0049] At the same time, the second feed containing the high boiling point hydrocarbon is compressed by the compressor 92 and supplied to the mixing device 42 via the line L10 as a liquid at room temperature.

Отработанный абсорбент, подаваемый из трубопровода L3’, и второе сырье, подаваемое из трубопровода L10, смешиваются в смесительном устройстве 42 (этап смешивания). Смесь отработанного абсорбента и второго сырья, смешанная в смесительном устройстве 42, подается в резервуар 60 для СНГ по трубопроводу L8’ в виде жидкости, которая содержит сероводород.The spent absorbent supplied from line L3 'and the second feed supplied from line L10 are mixed in a mixing device 42 (mixing step). The mixture of the spent absorbent and the second feed, mixed in the mixing device 42, is fed to the LPG tank 60 via line L8 'as a liquid that contains hydrogen sulfide.

[0050] В варианте осуществления компонент СНГ может быть легко удален из отработанного абсорбента, смешанного с СНГ, путем декомпрессии. Отработанный абсорбент, из которого удален компонент СНГ, рециркулируют по мере необходимости и может использоваться в качестве абсорбента. Сероводород, удаленный в процессе рециркуляции, может быть обработан с помощью традиционного оборудования для переработки сероводорода. В этом случае разбавляющим растворителем для абсорбента предпочтительно является керосин, толуол и тому подобное.[0050] In an embodiment, the LPG component can be easily removed from the spent absorbent mixed with LPG by decompression. The spent absorbent, from which the LPG component has been removed, is recycled as needed and can be used as an absorbent. The hydrogen sulphide removed during the recycling process can be treated with traditional hydrogen sulphide processing equipment. In this case, the dilution solvent for the absorbent is preferably kerosene, toluene and the like.

Этот вариант осуществления эффективен, когда масштаб является очень небольшим, и количество СНГ–компонента небольшое (например, концентрация составляет менее 1 об.%), и обладает хорошей эффективностью в том плане, что крупногабаритное оборудование, такое как шлакоуловитель или тому подобное, не требуется.This embodiment is effective when the scale is very small and the amount of the LPG component is small (for example, the concentration is less than 1 vol%), and has good efficiency in that large equipment such as a slag catcher or the like is not required. ...

Кроме того, поскольку СНГ–компонент может поглощаться абсорбентом и транспортироваться, оборудование может быть упрощено.In addition, since the LPG component can be absorbed by the absorbent and transported, the equipment can be simplified.

[0051] (Третий вариант осуществления)[0051] (Third embodiment)

Далее будут описаны установка для удаления сероводорода в соответствии с третьим вариантом осуществления настоящего изобретения и способ удаления сероводорода, использующий данную установку. В дальнейшем в этом документе части, отличающиеся от частей указанных выше первого и второго вариантов осуществления, будут в основном описаны со ссылкой на фиг.3. На фиг.3 представлена блок–схема, показывающая конфигурацию установки для удаления сероводорода в соответствии с третьим вариантом осуществления настоящего изобретения. Как показано на фиг.3, установка 3 для удаления сероводорода обычно включает в себя источник 54 подачи абсорбента, первое разделительное устройство 24, устройство 36 удаления сероводорода, устройство 14 удаления тяжелых металлов, устройство 16 удаления влаги, второе разделительное устройство 26, смесительное устройство 44 и трубопроводы L12 – L24.Next, an apparatus for removing hydrogen sulfide according to a third embodiment of the present invention and a method for removing hydrogen sulfide using the apparatus will be described. Hereinafter, parts different from those of the above first and second embodiments will be mainly described with reference to FIG. 3. Fig. 3 is a block diagram showing the configuration of a hydrogen sulfide removing apparatus according to a third embodiment of the present invention. As shown in Fig. 3, the hydrogen sulfide removal apparatus 3 typically includes an absorbent supply 54, a first separation device 24, a hydrogen sulfide removal device 36, a heavy metal removal device 14, a moisture removal device 16, a second separation device 26, a mixing device 44 and pipes L12 - L24.

[0052] Первое разделительное устройство 24 обеспечено ниже по потоку от источника 10 подачи сырья, и источник 10 подачи сырья и первое разделительное устройство 24 соединены трубопроводом L12. Устройство 36 удаления сероводорода обеспечено ниже по потоку от первого разделительного устройства 24, и первое разделительное устройство 24 и устройство 36 удаления сероводорода соединены трубопроводом L13. Трубопровод L14 соединен со стороной выпуска второго разделительного устройства 24.[0052] The first separation device 24 is provided downstream of the feedstock supply 10, and the feedstock supply 10 and the first separation device 24 are connected by a conduit L12. A hydrogen sulfide removing device 36 is provided downstream of the first separation device 24, and the first separation device 24 and the hydrogen sulfide removal device 36 are connected by a conduit L13. The line L14 is connected to the outlet side of the second separation device 24.

Трубопровод L15 соединен ниже по потоку от источника 18 подачи сырья, и присоединяется к соединению 109, обеспеченному в трубопроводе L17. Трубопровод L15 присоединяется к трубопроводу L14 в соединении 107, присоединяется к трубопроводу L16 в соединении 108 и присоединяется к трубопроводу L17 в соединении 109.Line L15 is connected downstream of the feed source 18, and connects to a connection 109 provided in line L17. Line L15 connects to line L14 at junction 107, connects to line L16 at junction 108, and connects to line L17 at junction 109.

Трубопровод L16 соединен ниже по потоку от источника 54 подачи абсорбента и присоединяется к трубопроводу L15 в соединении 108.Line L16 is connected downstream of absorbent supply 54 and connects to line L15 at connection 108.

Устройство 14 удаления тяжелых металлов и смесительное устройство 44 обеспечены ниже по потоку от устройства 36 удаления сероводорода. Устройство 36 удаления сероводорода и устройство 14 удаления тяжелых металлов соединены трубопроводом L18. Устройство 36 удаления сероводорода и смесительное устройство 44 соединены трубопроводом L19. Соединение 110 обеспечено в трубопроводе L19. Трубопровод L17 ответвляется от соединения 110 и соединяется с устройством 86 ввода, обеспеченным в устройстве 36 удаления сероводорода. Насос 75 обеспечен в трубопроводе L17.A heavy metal removal device 14 and a mixing device 44 are provided downstream of the hydrogen sulfide removal device 36. The device 36 removing hydrogen sulfide and the device 14 removing heavy metals are connected by a pipeline L18. The hydrogen sulfide removal device 36 and the mixing device 44 are connected by a line L19. Connection 110 is provided in line L19. A conduit L17 branches off from connection 110 and connects to an input device 86 provided in the hydrogen sulfide removing device 36. Pump 75 is provided in line L17.

Устройство 16 удаления влаги обеспечено ниже по потоку от устройства 14 удаления тяжелых металлов, и устройство 14 удаления тяжелых металлов и устройство 16 удаления влаги соединены трубопроводом L18. Второе разделительное устройство 26 обеспечено ниже по потоку от устройства 16 удаления влаги, и устройство 16 удаления влаги и второе разделительное устройство 26 соединены трубопроводом L18. Трубопроводы L20 – L22 присоединены ко второму разделительному устройству 26.A moisture removal device 16 is provided downstream of the heavy metal removal device 14, and the heavy metal removal device 14 and the moisture removal device 16 are connected by a conduit L18. A second separation device 26 is provided downstream of the moisture removal device 16, and the moisture removal device 16 and the second separation device 26 are connected by a conduit L18. Lines L20 - L22 are connected to the second separating device 26.

Смесительное устройство 44 обеспечено ниже по потоку от второго разделительного устройства 26, и второе разделительное устройство 26 и смесительное устройство 44 соединены трубопроводом L23.A mixing device 44 is provided downstream of the second separation device 26, and the second separation device 26 and the mixing device 44 are connected by a conduit L23.

Трубопровод L24 соединен ниже по потоку от смесительного устройства 44.Line L24 is connected downstream of mixer 44.

[0053] (Устройство удаления влаги)[0053] (Moisture Removal Device)

Устройство 16 удаления влаги представляет собой устройство для удаления влаги, такой как водяной пар или тому подобное, из первого сырья.The moisture removing device 16 is a device for removing moisture such as steam or the like from the first raw material.

Известные устройства для удаления влаги из природного газа, сырой нефти или тому подобного могут использоваться в качестве устройства 16 удаления влаги. Устройство 16 удаления влаги может включать, например, устройство для удаления влаги из первого сырья, использующее гидрофильной фильтр.Known devices for removing moisture from natural gas, crude oil or the like can be used as the moisture removing device 16. The moisture removal device 16 may include, for example, a device for removing moisture from the first feedstock using a hydrophilic filter.

[0054] Аналогично первому разделительному устройству 20 в соответствии с указанным выше первым вариантом осуществления, второе разделительное устройство 26 представляет собой устройство для отделения высококипящего углеводорода, имеющего температуру кипения, равную или выше чем у пропана, от первого сырья. Второе разделительное устройство 26 может быть таким же или отличным от первого разделительного устройства 20 в соответствии с указанным выше первым вариантом осуществления.[0054] Similarly to the first separation device 20 according to the above first embodiment, the second separation device 26 is a device for separating a high boiling point hydrocarbon having a boiling point equal to or higher than propane from the first feed. The second separating device 26 may be the same as or different from the first separating device 20 according to the above first embodiment.

[0055] Аналогично устройству 30 удаления сероводорода в соответствии с указанным выше первым вариантом осуществления, устройство 36 удаления сероводорода представляет собой устройство для приведения первого сырья в контакт с маслорастворимым абсорбентом сероводорода и удаления сероводорода.[0055] Similar to the hydrogen sulfide removing device 30 according to the above first embodiment, the hydrogen sulfide removing device 36 is a device for contacting a first feedstock with an oil-soluble hydrogen sulfide absorbent and removing hydrogen sulfide.

Устройство 36 удаления сероводорода может быть таким же или может отличаться от устройства 30 удаления сероводорода в соответствии с указанным выше первым вариантом осуществления.The hydrogen sulfide removing device 36 may be the same or different from the hydrogen sulfide removing device 30 according to the above first embodiment.

[0056] Аналогично смесительному устройству 40 в соответствии с указанным выше первым вариантом осуществления, смесительное устройство 44 представляет собой устройство для смешивания второго сырья, которое содержит высококипящий углеводород, и отработанного абсорбента сероводорода.[0056] Similar to the mixing device 40 according to the above first embodiment, the mixing device 44 is a device for mixing a second feedstock that contains a high boiling point hydrocarbon and a spent hydrogen sulfide absorbent.

Смесительное устройство 44 может включать, например, смесительное устройство периодического типа, смесительное устройство встроенного типа или тому подобное.The mixing device 44 may include, for example, a batch type mixing device, an inline type mixing device, or the like.

Смесительное устройство 44 может быть таким же или отличным от смесительного устройства 40.Mixing device 44 may be the same or different from mixing device 40.

[0057] Источник 18 подачи сырья может быть таким же или может отличаться от источника 10 подачи сырья в соответствии с указанным выше первым вариантом осуществления.[0057] The feed source 18 may be the same or different from the feed source 10 according to the above first embodiment.

Источник 54 подачи абсорбента может быть таким же или может отличаться от источника 50 подачи абсорбента в соответствии с указанным выше первым вариантом осуществления.The absorbent supply 54 may be the same or different from the absorbent supply 50 according to the above first embodiment.

Насос 75 может быть таким же или может отличаться от насосов 70–71 в соответствии с указанным выше первым вариантом осуществления.Pump 75 may be the same or different from pumps 70-71 according to the above first embodiment.

[0058] Далее будет описан способ удаления сероводорода для первого сырья, использующий установку 3 для удаления сероводорода.[0058] Next, a hydrogen sulfide removal method for a first feed using a hydrogen sulfide removal unit 3 will be described.

Вариант осуществления представляет собой вариант осуществления, который подходит, когда высококипящий углеводород в первом сырье содержится в относительно большом количестве.An embodiment is an embodiment that is suitable when the high boiling point hydrocarbon in the first feedstock is contained in a relatively large amount.

Способ варианта осуществления включает в себя первый этап разделения, этап удаления сероводорода и этап смешивания, и кроме того включает в себя этап предварительного смешивания, включающий смешивание высококипящего углеводорода, полученного на первом этапе разделения, и абсорбента сероводорода. Процесс удаления сероводорода отличается тем, что первое сырье и смесь, полученная в результате процесса предварительного смешивания, приводятся в контакт друг с другом.The method of the embodiment includes a first separation step, a hydrogen sulfide removal step, and a mixing step, and further includes a pre-mixing step including mixing the high boiling point hydrocarbon obtained in the first separation step and the hydrogen sulfide absorbent. The hydrogen sulfide removal process is characterized in that the first feedstock and the mixture resulting from the premixing process are brought into contact with each other.

[0059] Первое сырье подается в первое разделительное устройство 24 из источника 10 подачи сырья по трубопроводу L12. Второе сырье, которое содержит высококипящий углеводород, отделяется из первого сырья с помощью первого разделительного устройства 24 (первый этап разделения). Первое разделительное устройство 24 может быть таким же или отличным от указанного выше разделительного устройства. В варианте осуществления первое разделительное устройство 24 также служит в качестве сепаратора и шлакоуловителя. Второе сырье, отделенное первым разделительным устройством 24, представляет собой так называемое конденсатное масло, которое содержит алкан с числом атомов углерода 5–10 в качестве основного ингредиента и содержит алкан с числом атомов углерода 3–4. Конденсатное масло соединяется с нафтой, керосином или тому подобным, подаваемыми из источника 18 подачи сырья по трубопроводу L14, в соединении 107, обеспеченном в трубопроводе L15.[0059] The first feed is supplied to the first separation device 24 from the feed source 10 via line L12. The second feed, which contains the high boiling point hydrocarbon, is separated from the first feed by the first separation device 24 (first separation step). The first separation device 24 may be the same or different from the above separation device. In an embodiment, the first separation device 24 also serves as a separator and slag trap. The second feed, separated by the first separation device 24, is a so-called condensate oil, which contains a 5-10 carbon alkane as the main ingredient and contains a 3-4 carbon alkane. The condensate oil is combined with naphtha, kerosene or the like supplied from the feed source 18 via line L14 at a connection 107 provided in line L15.

[0060] Абсорбент подается в соединение 108 из источника 54 подачи абсорбента по трубопроводу L16 и присоединяется к смеси конденсатного масла и нафты, керосина или тому подобного. Конденсатное масло, нафта, керосин или тому подобное и абсорбент смешиваются в соединении 108 (предварительный этап смешивания), и их смесь подается в соединение 109, обеспеченное в трубопроводе L17, по трубопроводу L15. Смесь в трубопроводе L17 подается в устройство 86 ввода с помощью насоса 75. Смесь абсорбента и высококипящего углеводорода, подаваемая в устройство 86 ввода, распыляется в абсорбционной колонне в устройстве 36 удаления сероводорода, и осуществляется операция абсорбции сероводорода (этап удаления сероводорода). Распыленная смесь абсорбента высококипящего углеводорода собирается на дне абсорбционной колонны в виде отработанного абсорбента, и некоторое количество смеси доводится до более высокого давления от соединения 110 насосом 75 и циркулирует по трубопроводу L17.[0060] The absorbent is supplied to the connection 108 from the absorbent supply 54 via line L16 and is added to the mixture of condensate oil and naphtha, kerosene or the like. Condensate oil, naphtha, kerosene or the like and the absorbent are mixed in connection 108 (pre-mixing step), and the mixture thereof is supplied to connection 109 provided in line L17 via line L15. The mixture in line L17 is supplied to injector 86 by pump 75. The mixture of absorbent and high boiling hydrocarbon supplied to injector 86 is sprayed in an absorption tower in hydrogen sulfide removal device 36, and a hydrogen sulfide absorption operation (hydrogen sulfide removal step) is performed. The atomized high boiling point hydrocarbon absorbent mixture is collected at the bottom of the absorption tower as waste absorbent, and some of the mixture is brought to a higher pressure from connection 110 by pump 75 and circulated through line L17.

[0061] В варианте осуществления устройство 86 ввода вводит смесь конденсатного масла, высококипящего углеводорода, такого как нафта, керосин или тому подобное, и абсорбента в устройство 36 удаления сероводорода. Устройство 86 ввода варианта осуществления отличается от устройства 80 ввода в соответствии с первым вариантом осуществления и устройств 82 и 84 ввода в соответствии со вторым вариантом осуществления тем, что абсорбент, вводимый в устройство 36 удаления сероводорода, уже смешан с высококипящим углеводородом.[0061] In an embodiment, the injector 86 introduces a mixture of condensate oil, a high boiling hydrocarbon such as naphtha, kerosene or the like, and an absorbent into the hydrogen sulfide removal device 36. The input device 86 of the embodiment differs from the input device 80 according to the first embodiment and the input devices 82 and 84 according to the second embodiment in that the absorbent introduced into the hydrogen sulfide removal device 36 is already mixed with the high boiling hydrocarbon.

[0062] Смесь абсорбента, который абсорбировал сероводород, и высококипящего углеводорода подается в смесительное устройство 44 по трубопроводу L19 в виде жидкого отработанного абсорбента.[0062] The mixture of the absorbent that has absorbed the hydrogen sulfide and the high boiling point hydrocarbon is fed to the mixing device 44 via line L19 as a liquid waste absorbent.

В данном варианте осуществления, поскольку отработанный абсорбент транспортируется по трубопроводу L19 в жидком виде при комнатной температуре, компрессор в трубопроводе L19 не нужен.In this embodiment, since the spent absorbent is transported in a liquid form in line L19 at room temperature, a compressor in line L19 is not needed.

[0063] В то же время, первое сырье, из которого удален сероводород, подается во второе разделительное устройство 26 по трубопроводу L18. В первом сырье тяжелый металл, такой как пары ртути или тому подобное, удаляется устройством 14 удаления тяжелых металлов, и затем влага, такая как водяной пар или тому подобное, удаляется устройством 16 удаления влаги. Первое сырье, из которого удалены тяжелый металл и влага, подается во второе разделительное устройство 26 по трубопроводу L18.[0063] At the same time, the first feed from which the hydrogen sulfide has been removed is supplied to the second separation device 26 via line L18. In the first raw material, heavy metal such as mercury vapor or the like is removed by the heavy metal removal device 14, and then moisture such as water vapor or the like is removed by the moisture removal device 16. The first raw material, from which the heavy metal and moisture have been removed, is fed to the second separation device 26 via line L18.

[0064] Во втором разделительном устройстве 26 первое сырье, из которого удалены сероводород, компонент тяжелого металла и влага, разделяется на инертный газовый компонент, такой как диоксид углерода или тому подобное, СПГ–компонент, СНГ–компонент и компонент конденсатного масла. Отделенный инертный газовый компонент отводится наружу по трубопроводу L20, и СПГ–компонент подается в качестве продукта по трубопроводу L21. Отделенный СНГ–компонент доставляется в виде продукта по линии L22, и компонент конденсатного масла подается в смесительное устройство 44 по трубопроводу L23.[0064] In the second separation device 26, the first feed from which hydrogen sulfide, heavy metal component and moisture have been removed is separated into an inert gas component such as carbon dioxide or the like, an LNG component, a LPG component, and a condensate oil component. The separated inert gas component is removed to the outside via line L20 and the LNG component is fed as product via line L21. The separated LPG component is delivered as product via line L22 and the condensate oil component is fed to mixer 44 via line L23.

Отработанный абсорбент и компонент конденсатного масла смешиваются с помощью смесительного устройства 44 (этап смешивания) и подаются на внешнюю нефтеперерабатывающую установку или тому подобное по трубопроводу L24.The spent absorbent and the condensate oil component are mixed by mixing device 44 (mixing step) and supplied to an external refinery or the like via line L24.

[0065] В варианте осуществления, поскольку отработанный абсорбент, который абсорбировал сероводород, является жидкостью даже при комнатной температуре, когда отработанный абсорбент транспортируется, отработанный абсорбент не требует баростойкого сосуда даже при комнатной температуре.[0065] In an embodiment, since the spent absorbent that has absorbed the hydrogen sulfide is liquid even at room temperature when the spent absorbent is transported, the spent absorbent does not require a pressure-resistant vessel even at room temperature.

Кроме того, в варианте осуществления другое сжиженное топливо, такое как жидкое топливо (газ–в–жидкость (GTL)) или тому подобное, может заменить СПГ природного газа.In addition, in an embodiment, another liquefied fuel such as liquid fuel (gas-to-liquid (GTL)) or the like may replace LNG of natural gas.

[0066] В то время как СНГ варианта осуществления содержит сероводород, поскольку второе сырье и отработанный абсорбент смешаны, концентрация сероводорода может быть уменьшена, и СНГ может поставляться в качестве продукта. Кроме того, когда СНГ хранится в баростойком сосуде и транспортируется, небольшое количество сероводорода, выделенного из отработанного абсорбента, можно использовать в качестве одоризатора, и может успешно осуществляться контроль утечки газа при хранении и транспортировке полуфабрикатов.[0066] While the LPG of the embodiment contains hydrogen sulfide, since the second feed and the spent absorbent are mixed, the concentration of hydrogen sulfide can be reduced and the LPG can be supplied as a product. In addition, when LPG is stored in a pressure-resistant vessel and transported, a small amount of hydrogen sulphide recovered from the waste absorbent can be used as an odorizer, and gas leakage control during storage and transportation of semi-finished products can be successfully carried out.

[0067] Как описано выше, в соответствии с установкой для удаления сероводорода настоящего изобретения сероводород может быть эффективно удален из первого сырья. В результате можно получить высококачественный СПГ. В дополнение к этому, в установке для удаления сероводорода настоящего изобретения, поскольку используется маслорастворимый абсорбент сероводорода, отработанный абсорбент, который абсорбировал сероводород, также обладает растворимостью в масле, и СНГ может быть получен путем смешивания отработанного абсорбента с высококипящим углеводородом.[0067] As described above, according to the hydrogen sulfide removal apparatus of the present invention, hydrogen sulfide can be efficiently removed from the first feedstock. The result is high quality LNG. In addition, in the hydrogen sulfide removing apparatus of the present invention, since an oil-soluble hydrogen sulfide absorbent is used, a spent absorbent that has absorbed hydrogen sulfide also has oil solubility, and LPG can be obtained by mixing the spent absorbent with a high boiling point hydrocarbon.

В дополнение к этому, в соответствии с установкой для удаления сероводорода настоящего изобретения, меркаптаны, имеющие S–H (тиольную) связь (в целом называются сероводородом и также называются гидросульфидами) также могут быть удалены, без ограничения сероводородом.In addition, according to the hydrogen sulfide removal apparatus of the present invention, mercaptans having an S – H (thiol) bond (generally referred to as hydrogen sulfide and also referred to as hydrosulfides) can also be removed without being limited to hydrogen sulfide.

[0068] Хотя варианты осуществления настоящего изобретения были описаны выше со ссылкой на прилагаемые чертежи, конкретная конфигурация не ограничивается этими вариантами осуществления, и конструктивные изменения также могут быть сделаны без отклонения от сущности настоящего изобретения. Например, хотя установка 2 для удаления сероводорода имеет два устройства удаления сероводорода, число устройств удаления сероводорода может быть равно трем или может составлять четыре или более. Когда количество устройств удаления сероводорода увеличивается, размер установки увеличивается, однако концентрация сероводорода, содержащегося в первом сырье, может быть дополнительно уменьшена.[0068] Although the embodiments of the present invention have been described above with reference to the accompanying drawings, the specific configuration is not limited to these embodiments, and design changes can also be made without departing from the spirit of the present invention. For example, although the hydrogen sulfide removing apparatus 2 has two hydrogen sulfide removing devices, the number of hydrogen sulfide removing devices may be three, or it may be four or more. As the number of hydrogen sulfide removal devices increases, the size of the plant increases, however, the concentration of hydrogen sulfide contained in the first feed can be further reduced.

Кроме того, хотя случай, в котором СНГ получают в качестве высококипящего углеводорода, был описан в варианте осуществления, СНГ и сырая нефть могут быть смешаны с получением сырой нефти, и сырая нефть может поставляться.In addition, although the case in which LPG is produced as a high boiling hydrocarbon has been described in the embodiment, LPG and crude oil may be mixed to produce crude oil, and crude oil may be supplied.

ПРОМЫШЛЕННАЯ ПРИМЕНИМОСТЬINDUSTRIAL APPLICABILITY

[0069] С помощью установки для удаления сероводорода и способа удаления сероводорода настоящего изобретения сероводород, содержащийся в первом сырье, может быть удален, и очищенный целевой газ может быть получен. Кроме того, СНГ или тому подобное, имеющий высокую добавленную стоимость, может быть получен без выброса большого количества отходов. Кроме того, по сравнению со случаем, в котором сероводород удаляется с помощью способа аминовой абсорбции, процесс рециркуляции не нужен, размеры установки могут быть уменьшены, и сероводород может быть эффективно удален. Кроме того, даже на небольшом нефтегазовом месторождении сероводород в зоне добычи может быть легко удален, и может быть достигнута экономия энергоресурсов.[0069] With the hydrogen sulfide removal apparatus and the hydrogen sulfide removal method of the present invention, the hydrogen sulfide contained in the first feed can be removed and a purified target gas can be obtained. In addition, LPG or the like having a high added value can be obtained without emitting a large amount of waste. In addition, compared with the case in which hydrogen sulfide is removed by the amine absorption method, a recirculation process is unnecessary, the size of the plant can be reduced, and the hydrogen sulfide can be efficiently removed. In addition, even in a small oil and gas field, hydrogen sulfide in the production area can be easily removed and energy savings can be achieved.

ОПИСАНИЕ ССЫЛОЧНЫХ ПОЗИЦИЙDESCRIPTION OF REFERENCE POSITIONS

[0070] 1, 2, 3 – установка для удаления сероводорода[0070] 1, 2, 3 - installation for removing hydrogen sulfide

10, 18 – источник подачи сырья10, 18 - source of raw materials supply

12 – сепаратор12 - separator

14 – устройство удаления тяжелых металлов14 - device for removing heavy metals

16 – устройство удаления влаги16 - moisture removal device

20, 24 – первое разделительное устройство20, 24 - the first separating device

22, 26 – второе разделительное устройство22, 26 - second separating device

30, 32, 34, 36 – устройство удаления сероводорода30, 32, 34, 36 - hydrogen sulfide removal device

40, 42, 44 – смесительное устройство40, 42, 44 - mixing device

50, 52, 54 – источник подачи абсорбента50, 52, 54 - absorbent supply source

60 – резервуар для СНГ60 - LPG tank

70–75 – насос70–75 - pump

80, 82, 84, 86 – устройство ввода80, 82, 84, 86 - input device

90, 92 – компрессор90, 92 - compressor

101–110 – соединение101-110 - connection

L1 – L24, L1’ – L8’ – трубопроводL1 - L24, L1 '- L8' - pipeline

Claims

1. Installation for removing hydrogen sulfide, containing: a device for removing hydrogen sulfide, configured to bring the first raw material, which contains hydrocarbon and hydrogen sulfide, in contact with an oil-soluble absorbent of hydrogen sulfide and remove hydrogen sulfide; a mixing device configured to mix a second feedstock that contains a high boiling hydrocarbon having a boiling point equal to or higher than the boiling point of propane with a spent hydrogen sulfide absorbent resulting from absorption of hydrogen sulfide by the hydrogen sulfide absorbent; and a first separation device configured to separate the high boiling point hydrocarbon from the first feed and provided upstream of the hydrogen sulfide removal device.

2. The plant of claim 1, further comprising a second separation device configured to separate the high boiling point hydrocarbon from the first feedstock treated with the hydrogen sulfide removal device and provided downstream of the hydrogen sulfide removal device.

3. An installation according to claim 1, further comprising an inlet device configured to introduce a mixture of a high-boiling hydrocarbon and a hydrogen sulfide absorbent produced by the first separation device into a hydrogen sulfide removal device.

4. A method for removing hydrogen sulfide, including the stages: removing hydrogen sulfide, including bringing the first raw material, which contains hydrocarbon and hydrogen sulfide, in contact with an oil-soluble absorbent of hydrogen sulfide and removing hydrogen sulfide; mixing, including mixing a second feedstock that contains a high boiling hydrocarbon having a boiling point equal to or higher than the boiling point of propane, with a spent hydrogen sulfide absorbent obtained by absorbing hydrogen sulfide by the hydrogen sulfide absorbent; and a first separation step comprising separating the high boiling point hydrocarbon from the first feed prior to the hydrogen sulfide removal step.

5. The method of claim 4, further comprising a second separation step comprising separating the high boiling point hydrocarbon from the first feedstock treated in the hydrogen sulfide removal process after the hydrogen sulfide removal step.

6. The method of claim 4, further comprising a premixing step comprising mixing the high boiling hydrocarbon obtained in the first separation step and the hydrogen sulfide absorbent, wherein the hydrogen sulfide removal step is performed by bringing the first feed into contact with the mixture obtained in the premixing step.

7. A method according to claim 4 or 6, wherein in the mixing step, the second feed and the spent hydrogen sulfide absorbent are mixed under conditions such that the high boiling hydrocarbon is compressed and liquefied.

8. The method of claim 5, wherein in the mixing step, the second feed and the spent hydrogen sulfide absorbent are mixed under conditions such that the high boiling hydrocarbon is compressed and liquefied.

9. A method according to claim 4 or 6, wherein the high boiling point hydrocarbon is liquid at room temperature.

10. The method of claim 5, wherein the high boiling hydrocarbon is liquid at room temperature.