一种促进天然气中COS、CS2脱除的方法与流程

本发明涉及一种促进天然气等含cos、cs2的气体脱除cos和cs2，降低净化气中总硫含量的方法，属于气体净化处理
技术领域：
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背景技术：
天然气是一种优质、高效、清洁的低碳能源和化工原料，其资源地位日益突出。为了减少co2、粉尘等污染物的排放量，全球天然气的消费量持续平稳增加，中国则处于快速增长。实际上，全球天然气消费量连续三十年保持2%左右的增长率，我国每年的天然气消费量增速也大于8%。可见国内外天然气消费量的持续增加，同时也将加快、加大天然气的开采量。据统计，全球剩余气田中有近40%储量的天然气为含co2和h2s的酸性劣质天然气，部分酸性天然气还含较高含量的cos、cs2。国内外天然气消费量的持续增加，必将推动劣质天然气的开采。在天然气脱除酸气的净化过程中，一般广泛使用醇胺法脱除酸性天然气中的co2和h2s。醇胺法使用的醇胺主要有n-甲基二乙醇胺（mdea）、二乙醇胺（dea）、一乙醇胺（mea）、二异丙醇胺（dipa）等。醇胺对于cos、cs2的脱除原理主要有三种：1)发生水解反应，生成h2s和co2后被醇胺吸收；2)与醇胺直接反应，生成相对稳定的化合物（可再生或不可再生）；3)被醇胺溶液物理溶解。显而易见，通过原理3)物理溶解脱除cos、cs2是普遍适用的，只是脱除程度则需视胺的分子结构与性质、溶液构成和操作条件而定了。事实上，cos在所有的胺溶液中都会发生水解反应，只是水解的速率和程度依赖于胺的结构（影响碱性）、反应温度和接触时间等因素。研究发现，随着碱性的增强、反应温度的升高和接触时间的延长，水解程度能够得到提高。就热力学而言，cos、cs2水解在低温下有很高的平衡常数，然而在低温下水解反应速率很慢，但若有强碱催化则水解速率较快。醇胺溶液都具有一定的碱性，且伯、仲、叔醇胺的碱性依次减弱，在它们的催化作用下，cos、cs2进行水解反应转化成h2s和co2后被醇胺溶液所脱除。另外，考虑到cos、cs2占天然气原料气中比例很低，醇胺法通过上述三种原理脱除cos、cs2的效果受h2s和co2分压的影响，一般在h2s和co2基本脱除的情况下cos、cs2的脱除才会有较高效果。在实际操作中，从经济性考虑是不可能将co2脱尽，因此cos的脱除可能会影响净化气总硫，限制吸收装置处理量的提高，增加净化处理的成本。技术实现要素：本发明旨在解决天然气中cos和cs2的脱除不依赖于h2s和co2的脱除，同时增加常规条件下cos和cs2的脱除程度，解决因cos和cs2脱除程度较低、总硫较高导致的吸收装置负荷不能提升的瓶颈。本发明是针对天然气净化处理中各种醇胺法吸收装置进行，其主要技术方案：促进天然气中cos、cs2脱除的方法，其特征在于原料天然气从吸收塔下部进入，与从吸收塔顶自上而下的贫液逆流接触，原料气中的酸性成分被吸收；原料气从吸收塔底向上经过装填了cos和cs2催化剂的催化水解段时，原料气中的cos、cs2被催化水解成h2s和co2后又被吸收，随后原料气继续向上与吸收液接触，进一步脱除原料气中的h2s和co2，湿净化尾气由吸收塔顶引出，送往净化气分离器分离挟带的雾滴后出净化装置。本发明催化水解段安置在吸收塔中部偏下的位置，利用吸收过程产生的热量促进水解的进行。醇胺法吸收装置吸收脱除h2s和co2时，贫液从吸收塔顶注入，原料天然气从吸收塔底进料，气液逆流接触。醇胺吸收h2s和co2为醇胺与h2s和co2的放热化学反应，根据吸收过程对吸收塔温度的监测可知吸收塔中段偏下位置的溶液温度是吸收塔中温度最高位置，本发明在此位置设置一段高300mm~600mm水解催化段，实际低温cos、cs2水解催化剂高100~400mm，利用醇胺吸收h2s和co2过程的反应热来促进催化剂催化水解气流中的cos和cs2，提高cos和cs2脱除率，从而降低吸收塔顶净化气中cos、cs2的含量，去掉吸收装置因总硫限制不能提高处理负荷的瓶颈。实际操作过程中，对于催化剂具体型号以及装填高度可根据原料气中cos和cs2的浓度和净化气规格即净化气中cos和cs2含量或总硫要求而从市场上选择al2o3或tio2基水解催化剂中水解温度偏低的催化剂。本发明吸收液进入吸收塔的温度不低于35℃。任何同时包含h2s、co2及微量cos、cs2（cos+cs2<500ppmv）、其余为惰性成分的气体都可以使用本发明的吸收液和使用参数进行处理。有益效果：使用本发明提出的技术方案，可以提高原料气中的cos和cs2的脱除程度，降低净化气中的总硫，提升吸收装置负荷。附图说明图1为实施例促进天然气中cos、cs2脱除的方法示意图。图中：01-原料天然气，02-净化天然气，03-净化气分离器，04-吸收塔，05-贫液，06-富液，07-水解催化吸收段。具体实施方式本发明实施例的典型吸收过程如附图1所示，但实际使用中本发明的技术方案并不限于附图1所示工艺流程。原料天然气（01）从吸收塔（04）下部进入，与从吸收塔顶自上而下的吸收液（贫液）逆流接触，原料气中h2s、co2、等酸性成分被吸收。原料气从吸收塔底向上经过水解催化吸收段（7）时，原料气中的cos、cs2被催化水解成h2s和co2后又被吸收，使得原料气中剩余cos、cs2大部分被处理，随后原料气继续向上与吸收液接触，进一步脱除原料气中的h2s和co2，湿净化尾气（02）由吸收塔顶引出，送往净化气分离器（03）分离挟带的雾滴后出净化装置。以下通过实施实例对本发明作进一步说明，但其并不限制本发明的保护范围(实施例中气体百分含量以体积计)。对比例1试验所用天然气的压力为2.5mpa，常温进入试验装置，天然气主要成分的体积分数为h2s2.0%、co25.0%、cos150ppmv、cs250ppmv其余为氮气。以mdea配制质量分数50%的水溶液为吸收液，吸收液进入吸收塔的温度为40℃，贫液中h2s和co2的含量分别为<1g/l和<3g/l。试验时固定溶液循环量，在一定填料高度和气液比下的试验结果如表1所示。实施例1试验原料气及条件与对比例1相同，但是在吸收塔的中下部加入一段150mm高的cos和cs2水解催化剂。试验结果如表1所示。实施例2试验压力为2.5mpa，其余试验原料气及条件与对比例1相同，但是在吸收塔的中下部加入一段150mm高的cos和cs2水解催化剂。试验结果如表1所示。实施例3试验所用天然气的压力为2.5mpa，常温进入试验装置，天然气主要成分的体积分数为h2s2.0%、co25.0%、cos300ppmv、cs2100ppmv其余为氮气，但是在吸收塔的中下部加入一段300mm高的cos和cs2水解催化剂。试验结果如表1所示。表1对比例和实施例的试验结果项目气液比cos脱除率cs2脱除率对比例20043.7%.31.3%实施列120083.8%75.6%实施列223079.2%73.0%实施列320080.5%73.4%表1中的气液比是气体流量和吸收液流量的比值，可用于衡量处理负荷的大小。对于已建成的试验装置或工业装置，吸收液的流量基本固定，可调节的幅度不大。在本发明的研究过程中固定了吸收液的流量，气液比越大表明处理的气体量也越大，即试验装置或工厂装置的处理负荷也越大。从表1所示的试验结果知，本发明提出技术方案与对比例mdea溶液相比，原料气中cos和cs2的脱除率更高。实施例2与对比例相比，即使气液比提高15%即处理负荷提高15%的情况下，原料气中cos和cs2的脱除率依然高出对比例许多。当原料气中cos和cs2的浓度提高后，可以增加水解催化剂的高度获得较好的cos和cs2的脱除率。总体上，本发明的技术方案展现了更好的效果和明显的优势。当前第1页12