Verfahren zur Abreicherung von Schwefelwasserstoff in Erdgas aus der Förderung von Erdöl-Erdgas-Gemischen

[0001] Die Erfindung betrifft ein Verfahren zur Abreicherung von Schwefelwasser- stoff in Erdgas. Bei der Förderung von Erdöl werden zuweilen auch große Mengen Erdgas mitgewonnen, die einen erheblichen Anteil an Schwefelwasserstoff H ₂ S aufweisen können, oft über liegt der H ₂ S-Anteil bei 5 %, teilweise sogar über 20 %, jeweils auf Normvolumina bezogen. Dieses Rohgas ist unter dem in Förderstätten herrschenden hohen Druck im Erdöl gelöst. Während der Förderung, dem anschließenden Transport und der Verarbeitung des Rohöls gast dieses Rohgas aus dem Rohöl aus.

[0002] Problematisch ist der hohe H ₂ S-Anteil des Rohgases vor allem aus Sicherheitsgründen: H ₂ S ist ein hochgiftiges Atemgift für Menschen, Tiere und Pflanzen. Im Falle von Leckagen oder Unfällen könnte angesichts der üblichen großen Fördervolu- mina aus einem Bohrloch sehr schnell eine solch erhebliche Menge des hochgiftigen H ₂ S in die Umgebung gelangen, dass erheblicher Schaden für Personal und Umwelt zu befürchten wäre und außerdem die ölförderung sofort eingestellt werden müsste.

[0003] Das Problem wird noch verschärft, wenn die ölförderung auf einer ölplatt- form stattfindet, und die Möglichkeit einer schnellen Evakuierung im Notfall nicht unter allen Umständen für das gesamte Personal gegeben ist. Ein Abhilfe schaffendes Verfahren sollte daher aufgrund der rauen Bedingungen auf See äußerst robust und im übrigen auch platzsparend sein.

[0004] Weiterhin problematisch ist der Verbleib des H ₂ S, welches zwar nach bekannten Verfahren zu Schwefeldioxid, Schwefel und Schwefelsäure weiterverarbeitet werden könnte, was aber vor Ort hohen Aufwand bedeuten würde, und, wenn die Verarbeitung vor Ort nicht möglich ist, zu Transportproblemen führen würde.

[0005] Die Aufgabe der Erfindung ist es daher, ein sicheres und besonders kompaktes Verfahren zur Verfügung zu stellen, mit dem eine erhebliche Abreicherung von H ₂ S aus Erdgas am Ort der Förderung durchgeführt werden kann, weiterhin sicher und robust in der Ausführung ist und außerdem einen sicheren Verbleib des H ₂ S gewährleistet.

[0006] Die Erfindung löst diese Aufgabe entsprechend dem Hauptanspruch, indem

• das unter hohem Druck stehende, rohe Erdöl-Erdgas-Gemisch zunächst auf einen Druck von 70 bis 130 bar, vorzugsweise 90 bar, entspannt wird,

• das ausgasende Rohgas vom Rohöl getrennt und das Rohgas gekühlt wird, • wobei die bei der Kühlung des Rohgases kondensierende, flüssige Phase abgezogen wird,

• das ausgegaste Rohgas im Anschluss an die Kühlung ohne weitere Maßnahmen der Druckentspannung einer Gaswäsche unterzogen wird, welche einen großen Teil des im Rohgas enthaltenen H ₂ S mittels eines physikalisch wirkenden Lö- sungsmittels absorbiert und das Rohgas auf diese Weise reinigt,

• das beladene Lösungsmittel in mindestens eine Druckentspannungsstufe geleitet wird,

• dem beladenen Lösungsmittel die Wärme, die bei der Kühlung des Rohgases abgeführt wurde, zugeführt wird, • man das gelöste H ₂ S aus dem Lösungsmittel ausgasen lässt,

• das dadurch regenerierte Lösungsmittel kühlt und zur Gaswäsche zurückführt

• das auf 70 bis 130 bar entspannte Rohöl in einer weiteren Stufe auf einen Druck von 20 bis 40 bar, vorzugsweise 30 bar, entspannt und das dabei ausgasende weitere, H ₂ S-reiche Rohgas vom Rohöl trennt, • das auf 20 bis 40 bar entspannte Rohöl auf einen Druck von 2 bis 15 bar, vorzugsweise 10 bar, entspannt, das dabei ausgasende weitere Rohgas vom Rohöl trennt,

• das aus dem Lösungsmittel ausgegaste H ₂ S-haltige Gas auf den Druck des aus dem Rohöl ausgegasten H ₂ S-reichen Rohgas bringt und alle ausgegasten H ₂ S- haltigen Gasströme zusammenführt,

• diesen zusammengeführten H ₂ S-haltigen Gasstrom auf einen Druck oberhalb des Drucks der Erdöllagerstätte bringt und in ein Bohrloch der Erdöllagerstätte führt.

[0007] Auf diese Weise wird ein Großteil des geförderten H ₂ S dazu genutzt, den Förderdruck der Erdöllagerstätte aufrecht zu erhalten, was die mögliche Gesamtausbeute an öl und Gas insgesamt vergrößert. Hierbei ist in Rechnung zu stellen, dass die Rückführung langfristig zu einer Anreicherung des H ₂ S im geförderten Rohgas der Erdöllagerstätte führt.

[0008] Umso wichtiger ist es daher, dass das vorgestellte Verfahren auch die gefahrlose und wirtschaftliche Verarbeitung von sehr hohen H ₂ S-Konzentrationen gewährleistet, indem bei einem Anstieg des H ₂ S-Gehaltes im Rohgas einfach ein ent-

sprechend größerer Anteil der aus dem Rohgas durch Kühlung auskondensierenden flüssigen Phase, die einen Großteil des im Rohgas enthaltenen H ₂ S mit aufnimmt, abgezogen werden kann, was ein Vorteil der Erfindung ist. Für diese flüssige Phase gibt es eine Reihe von alternativen Verwendungsmöglichkeiten, die sich bei einem konti- nuierlichen Anstieg des H ₂ S-Gehaltes auch sowohl abwechseln können als auch additiv eingesetzt werden können.

[0009] In einer ersten Ausgestaltung des erfindungsgemäßen Verfahrens wird daher vorgesehen, dass die nach der Kühlung des Rohgases abgezogene, flüssige Phase mittels einer Pumpe in ein Bohrloch der Erdöllagerstätte eingeleitet wird.

[0010] In einer zweiten Ausgestaltung des erfindungsgemäßen Verfahrens wird die kondensierte flüssige Phase auf den gleichen Druck von 20 bis 40 bar, vorzugsweise 30 bar, entspannt wird, wie das Rohöl, wobei die entstehende Gasphase mit der aus dem Rohöl ausgasenden Gasphase und die verbleibende flüssige Phase mit dem Rohöl zusammengeführt werden. Praktisch kann dies geschehen, indem sowohl das Rohöl als auch die abgezogene flüssige Phase in den gleichen Ausgasbehälter hineinentspannt werden.

[0011] In einer dritten Ausgestaltung des erfindungsgemäßen Verfahrens wird die, bei der Kühlung des aus dem Rohöl ausgegasten Rohgases kondensierende, flüssige Phase einer Drosselung unterworfen, bei der sie vollständig verdampft und sich entsprechend dem Joule-Thomson-Effekt abkühlt, die entstehende Kälte wird zur Kühlung des regenerierten Lösungsmittels eingesetzt, und der H ₂ S-haltige Gasstrom nach Ver- dichtung mit den anderen H ₂ S-haltigen Gasströmen zusammengeführt.

[0012] Die auskondensierende flüssige Phase kann, bevor mit ihr wie vorstehend beschieben verfahren wird, zuvor einer Behandlung zur H ₂ S-Anreicherung unterzogen werden. In einer weiteren Ausgestaltung des erfindungsgemäßen Verfahrens wird da- her vorgesehen, dass die nach der Kühlung des Rohgases abgezogene, flüssige Phase mittels einer Pumpe geringfügig im Druck erhöht wird, diese flüssige Phase dann einem Vorwärmer zugeführt wird, der sie auf ca. 70 ⁰ C aufwärmt, wobei ein 2- Phasen-System entsteht und vorwiegend leichtflüchtige Kohlenwasserstoffe als Gasphase freigesetzt werden, diese Gasphase vor dem Rohgaskühler wieder ins Rohgas zurückgeführt wird und die verbleibende flüssige Phase entsprechend im H ₂ S-Gehalt angereichert ist.

[0013] Die geringfügige Druckanhebung muss dabei nur so groß sein, dass sie die auftretenden Druckverluste ausgleicht, so dass die entstehende Gasphase vor den Rohgaskühler zurückgeführt werden kann. Weiterhin kann es sinnvoll sein, wenn die verbleibende, flüssige Phase abgekühlt wird, wobei sie ihre Wärme wenigstens zum Teil als inneren Wärmetausch an die nach der Kühlung des Rohgases abgezogene Phase abgibt. Dies gilt insbesondere dann, wenn die flüssige Phase anschließend zur Kälteerzeugung eingesetzt werden soll.

[0014] Zur verbesserten Regeneration des Lösungsmittels kann man eine Zusatz- regeneration vorsehen, welche mit Druckabsenkungen arbeitet, wie sie die EP 0 920 901 B1 vorsieht. In einer weiteren Ausgestaltung des erfindungsgemäßen Verfahrens wird die letzte Lösungsmittel-Druckentspannungsstufe als Niederdruck- Strippkolonne ausgeführt und betrieben und gereinigtes Erdgas als Strippgas eingesetzt.

[0015] Es ist bei Verwendung eines physikalischen Lösungsmittels nicht vermeidbar, dass auch höhere Kohlenwasserstoffe teilweise mitabsorbiert werden. Diese mitabgeschiedenen Wertkomponenten werden erfindungsgemäß zusammen mit H ₂ S zunächst in die Erdöllagerstätte zurückgeführt. Sobald die Anreicherung des H ₂ S in der Erdöllagerstätte zu erhöhter H ₂ S-Konzentration in der H ₂ S-Wäsche führt, findet aber eine absorptive Verdrängung durch das gegenüber Kohlenwasserstoffen besser absorbierbare H ₂ S statt und die höheren Kohlenwasserstoffe gelangen zu einem immer größeren Anteil in das vorgereinigte Erdgas. Sie sind also langfristig nicht verloren, sondern ihre Ausbeutung erfolgt tendenziell nur zu einem späteren Zeitpunkt.

[0016] In einer weiteren Ausgestaltung des erfindungsgemäßen Verfahrens wird als Lösungsmittel eine Mischung aus N-Formylmorpholin (NFM) und N-Acetylmorpholin (NAM), wie sie auch in der EP 0 920 901 B1 beschrieben wird, verwendet. Das Sauer- gaswaschverfahren kann in ähnlicher Weise, wie dort beschrieben, eingesetzt werden, wobei aber keine hohen Anforderungen an die Reinheit des Produktgases und damit die Regeneration des Lösungsmittels gestellt werden müssen. Ein passender Einsatzort ist beispielsweise eine ölbohrinsel.

[0017] Ein Waschverfahren mit einem physikalischen Lösungsmittel hat gegen- über anderen Methoden den Vorteil, dass es mit einem sehr geringen Waschmittelumlauf auskommt und sehr kompakt gebaut werden kann. Empfindliche Teile wie dünne Membranen oder dergleichen werden nicht verwendet. Durch den Einsatz von Druck-

absenkungen zur Regeneration des Lösungsmittels wird keine externe Regenerationsenergie, wie etwa Dampf, benötigt, was zu einer noch kompakteren Bauweise führt und ein Vorteil der Erfindung ist.

[0018] Die Erfindung wird im Folgenden an einem Ausführungsbeispiel näher erläutert. Fig. 1 zeigt dabei ein Blockfließbild des auf einer ölbohrinsel installierten Verfahrens, wobei die gezeigten Ventile für Vorrichtungen zur Druckabsenkungen stehen, die aber auch als rückwärts laufende Pumpen und Kompressoren (Expander) ausgeführt sein können.

[0019] Das mit ca. 800 bar aus der Erdöllagerstätte geförderte, warme Rohöl- Rohgas-Gemisch 1 wird auf 95 bar in den Hochdruckabscheider 2 entspannt, wo sich unter Abkühlung 2 Phasen ausbilden, eine flüssige Rohölphase und eine gasförmige Rohgasphase. Im Hochdruckabscheider 2 werden diese beiden Phasen voneinander getrennt. Die Gasphase wird als Rohgas 3 im Rohgaskühler 4, der auch mehrstufig ausgeführt sein kann, auf ca. 10 °C abgekühlt. Hierbei kondensiert eine flüssige Phase 5 aus. Das gekühlte Rohgas 6 wird anschließend im Wäscher 7 mit dem Waschmittel 8 gewaschen, wobei der größte Teil des im Rohgas vorhandenen H ₂ S im Waschmittel absorbiert wird. Das vorgereinigte Erdgas 9 verlässt den Wäscher 7 und wird über Pipeline zu einer externen Erdgas-Aufbereitungsstation gefördert, wo ein spezifikationsgerechtes Erdgas hergestellt wird.

[0020] Das mit H ₂ S beladene, gesättigte Waschmittel 10 wird mehrstufig entspannt, hierbei im Aufheizer 11, der mit dem Kühler 4 verbunden ist, erwärmt, wodurch sich die Löslichkeit des H ₂ S verringert, worauf H ₂ S aus dem erwärmten Waschmittel 12 in der Niederdruckstrippkolonne 13 mittels zumindest teilgereinigtem Erdgas 14, welches z.B. aus dem vorgereinigten Erdgas 9 abgezogen werden kann, bei Umgebungsdruck in vorteilhafter Weise besonders weitgehend ausgestrippt wird. Das abgerei- cherte Waschmittel 15 wird im Waschmittelkühler 16 auf Einsatztemperatur abgekühlt und in den Wäscher 7 zurückgeführt.

[0021] Das aus dem Hochdruckabscheider 2 gewonnene Hochdruck-Rohöl 17 wird in den Mitteldruckabscheider 18 auf 30 bar entspannt, wobei weitere gelöste Gasbestandteile aus dem Rohöl ausgasen und als Mitteldruck-Rohgas 19 abgeführt wer- den.

[0022] Das dem Mitteldruckabscheider 18 entnommene Mitteldruck-Rohöl 20 wird in den Niederdruck-Abscheider 21 weiter auf 9 bar entspannt, wobei wieder weitere gelöste Gasbestandteile aus dem Rohöl ausgasen und als Niederdruck-Rohgas 22 abgeführt werden. Das Niederdruck-Rohöl 23 aus dem Niederdruckabscheider 21 wird über Pipeline oder per Schiff zu einer externen Raffinerie gefördert, wo eine weitere Aufarbeitung erfolgt.

[0023] Das die Niederdruckstrippkolonne 13 verlassende Abgas 24 wird im Abgasverdichter 25 auf den Druck des Niederdruck-Rohgases verdichtet und mit dem Niederdruck-Rohgas 22 zusammengeführt. Sofern - hier nicht gezeigt - weitere H ₂ S- haltige Gasströme anfallen, etwa hinter den Druckentspannungen, denen das gesättigte Waschmittel unterworfen wird, oder das entspannte und verdampfte Kondensat 5, können diese Ströme ebenfalls hier, oder vor dem Abgasverdichter 24, wenn deren Druck sonst nicht ausreicht, eingebunden werden.

[0024] Das Niederdruck-Sauergas 26 wird im Niederdruck-Kompressor 27 auf das Druckniveau des Mitteldruckabscheiders 18 gebracht und nach Kühlung im Mitteldruckkühler 28 mit dem Mitteldruck-Rohgas 19 zusammengeführt. Das zusammengeführte Mitteldruck-Sauergas 29 wird danach im Hochdruckkompressor 30 auf Lager- Stättendruck verdichtet und in die Erdöllagerstätte 31 geleitet.

[0025] Die im Rohgaskühler 4 auf ca. 10 ⁰ C abgekühlte, kondensierte, flüssige Phase 5 wird in 2 Teilströme aufgeteilt. Der eine Teilstrom 32 wird zur Erdöllagerstätte 33 geleitet, wobei auf die Darstellung der Pumpen verzichtet wurde. Der andere Teilstrom 34 wird in seinem Druck mittels der Förderpumpe 35 leicht erhöht und im Aufheizer 36 auf 70 ⁰ C erwärmt.

[0026] In der Phasentrennung 37 werden die ausgasende Gasphase und die verbleibende Flüssigphase voneinander getrennt. Die Flüssigphase 38 wird auf den Druck des Mitteldruckabscheiders 18 entspannt und in den Mitteldruckabscheider 18 geführt. Die Gasphase 39 wird dem Rohgas 3 beigemischt.

[0027] Vom ursprünglichen H ₂ S-Gehalt des Rohöl-Rohgas-Gemisches 1 verbleiben auf diese Weise ca. 83 % in der Erdöllagerstätte 31 , ca. 10 % im vorgereinigten Rohgas 8 und ca. 7 % im Rohöl, was zu einer erheblichen Senkung des Umwelt- und Havarie-Risikos führt.

Bezugszeichenliste

Rohöl-Rohgas-Gemisch

Hochdruckabscheider

Rohgas

Rohgaskühler

Kondensat gekühltes Rohgas

Wäscher

Waschmittel vorgereinigtes Erdgas gesättigtes Waschmittel

Aufheizer erwärmtes Waschmittel

Niederdruck-Strippkolonne

Strippgas abgereicherte Waschmittel

Waschmittelkühler

Hochdruck-Rohöl

Mitteldruckabscheider

Mitteldruck-Rohgas

Mitteldruck-Rohöl

Niederdruck-Abscheider

Niederdruck-Rohgas

Niederdruck-Rohöl

H ₂ S-Abgas

Abgasverdichter

Niederdruck-Sauergas

Niederdruck-Kompressor

Niederdruckkühler

Mitteldruckgas

Hochdruckkompressor

Erdöllagerstätte

Teilstrom

Erdöllagerstätte

Teilstrom

Förderpumpe

Aufheizer Phasentrennung Flüssigphase Gasphase