BR112016020166B1

BR112016020166B1 - Método para separação de sulfeto de hidrogênio e amônia

Info

Publication number: BR112016020166B1
Application number: BR112016020166-3A
Authority: BR
Inventors: Martin Taylor; Charles Kimtantas
Original assignee: Bechtel Energy Technologies & Solutions, Inc
Priority date: 2014-03-05
Filing date: 2015-03-05
Publication date: 2022-11-01
Also published as: ZA201606069B; EP3113862A1; CA2941410C; KR20160127819A; US20180296944A1; ES2881483T8; BR112016020166A2; AU2015227041A1; ES2881483T3; US10022650B2; CA2941410A1; KR101954391B1; CN106457137A; US20170072338A1; PL3113862T3; MY174660A; JP2017510454A; EA201691564A1; WO2015134774A1; MX2016011397A

Abstract

SISTEMA E MÉTODO PARA SEPARAÇÃO DE SULFETO DE HIDROGÊNIO E AMÔNIA Sistemas e métodos para separação intensificada do H2S e NH3 são providos. Especificamente, a presente invenção inclui um método para separação do sulfeto de hidrogênio e amônia, o qual compreende: i) introduzir uma mistura de fluidos do sulfeto de hidrogênio e a amônia em um removedor de sulfeto de hidrogênio; ii) introduzir um gás de remoção no removedor de sulfeto de hidrogênio, em que o gás de remoção compreende pelo menos um de um dióxido de carbono e um gás inerte; e iii) separar a maior parte do sulfeto de hidrogênio e amônia na mistura de fluidos usando o gás de remoção no removedor de sulfeto de hidrogênio, que forma uma corrente de produtos de topo do removedor de sulfeto de hidrogênio e uma corrente de produtos de fundo de sulfeto de hidrogênio.

Description

REFERÊNCIA CRUZADA PARA PEDIDOS RELACIONADOS

[001] A prioridade do Pedido de Patente Provisório U.S. No. 61/948.118 depositado em 5 de março de 2014 é reivindicada aqui e o relatório do mesmo é incorporado aqui por referência.

PESQUISA PATROCINADA PELO GOVERNO FEDERAL COM RELAÇÃO AO RELATÓRIO

[002] Não aplicável.

CAMPO DA INVENÇÃO

[003] A presente invenção se refere geralmente a sistemas e métodos para separação intensificada de sulfeto de hidrogênio (H2S) e amônia (NH3) em um removedor de H2S. Mais particularmente, a presente invenção se refere à separação intensificada de H2S e NH3 em um removedor de H2S usando dióxido de carbono e/ou um gás inerte.

FUNDAMENTOS DA INVENÇÃO

[004] A tecnologia convencional recupera separadamente H2S e NH3 de água ácida usando um removedor de H2S e um removedor de NH3, que é algumas vezes é referida como processo de remoção com água ácida em duas colunas. Este processo produz gás ácido (H2S) com menos do que 50 ppmw de NH3 e um produto NH3 líquido ou gasoso de alta pureza. A água separada é de excelente qualidade, tornando a mesma apropriada para reuso como água de resfriamento brusco do tambor de coque, água do dessalinizador da unidade de produtos brutos, e água de injeção da unidade de hidroprocessamento ou ela pode ser enviada para tratamento do efluente para descarga.

[005] Um processo de remoção de água ácida em duas colunas inclui tipicamente quatro estágios principais de processamento: 1) desgaseificação e preparação da alimentação; 2) remoção de H2S; 3) remoção de NH3; e 4) liquefação e purificação de NH3. Com referência agora as FIGS. 1A e 1B, um diagrama esquemático de um sistema convencional de remoção de água ácida em duas colunas ilustra os quatro estágios de processamento. As temperaturas e pressões seguintes são exemplares e apenas para propósitos de ilustração.

Desgaseificação e preparação da alimentação:

[006] Alimentações de água ácida 102 de uma única, ou várias fontes são combinadas com uma corrente de reciclo 104 do removedor de NH3 106, que são resfriadas e passadas através de um desgaseificador 108 onde hidrogênio dissolvido (H2), metano (CH4) e outros hidrocarbonetos leves são removidos como uma corrente de vapor de hidrocarbonetos 105. As alimentações de água ácida 102 incluem NH3 e H2S dissolvidos. A corrente de reciclo 104 inclui NH3 rico, que ajuda a manter os gases ácidos em solução no desgaseificador 108, minimizando assim a liberação de gás ácido e possível poluição do ar. A corrente de água ácida desgaseificada 109 é enviada para um separador de petróleo 103, que remove óleo livre da corrente de água ácida desgaseificada 109 para produzir uma corrente de água ácida desgaseificada/com petróleo eliminado 107. A corrente de água ácida desgaseificada/com petróleo eliminado 107 é bombeada para um tanque de preparação de alimentação 110, que serve para atenuar a taxa de fluxo e mudanças da composição enquanto provendo também a oportunidade de remover sólidos e petróleo arrastados. O tanque de preparação de alimentação 110 produz uma corrente de água ácida processada 111, que é bombeada para uma unidade de alimentação do coalescedor 112 que filtra os sólidos restantes na corrente de água ácida processada 111 e separa adicionalmente o petróleo arrastado para produzir um hidrocarboneto líquido 113 e uma corrente de água ácida com petróleo eliminado 115. A corrente de água ácida com petróleo eliminado 115 é enviada para um trocador de alimentação/produto 114, que age como um trocador de calor para aquecer a corrente de água ácida com petróleo eliminado 115 e resfria a corrente de produtos de fundo do removedor de NH3 132 para produzir uma corrente de água ácida com petróleo eliminado aquecida 116 e a corrente de água removida 134. Desta maneira, os componentes compreendendo a corrente de produtos de fundo do removedor de NH3 132, corrente de água removida 134 e os componentes compreendendo a corrente de água ácida com petróleo eliminado 115, corrente de água ácida com petróleo eliminado aquecida 116 são respectivamente os mesmos, mas têm concentrações e temperaturas diferentes. A corrente de água ácida com petróleo eliminado aquecida 116 é então enviada para um removedor de H2S 118.

Remoção de H2S:

[007] O removedor de H2S 118 contém bandejas ou recheio (não mostrados) de modo que a corrente de água ácida com petróleo eliminado aquecida 116 flui através e ao redor do mesmo para separar H2S da corrente de água ácida com petróleo eliminado aquecida 116. Uma corrente de água de refluxo resfriada (por exemplo, água de lavagem) 136 é usada para remover calor e suprimir a evolução de NH3 gasoso no removedor de H2S. Um refervedor 137 age como um trocador de calor para prover a energia exigida para i) aquecer corrente de água ácida com petróleo eliminado aquecida 116 e a corrente de água de refluxo resfriada 136 para uma temperatura preferida; e ii) remove H2S da corrente de água ácida com petróleo eliminado aquecida 116. A corrente de produtos de topo do removedor de H2S 120 é enviada para um tambor separador 138 para remover substancialmente quaisquer gotículas arrastadas e produzir a corrente de H2S 126. A corrente de H2S 126 é de alta pureza e é uma alimentação excelente para uma unidade de recuperação de enxofre (SRU) ou uma instalação de ácido sulfúrico. Ela contém uma quantidade insignificante de NH3 (menos do que 50 ppmw) e muitos poucos hidrocarbonetos já que as alimentações de água ácida 102 foram desgaseificadas. A corrente de H2S 126 é utilizável a cerca de 100-180 psig e 100-120°F. A corrente de produtos de fundo do removedor de H2S resultante 130, que contém NH3 e algum H2S, é enviada diretamente para o removedor de NH3 106.

Remoção de NH3:

[008] O removedor de NH3 106 é uma coluna de destilação refluxada, refervida de vapor. No removedor de NH3 106, essencialmente todo NH3 e qualquer H2S restante são removidos da corrente de produtos de fundo do removedor de H2S 130, que deixa o removedor de NH3 106 como uma corrente de produtos de fundo do removedor de NH3 132. A corrente de produtos de fundo do removedor de NH3 132 é enviada para o trocador de alimentação/produto 114 onde calor é trocado com a corrente de água ácida com petróleo eliminado 115 e a corrente de produtos de fundo do removedor de NH3 132 é resfriada para formar a corrente de água removida 134. A corrente de água removida 134 é apropriada para muitas necessidades de reuso na instalação ou pode ser descartada. Os níveis de retenção de H2S e NH3 na corrente de água removida 134 podem ser adaptados para exigências individuais e é tipicamente 10-50 ppmw de NH3 e 1-25 ppmw de H2S. A corrente de água removida 134 é utilizável a cerca de 100-200°F. No removedor de NH3 106, essencialmente todo NH3 e qualquer H2S restante são removidos da corrente de produtos de fundo do removedor de H2S 130, que deixa o removedor de NH3 106 como uma corrente de produtos de topo do removedor de NH3 133. A corrente de produtos de topo do removedor de NH3 133 é enviada para um condensador de produtos de topo onde ela é convertida em uma corrente de vapor de NH3 e uma corrente líquida de NH3. Um tambor separador 139 separa a corrente de vapor de NH3 140 e a corrente líquida de NH3 150. Uma porção da corrente líquida de NH3 150 é retornada como refluxo para o removedor de NH3 106 e outra porção da corrente líquida de NH3 150 forma a corrente de reciclo 104. Um refervedor 141 age como um trocador de calor para prover a energia exigida para remover NH3 e qualquer H2S restante. A corrente de vapor de NH3 140 é um gás rico em NH3, que pode ser processado de várias formas.

Purificação e liquefação de NH3:

[009] Com referência agora a FIG. 1B, a corrente de vapor de NH3 140 é enviada para uma lavagem de água 142 para remover quantidades residuais de H2S e alguns hidrocarbonetos. Esta etapa é referida também como depuração da água, que produz uma corrente de vapor de NH3 depurada 160. Se a recuperação de NH3 não é econômica ou desejada, a corrente de vapor de NH3 depurada 160 pode ser incinerada. Na maioria dos casos, no entanto, é desejável purificar adicionalmente a corrente de vapor de NH3 depurada 160 para produzir ou NH3 líquido anidro 170 ou NH3 aquoso 180 apropriado para uso comercial. A fim de purificar adicionalmente a corrente de vapor de NH3 depurada 160, a corrente de vapor de NH3 depurada 160 é enviada para uma lavagem cáustica 144 para remover contaminantes residuais incluindo alguns hidrocarbonetos. Esta etapa é referida também como uma depuração cáustica, que produz uma corrente de vapor de NH3 duplamente depurada 162 e pode ser necessária quando problemas são esperados com transtornos do processo, dióxido de carbono, ou compostos de enxofre complexos (por exemplo, mercaptanos ou dissulfetos). A corrente de vapor de NH3 duplamente depurada 162 pode ser enviada ou para um compressor 146 ou uma unidade de refrigeração 148 para produzir o NH3 líquido anidro 170, que contém uma quantidade insignificante de H2S (menos do que 5 ppmw). O NH3 líquido anidro 170 é utilizável a cerca de 200 psig e 100°F, se liquefeito por compressão e a pressão atmosférica e cerca de -26°F, se liquefeito por resfriamento. Água de resfriamento e/ou um refrigerante podem ser usados para trocar calor com a corrente de vapor de NH3 duplamente depurada comprimida 162. A corrente de vapor de NH3 162 também pode ser enviada para um absorvedor de NH3 149, que é essencialmente outra lavagem com água, para produzir o NH3 aquoso 180, que contém uma quantidade insignificante de enxofre (não mais do que cerca de 2 ppmw). O NI-fl aquoso 180 está disponível a cerca de 35 psig e 100°F.

SUMÁRIO DA INVENÇÃO

[0010] A presente invenção supera uma ou mais das desvantagens da técnica antecedente provendo sistemas e métodos para a separação intensificada de H2S e NH3 em um removedor de H2S usando dióxido de carbono e/ou um gás inerte.

[0011] Em uma modalidade, a presente invenção inclui um sistema para separar sulfeto de hidrogênio e amônia, que compreende: i) um removedor de sulfeto de hidrogênio para separar o sulfeto de hidrogênio e a amônia; e ii) uma corrente de gás de remoção conectada ao removedor de sulfeto de hidrogênio, em que a corrente de gás de remoção compreende um gás inerte.

[0012] Em outra modalidade, a presente invenção inclui um método para separar sulfeto de hidrogênio e amônia, que compreende: i) introduzir uma mistura de fluido de sulfeto de hidrogênio e de amônia dentro de um removedor de sulfeto de hidrogênio; ii) introduzir um gás de remoção dentro do removedor de sulfeto de hidrogênio, em que o gás de remoção compreende um gás inerte; e iii) separar a maior parte do sulfeto de hidrogênio e da amônia na mistura de fluido usando o gás de remoção no removedor de sulfeto de hidrogênio, que forma uma corrente de produtos de topo do removedor de sulfeto de hidrogênio e uma corrente de produtos de fundo do removedor de sulfeto de hidrogênio.

[0013] Aspectos, vantagens e modalidades adicionais da invenção se tornarão aparentes para os versados na técnica a partir da descrição seguinte das várias modalidades e desenhos relacionados.

BREVE DESCRIÇÃO DOS DESENHOS

[0014] A presente invenção é descrita abaixo com referência aos desenhos que acompanham em que elementos iguais são referidos com numerais iguais e em que:

[0015] FIGS. 1A-1B são diagramas esquemáticos ilustrando um sistema convencional de remoção de água ácida em duas colunas.

[0016] FIG. 2 é um diagrama esquemático ilustrando o estágio de remoção de H2S na FIG. 1A de acordo com a presente invenção.

DESCRIÇÃO DETALHADA DAS MODALIDADES PREFERIDAS

[0017] A matéria objeto da presente invenção é descrita com especificidade, no entanto, a própria descrição não é planejada para limitar o escopo da invenção. A matéria objeto, desse modo pode ser também realizada de outras formas, para incluir etapas ou combinações diferentes de etapas similares às descritas aqui, em conjunto com outras tecnologias. Além do mais, embora o termo “etapa” possa ser usado aqui para descrever diferentes elementos de métodos empregados, o termo não deve ser interpretado como indicando qualquer ordem particular no meio ou entre as várias etapas descritas aqui, a menos que expressamente de outra forma limitado pela descrição a uma ordem particular. Embora a descrição seguinte se refira a indústria de gás e petróleo, os sistemas e métodos da presente invenção não estão limitados a isso e também podem ser aplicados em outras indústrias para alcançar resultados similares.

[0018] A presente invenção provê sistemas e métodos para intensificar a separação de H2S e NH3 em um removedor de H2S usando dióxido de carbono e/ou um gás inerte. O propósito do dióxido de carbono e/ou um gás inerte também referido como um gás de remoção é intensificar a remoção de H2S e NH3 durante o estágio de remoção de H2S pela i) diminuição da pressão parcial de H2S; e ii) provendo uma ação de remoção.

[0019] Com referência agora a FIG. 2, um diagrama esquemático do estágio de remoção de H2S na FIG. 1A ilustra o uso de uma corrente de gás de remoção 202 para intensificar a separação de H2S e NH3 no removedor de H2S 118. Este estágio pode consistir de várias peças de equipamento dependendo da concentração máxima e qualidade do NH3 desejado. A corrente de gás de remoção 202 pode ser introduzida em qualquer lugar entre o topo e o fundo do removedor de H2S 118. Preferivelmente, no entanto, a corrente de gás de remoção 202 é introduzida perto do fundo do removedor de H2S 118 porque ele irá contatar mais da corrente de água ácida com petróleo eliminado aquecida 116. Desta maneira, qualquer sistema convencional de remoção de água ácida em duas colunas que inclui um estágio de remoção de H2S pode ser facilmente retroadaptado com a introdução de um gás de remoção.

[0020] A corrente de gás de remoção 202 pode incluir dióxido de carbono e/ou qualquer gás inerte, que é um gás que não reage com outros constituintes do removedor de H2S 118 ou removedor de água ácida tais como, por exemplo, hidrogênio, hélio, boro, neon, argônio, criptônio, xenônio, radônio, nitrogênio, metano, e etano diatômicos.

[0021] Na operação de um sistema de remoção de água ácida em duas colunas com um estágio de remoção de H2S que inclui uma corrente de gás de remoção 202 compreendendo dióxido de carbono, a separação do H2S e NH3 pode ser melhorada em pelo menos cinco por cento. Pela intensificação da separação de H2S e NH3 desta maneira, o consumo de utilidades (por exemplo, meio de aquecimento no refervedor) no sistema de remoção de água ácida em duas colunas será diminuído resultando em economia de energia ou o desempenho pode ser melhorado com o mesmo consumo de utilidades.

[0022] Sistemas convencionais de remoção de água ácida em duas colunas estão sendo usados desde a década de 1960. Embora os operadores de tais sistemas reconheçam a necessidade para separação intensificada de H2S e NH3, as características do dióxido de carbono são similares a de um gás ácido. Isto explica porque a necessidade para separação intensificada de H2S e NH3 usando dióxido de carbono no estágio de remoção de H2S de um sistema de remoção de água ácida em duas colunas, com outro gás ácido (H2S), não foi resolvido desde a década de 1960.

Claims

1. Método para separação de sulfeto de hidrogênio e amônia, caracterizado pelo fato de que compreende: introduzir uma mistura de água ácida do sulfeto de hidrogênio e da amônia a um removedor de sulfeto de hidrogênio (118); introduzir um gás de remoção ao removedor de sulfeto de hidrogênio (118), em que o gás removedor consiste de dióxido de carbono e um gás inerte selecionado do grupo consistindo em: Hidrogênio, Hélio, Neon, Argônio, Criptônio, Radônio, nitrogênio, metano e etano diatômicos; e separar a maior parte do sulfeto de hidrogênio e amônia na mistura de fluidos usando o gás de água ácida usando o removedor de gás no removedor de sulfeto de hidrogênio (118), que forma uma corrente de produtos de topo do removedor de sulfeto de hidrogênio (120) e uma corrente de produtos de fundo do removedor de sulfeto de hidrogênio (132).

2. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a corrente de produtos de topo do removedor de sulfeto de hidrogênio (120) compreende a maior parte de sulfeto de hidrogênio de uma mistura de água ácida e a corrente de produtos de fundo do removedor de sulfeto de hidrogênio (132) compreende a maior parte de amônia da mistura de água ácida.

3. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a corrente de gás de remoção (120) compreende quantidades iguais do dióxido de carbono e do gás selecionado de Hidrogênio, Hélio, Neon, Argônio, Criptônio, Radônio, nitrogênio, metano e etano diatômicos.

4. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a corrente de gás de remoção (120) compreende mais do dióxido de carbono do que do que do gás selecionado de Hidrogênio, Hélio, Neon, Argônio, Criptônio, Radônio, nitrogênio, metano e etano diatômicos.

5. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que corrente de gás de remoção (120) compreende mais do gás selecionado de Hidrogênio, Hélio, Neon, Argônio, Criptônio, Radônio, nitrogênio, metano e etano diatômicos do que do dióxido de carbono.

6. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o removedor de sulfeto de hidrogênio contém uma mistura de fluidos do sulfeto de hidrogênio e da amônia.