EA012698B1 - Устройство и способ для удаления меркаптанов из сырьевых газов - Google Patents
Устройство и способ для удаления меркаптанов из сырьевых газов Download PDFInfo
- Publication number
- EA012698B1 EA012698B1 EA200870215A EA200870215A EA012698B1 EA 012698 B1 EA012698 B1 EA 012698B1 EA 200870215 A EA200870215 A EA 200870215A EA 200870215 A EA200870215 A EA 200870215A EA 012698 B1 EA012698 B1 EA 012698B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- sulfur
- product
- purified
- hydrocarbon liquid
- mercaptans
- Prior art date
Links
Classifications
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
- B01D53/14—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
- B01D53/1456—Removing acid components
- B01D53/1468—Removing hydrogen sulfide
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
- B01D53/14—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
- B01D53/1493—Selection of liquid materials for use as absorbents
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
- C10L3/00—Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
- C10L3/06—Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by C10G, C10K3/02 or C10K3/04
- C10L3/10—Working-up natural gas or synthetic natural gas
- C10L3/101—Removal of contaminants
- C10L3/102—Removal of contaminants of acid contaminants
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
- C10L3/00—Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
- C10L3/12—Liquefied petroleum gas
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02C—CAPTURE, STORAGE, SEQUESTRATION OR DISPOSAL OF GREENHOUSE GASES [GHG]
- Y02C20/00—Capture or disposal of greenhouse gases
- Y02C20/40—Capture or disposal of greenhouse gases of CO2
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Gas Separation By Absorption (AREA)
- Industrial Gases (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Серосодержащий сырьевой газ перерабатывается в устройстве очистки, в котором гидролизуется COS и в котором полученный таким образом сероводород и другие соединения серы абсорбируются обедненной углеводородной жидкостью. Соединения серы в полученной таким образом обогащенной углеводородной жидкости затем подвергаются каталитической конверсии в дисульфиды, которые последовательно удаляются из обогащенного растворителя. Наиболее предпочтительно, чтобы сероочищенный обедненный растворитель регенерировался в дистилляционной колонне и/или установке очистки, а легкие компоненты рециркулировались из обогащенной углеводородной жидкости в абсорбер.
Description
Область техники
Областью техники, к которой относится изобретение, является переработка и очистка газа, и в частности переработка и очистка газа для удаления серосодержащих соединений из природного газа и нефтезаводского топливного газа.
Уровень техники изобретения
Газовые потоки могут быть очищены рядом способов для уменьшения содержания кислого газа (например, Н2§ и/или СО2), как правило, с применением растворителя с более или менее выраженной селективностью в отношении к конкретному компоненту кислого газа. К сожалению, многие газовые потоки также содержат значительные количества примесей не кислых газов, а, в частности, меркаптанов и других серосодержащих соединений (например, низкоалкильные меркаптаны, карбонилсульфид, диметилсульфид, сероуглерод, пропантиол, тиофен и т.д.), которые склонны участвовать в нежелательных побочных реакциях с растворителем. Как следствие таких реакций - часто требуется переработка растворителя, замена и/или добавки для уменьшения коррозии и ингибирования возникновения коррозии. Альтернативно, в других известных устройствах необходимы установки предварительной и последующей очистки для того, чтобы приводить газовый поток в состояние, приемлемое для дальнейшей переработки.
Один из известных примеров устройства переработки газа, которое применяет физический растворитель, изображается на фиг. 1 предшествующего уровня техники, в котором кислые газы абсорбируются в абсорбере, который образует обогащенный растворитель. Обогащенный растворитель затем быстро испаряется в испарительной емкости с образованием паров, рециркулируемых в абсорбер, в то время как жидкость направляется в регенератор.
Здесь кислые газы удаляются из растворителя для образования обедненного растворителя, который перекрестно обменивается с обогащенным растворителем перед повторным введением в абсорбер. Удаленные таким образом кислые газы и другие серосодержащие соединения затем перерабатываются в трехфазном сепараторе для получения орошающего потока для регенератора, пара с загрязняющими примесями и жидкости с загрязняющими примесями. Загрязняющие газы обычно перерабатываются далее в установке Клауса, в то время как жидкости с загрязняющими примесями обычно подаются на очистку для последующей переработки (например, в установку гидроочистки). Чаще всего растворители выбирают из физических или аминовых растворителей (например, пропиленкарбоната, трибутилфосфата, метилпиролидона, диалкиловых эфиров полиэтиленгликоля, составных третичных аминов и т.д.), которые могут использоваться для удаления по меньшей мере части меркаптанов и тяжелых углеводородов из сырьевого газа.
Несмотря на то что такие процессы в основном удовлетворяют требованию по удалению серы для различных сырьевых газов, однако некоторые проблемы все еще остаются. Наиболее существенно, что требования переработки соединений, содержащих серу, во избежание выброса кислого газа, обычно перемещаются только в место ниже по потоку. Например, гидроочистка меркаптансодержащих жидкостей в существующей установке очистки может перегружать оборудование процесса, и чаще всего будет требоваться его модификация. Также серосодержащие соединения, но не Н2§, в газах для установок по производству серы будут часто создавать проблемы конверсии в установке по производству серы. Помимо прочих вещей, для высоких скоростей термической деструкции меркаптанов и сероорганических примесей реакционная печь Клауса должна работать при высокой температуре пламени, которая будет значительно сокращать время жизни установки по производству серы и увеличивать капитальные и эксплуатационные затраты. Однако даже при более высоких температурах пламени термическая деструкция меркаптанов часто бывает неполной.
Необходимо признать, что такие установки обычно неселективны при удалении Н2§ и примесей. Таким образом, совместная абсорбция СО2 растворителем часто относительно высокая, которая влечет за собой более высокую циркуляцию растворителя и более высокое энергопотребление. Хуже того, совместная абсорбция приводит к кислому газу, обогащенному СО2, который нежелателен для установок по производству серы далее по потоку. Таким образом, и в особенности там, где сырьевой газ включает относительно высокие количества меркаптанов и сероорганических соединений, капитальные и эксплуатационные затраты значительно возрастают. Кроме того, другие примеси (например, ненасыщенные углеводороды, кислород и диоксид серы) могут вступать в реакцию с растворителем, приводя к ухудшению качества продуктов и уменьшенной эффективности растворителя.
Чтобы избежать хотя бы части проблем, связанных с неудовлетворительным удалением примесей, использовались различные способы предварительной и последующей очистки. К сожалению, большинство таких способов неэффективны и дорогостоящи; когда примеси удаляются в процессах абсорбции с неподвижным слоем, они могут приводить к проблеме удаления отработанного абсорбента. Следовательно, различные проблемы, связанные с производительностью, стоками, выбросами и качеством продукта, в особенности в установках по производству серы и очистки хвостовых газов, находящихся ниже по потоку, все еще остаются. Например, кислый газ, производимый в таком процессе очистки, главным образом имеет низкое качество (например, включает значительное количество примесей и/или относи
- 1 012698 тельно высокие количества совместно абсорбированных СО2 и углеводородов), а также часто требует дополнительной переработки и более высокого энергопотребления. Более того, совместно абсорбированные углеводороды в кислом газе должны обычно превращаться в СО2 в установке по производству серы, что приводит к повышению выбросов СО2 из процесса. Таким образом, несмотря на значительную величину потенциальной энергии углеводородов, большинство известных в настоящее время процессов несостоятельны в удалении этих загрязняющих углеводородных потоков в качестве ценного продукта.
В других известных процессах установка очистки хвостовых газов используется для того, чтобы контролировать сернистые выбросы с установки по производству серы. Даже если выбросы сокращаются до очень низкого уровня ррт, то общее количество ежегодных выбросов серы (т/год) в удаляемом потоке все еще относительно высокое в основном из-за относительно высоких скоростей удаления газов, объясняемых высоким содержанием совместно абсорбируемого СО2 в процессе очистки. Более того, примеси и углеводороды в кислом газе большинства известных устройств очистки газа часто не полностью разрушаются в установках по производству серы, а серный продукт будет, следовательно, содержать непревращенные углеводороды и меркаптаны.
Следовательно, несмотря на то что из уровня техники известны процессы очистки газа и устройства, все или почти все из них страдают от одного или более недостатков, и особенно, когда сырьевой газ включает относительно высокие уровни кислых газов, углеводородов, меркаптанов и сероорганических примесей.
Сущность изобретения
Настоящее изобретение направлено на устройства установки и способы для удаления сернистых соединений из сырьевых газов (и дополнительно сжиженного нефтяного газа, СНГ), в которых СО8-компоненты гидролизуются с формированием Н28, который последовательно абсорбируется наряду с другими сернистыми включениями в обедненном углеводородном растворителе, чтобы получать, таким образом, обессеренный газ и обогащенный растворитель. Наиболее предпочтительно Н28 и другие примеси затем окисляются в каталитическом конвертере для формирования дисульфидов, которые выделяются из растворителя, который далее дополнительно перерабатывается для получения обедненного углеводородного растворителя для повторного использования.
В одном аспекте предмета изобретения газоочистительное устройство включает установку гидролиза СО8, установленную для гидролиза СО8 в меркаптансодержащем сырьевом газе (обычно легкие меркаптаны, такие как метил- и этилмеркаптаны), для получения очищенного сырьевого газа. Абсорбер связан с установкой СО8-гидролиза и устроен для приема и контактирования очищаемого сырьевого газа с обедненной, предпочтительно гидроочищенной обессеренной углеводородной жидкостью, чтобы получать, таким образом, меркаптанобогащенную углеводородную жидкость и обессеренный газовый продукт, а установка каталитической конверсии текучей средой связана с абсорбером и установлена, чтобы принимать обогащенную жидкость и, таким образом, производить дисульфиды из меркаптанов.
Далее, в основном предпочтительно, чтобы первая дистилляционная колонна связывалась между абсорбером и установкой каталитической конверсии и устанавливалась так, чтобы первая дистилляционная колонна производила первый серочищенный верхний продукт и С2-обедненную и обогащенную меркаптанами и соединениями серы углеводородную жидкость. Более предпочтительно в таких установках устанавливается первый рециркуляционный трубопровод, чтобы подавать первый сероочищенный верхний продукт в очищенный сырьевой газ. Кроме того, необязательно, вторая дистилляционная колонна устанавливается ниже по потоку, связана с установкой каталитической конверсии и устроена таким образом, чтобы вторая дистилляционная колонна производила второй сероочищенный верхний продукт и С6+ и меркаптанобогащенную углеводородную жидкость. В таких устройствах может обеспечиваться второй трубопровод и устанавливаться для подачи второго сероочищенного верхнего продукта в обессеренный газовый продукт.
Установка может устанавливаться, где требуется гидроочистка углеводородов, чтобы принимать и перерабатывать Сб+ и меркаптанобогащенную углеводородную жидкость, получая, таким образом, обедненную гидроочищенную углеводородную жидкость, которая затем повторно используется в абсорбере. Кроме того, источник СНГ может быть связан с установкой каталитической конверсии и обеспечивать СНГ, который содержит один или более меркаптанов и сероорганических соединений. Чаще всего источник топливного газа связан текучей средой с установкой СО8-гидролиза и устроен для обеспечения СО8/меркаптаночищенного газа.
Следовательно, в другом аспекте предмета изобретения способ удаления сернистых соединений из сырьевого газа будет включать стадию гидролиза СО8 в меркаптансодержащем сырьевом газе, чтобы формировать очищенный сырьевой газ. На другой стадии сернистые соединения абсорбируются из очищаемого сырьевого газа с использованием обедненной гидроочищенной углеводородной жидкости, чтобы получать, таким образом, серо- и меркаптанобогащенную углеводородную жидкость и обессеренный газообразный продукт. Еще на одной стадии легкие сернистые и меркаптановые соединения в меркаптанобогащенной углеводородной жидкости каталитически превращаются, формируя, таким образом, дисульфиды.
- 2 012698
Различные объекты, признаки, аспекты и преимущества настоящего изобретения будут более очевидными из следующего подробного описания вариантов осуществления изобретения.
Краткое описание чертежей
Фиг. 1 предшествующего уровня техники - пример схемы известной установки очистки газа.
Фиг. 2 - пример схемы установки очистки газа согласно предмету изобретения.
Подробное описание
Настоящее изобретение направлено на устройства установки и способы очистки потока газа (например, нефтезаводского газа, топливного газа), включающего СО8, кислые газы, олефины, кислород, тяжелые углеводороды, меркаптаны (например, метил-, этил-, пропил-, бутил- и более тяжелые меркаптаны) и/или сероорганические примеси, в которых примеси, в первую очередь, подвергаются стадии СО8-гидролиза и в которых обработанные таким образом примеси абсорбируются в абсорбере, который применяет растворитель, где предпочтительно абсорбируются Н28 и меркаптаны, по сравнению с легкими углеводородами (С1-С4 включительно). Легкие углеводороды, уносимые со стадии абсорбции, удаляются из растворителя в первой дистилляционной колонне и предпочтительно возвращаются в абсорбер. Обогащенный растворитель, содержащий теперь более тяжелые углеводороды (С5+), Н28 и меркаптаны, затем подвергается окислительному этапу для получения дисульфидсодержащих отходов производства, а остающийся растворитель с более тяжелыми компонентами, которые могут затем перерабатываться в другой колонне, - для получения обессеренных более легких компонентов и растворителя/более тяжелого углеводородного продукта (который может очищаться, чтобы регенерировать гидроочищенный углеводородный растворитель для рециркулирования и чтобы получать гидроочищенный углеводородный товарный продукт). Следовательно, необходимо особенно оценить то, что рассматриваемые устройства и способы значительно сокращают, если даже не почти полностью устраняют, выбросы сернистых компонентов, углеводородов и/или других примесей, наряду с этим обеспечивая очищенный от серы и примесей газ, который соответствует строгим экологическим нормам.
Одно из примерных устройств согласно предмету изобретения изображается на фиг. 2. Здесь, загрязненный нефтезаводской газовый поток 1 примерно при 100°Р и примерно 100-200 рад нагревается в теплообменнике 50 приблизительно до 200-350°Р, образуя поток 2, обычно используя отходящее тепло выхлопного потока 4 СО8-гидролиза. Поток 2 далее нагревается паром или горячим нефтепродуктом примерно до 350°Р в теплообменнике 51, формируя поток 3, который подается в установку гидролиза СО8 52, в которой СО8 в сырьевом газе превращается в Н28, посредством реакции гидролиза СО8+Н2О^Н28+СО2. Реакция гидролиза является экзотермической, и в присутствии низкого уровня содержания Н28 в потоке 3 по меньшей мере около 95% содержания СО8 превращается в Н28. СО8обедненный газ (поток 4) обменивается теплом с сырьевым газом примерно до 150°Р, образуя поток 5, и далее охлаждается в теплообменнике 53 примерно до 90°Р (например, воздушным холодильником или охлаждающей водой). Охлажденный отходящий поток объединяется с верхним паровым потоком 7 из дистилляционной колонны 57, образуя объединенный поток 6, который подается в нижнюю секцию абсорбера 54.
Поток 6 контактирует в абсорбере 54 с потоком 8, который предпочтительно представляет собой углеводородную жидкость, обедненную серой, как правило, с установки гидроочистки (например, нафта, характеризуемая плотностью в градусах АНИ в пределах 45-90 и ДНП 2-11,0 рыа) для селективной абсорбции меркаптанов и сероорганических примесей. Для дальнейшего улучшения эффективности абсорбции поток жидкого нефтепродукта 25 предпочтительно резко охлаждают в теплообменнике 55 с образованием потока 8 примерно при 50-60°Р. Чаще всего используется холодильная установка (например, с использованием пропана или абсорбционная холодильная установка), чтобы обеспечить требуемый режим охлаждения. Необходимо понимать то, что более низкие температуры будут сокращать потребление жидкого нефтепродукта и также сокращать расходы на разделение ниже по потоку. Нижняя температура охлаждения обычно ограничивается температурой гидратообразования газа в абсорбере. По этой причине температуры охлаждения поддерживаются на уровне около 50-60°Р или выше температуры гидратообразования газа в абсорбере 54. Альтернативно и особенно когда желательны низкие температуры, вода может удаляться в положении выше по потоку от абсорбера.
Абсорбер 54 производит нижний жидкостной поток 10, уже обогащенный меркаптанами и сероорганическими веществами, который нагнетается насосом 56 в виде потока 13 в дистилляционную колонну 57, работающую при 250 рад. Дистилляционная колонна 57 предпочтительно устроена и работает для того, чтобы производить нижний жидкий продукт с низкой концентрацией этана путем применения ребойлера 58 при температуре примерно 350-425°Р (например, используя пар или горячий нефтепродукт как источник тепла). Охлаждающий змеевик 70 предпочтительно соединяется с верхом колонны, чтобы обеспечить орошение для ректификации более тяжелых компонентов. Однако необходимо отметить, что охлаждающий змеевик может также устанавливаться снаружи колонны вместе с емкостью для орошения и насосами (не показаны) и они могут также охлаждаться холодильником. Таким образом, дистилляционная колонна 57 производит верхний парообразный поток 7, который обеднен меркаптанами и сероорганическими соединениями и который рециркулируется назад в переднюю секцию установки. Необходимо особенно оценить, что путем управления технологическими параметрами колонны 57 (температура
- 3 012698 и давление) более легкий парообразный компонент с удаленными примесями может рециркулироваться в абсорбер без сжатия газа, наряду с получением нижнего жидкостного потока, обогащенного примесями 14.
Поток 14 перерабатывается в установке каталитической конверсии 59, которая катализирует окисление легких меркаптанов до дисульфидов в присутствии кислорода и щелочи (например, ΝαΟΗ или других подходящих оснований). В наиболее известных устройствах каталитическое окисление меркаптанов в дисульфиды обычно используется, чтобы очищать углеводородное сырье, содержащее легкие меркаптаны (например, тяжелые прямогонные бензины, произведенная в процессах висбрекинга и коксования нафта, керосины и дизельные топлива), и в зависимости от особенностей устройств и исходного сырья могут быть необходимы секции предварительной и последующей очистки. Сформированные таким образом дисульфиды сепарируются в каталитической установке и при необходимости связываются. Установка каталитической конверсии 59 (установка сероочистки демеркаптанизацией) может также использоваться, чтобы перерабатывать поток загрязненного СНГ 19 (когда это доступно и необходимо) для получения обессеренной углеводородной жидкости, которая далее перерабатывается ниже по потоку в дистилляционной колонне 61.
Дистилляционная колонна 61 обычно устанавливается для того, чтобы фракционировать углеводородный поток 15 на очищенный от примесей верхний паровой поток 11 и обогащенный примесями С6+ жидкостной поток 16, используя ребойлер 62 и объединенный охлаждающий конденсатор 60. Как указано выше, охлаждающий змеевик может устанавливаться снаружи колонны вместе с емкостью для орошения и насосами (не показаны) и может охлаждаться холодильником. Очищенный от примесей верхний парообразный поток 11 (который содержит С6 и более легкие компоненты) объединяется с очищенным газовым потоком 9 из абсорбера 54, образуя поток 12. Объединенный очищенный газ обычно имеет содержание серы менее чем 10 млн-1 по объему. Нижний жидкий продукт 16, содержащий С6+, и более тяжелые сернистые и меркаптановые компоненты (которые не превратились в установке каталитической конверсии 59) охлаждаются в холодильнике 63 и направляются в виде потока 17 в установку очистки 64 (например, реактор гидроочистки) для дальнейшего получения очищенного от сернистых примесей (менее чем 1 млн-1 по массе) С6+ углеводородного жидкостного потока 18. Необязательно, часть потока 18 рециркулируется назад в абсорбер 54 в виде потока 25 для очистки от сернистых примесей. В таблице представлены примерные подсчитанные составы сырьевого газа и продукта с использованием устройства согласно фиг. 2.
Нефтезаводской газ | Кислый СНГ | Нафта | Св+-продукт | Очищенный га!» | |
Поток № | 1 | 19 | 8 | 18 | 12 |
Водород | 0,111032 | 0,000020 | 0,078785 | ||
АЗОТ | 0,000163 | 0,037378 | - | 0,000000 | 0,011724 |
ог | 0, 085174 | 0,226166 | 0,000000 | 0,130676 | |
сог | 0, 007465 | 0,000374 | - | 0,000000 | 0,005413 |
со2 | 0,001059 | - | - | 0,000000 | 0,000751 |
С1 | 0, 524923 | 0,009095 | - | 0,000000 | 0,375265 |
Сг | 0,203990 | 0,022187 | 0,000000 | 0,151624 | |
Сз | 0,010486 | 0,156507 | - | 0,000000 | 0,055925 |
изоС, | 0,006083 | 0,512797 | - | 0,000643 | 0,159480 |
нС< | 0,007358 | 0,031281 | - | 0,214714 | 0,006126 |
изоС5 | 0,000076 | 0,000001 | 0,461286 | 0,000003 | |
нС5 | 0,004575 | - | - | 0,000000 | 0,003246 |
0,040000 | 0,000000 | 0,323357 | 0,021000 | ||
н23 | 0,000007 | 0,004000 | - | - | 0,000005 |
СОЗ | 0,000221 | 0,000004 | - | 0,000007 | |
М-меркаптан | 0,000220 | 0,000114 | - | - | 0,000000 |
Е-меркаптан | 0,000271 | 0,000077 | - | - | 0,000000 |
Тиофены | 0,000546 | 0,000002 | - | - | 0,000000 |
Фунт/час | 34,104 | 33,971 | 83,092 | 2,051 | 65,856 |
Баррелей в сутки | 6, 334 | 4,133 | 7,762 | 266 | 10,188 |
В отношении сырьевого газа предполагается, что состав сырьевого газа может значительно варьироваться и, таким образом, подходящие сырьевые газы включают природный газ при различных давлениях, синтез-газ, газы из органических отходов и различные отходящие нефтезаводские газы. Однако в особенно предпочтительных аспектах сырьевой газ является природным газом низкого качества и низкого давления с составом примерно 0,1-1% СО2, 20-60% С1, 0,001-1% Н2§, 2-20% Н2, 2-10% С2-С5, 0,05-5% С6-С7, 0,01-0,5% С8-С9+, 0,001-1% меркаптанов, органических дисульфидов, тиофенов, карбонилсульфидов и примесей оксидов серы с остатком, являющимся инертами (например, О2 и Ν2). При использовании здесь термин «примерно» в сочетании с числом относится к диапазону этих чисел, начинающихся от 20% ниже абсолютной величины числа до 20% выше абсолютной величины числа включительно. Например, термин «примерно 100°Г» относится к диапазону от 80 до 120°Г, а термин «примерно 100 р81д» относится к диапазону от 80 до 120 рад.
- 4 012698
Что касается установки гидролиза СО8, то предполагается, что все известные в настоящее время установки гидролиза СО8 являются подходящими для использования здесь при условии, что такие установки гидролиза будут осуществлять (каталитическую) конверсию СО8 в Н28 и СО2. Подобно этому абсорбер может быть обычным и включать тарелки, насадки и/или другое оборудование для контактирования. Специалист ординарных профессиональных навыков в данной области техники будет способен выбрать конфигурацию такого абсорбера, основываясь на данные технологические параметры, включающие объем газа, растворитель и состав газа.
Особенно предпочтительные растворители для абсорбции меркаптанов и Н28 из потока установки гидролиза СО8 включают обедненные (сероочищенные или гидроочищенные) углеводородные жидкости, в частности гидроочищенную нафту, характеризующуюяся плотностью в градусах АНИ в диапазоне 45-95 и КУР (упругость паров по Рейду) 2-10 р§1а. Однако различные альтернативные гидроочищенные обедненные растворители также считаются подходящими при условии, что такие обедненные растворители селективно абсорбируют меркаптаны и сероорганические примеси. Основные альтернативные подходящие гидроочищенные растворители включают те, которые абсорбируют меркаптаны с относительно высокой специфичностью (например, по меньшей мере в 2 раза, более типично по меньшей мере в 5 раз и еще более типично по меньшей мере в 10 раз лучшей абсорбцией) к меркаптанам по сравнению с несернистыми соединениями, включающими кислород, СО и/или СО2. Следовательно, абсорбер будет обычно формировать чистый обессеренный газообразный верхний продут и обогащенный соединениями серы (например, Н28, меркаптанами и другими сероорганическими соединениями (например, тиофенами)) растворитель.
Поскольку для работы предпочтительно, чтобы дистилляционная колонна находилась ниже по потоку и текучей средой была связана с абсорбером, чтобы принимать меркаптан-серообогащенный растворитель. Дистилляционная колонна предпочтительно работает при условиях, эффективных для отделения по меньшей мере части более легких углеводородов (например, пропана и более легкие) в виде верхнего парообразного продукта, который может затем рециркулироваться назад в абсорбер. Альтернативно, более легкие углеводороды могут также использоваться в другой части установки для дальнейшего разделения в качестве топлива или для хранения/продажи. Нижний продукт (СНГ и более тяжелые компоненты плюс примеси) этой дистилляционной колонны затем подают в обычную установку каталитической конверсии, которая устанавливается для работы в качестве окислительно-каталитической установки для получения дисульфидов из легких меркаптанов и других серосодержащих соединений. Такая реакция обычно осуществляется в присутствии кислорода и щелочи (ИаОН) при условиях, хорошо известных из уровня техники.
Необходимо особенно отметить, что образованные таким образом дисульфиды в таких каталитических установках легко отделяются от остающихся углеводородов в виде легких меркаптанов (обычно метил- или этилмеркаптанов), и некоторые сероорганические соединения превращаются в дисульфидное масло, которое может быть соответствующим образом удалено. Кроме того, такой процесс может также использоваться для очистки ряда другого относительно распространенного углеводородного сырья (например, тяжелых прямогонных бензинов, производимой висбрекингом и коксованием нафты, керосинов и дизельного топлива) и может, следовательно, работать, чтобы также принимать поток СНГ, содержащий сернистые соединения. Очищенная от легких меркаптанов и сернистых соединений углеводородная жидкость из установки каталитического окисления может далее перерабатываться ниже по потоку к дистилляционной колонне, которая устроена и работает, чтобы фракционировать С5/С6 и более легкие компоненты на верхний парообразный продукт (который может объединяться с очищенным газом из абсорбера) от оставшегося С6 и более тяжелых меркаптановых компонентов. Более предпочтительно, чтобы С6 и более тяжелые меркаптановые компоненты из дистилляционной колонны повторно использовались (сразу или после переработки в установке очистки) в качестве обедненного растворителя в абсорбере. Следовательно, необходимо оценить, что рассматриваемые устройства могут производить очищенный газ с общим содержанием серы обычно менее чем примерно 20 млн-1 по объему и более типично менее чем примерно 10 млн-1 по объему, в то же время жидкость из нижней части дистилляционной колонны может использоваться в очистке для дальнейшей переработки в товарную обессеренную С6+-углеводородную жидкость.
Таким образом, были раскрыты варианты осуществления и применения удаления меркаптанов из сырьевых газов. Однако для специалиста в данной области техники должно быть очевидно, что возможно много больше модификаций, кроме уже описанных, которые не выходят за границы замысла настоящего изобретения. Предмет изобретения, следовательно, не должен ограничиваться ничем, кроме приложенных пунктов формулы изобретения. Более того, при интерпретировании как описания, так и пунктов формулы изобретения все термины следует понимать наиболее широким образом в соответствии с контекстом. В частности, термины «включает» и «включающий» следует понимать как относящиеся к элементам, компонентам или стадиям, неисключающим образом указывая на то, что перечисляемые элементы, компоненты или стадии могут присутствовать или использоваться или сочетаться с другими элементами, компонентами или стадиями, не указанными особо. Кроме того, когда определение или использование термина в ссылке, которая включается ссылкой здесь, противоречиво или противоположно оп
- 5 012698 ределению того термина, который представлен здесь, то применяется определение термина, представленного здесь, а определение этого термина, представленного в ссылке, не применяется.
Claims (14)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Устройство очистки газа, включающее установку гидролиза СО8, выполненную так, чтобы гидролизовать СО8 в меркаптансодержащем сырьевом газе в сероводород с получением очищенного сырьевого газа, содержащего сероводород;абсорбер, связанный ниже по потоку с установкой гидролиза СО8 и способный принимать очищенный сырьевой газ и обедненную углеводородную жидкость и в результате производить углеводородную жидкость, обогащенную меркаптанами и Н28, и обессеренный газообразный продукт и установку каталитической конверсии, связанную ниже по потоку с абсорбером и способную принимать углеводородную жидкость, обогащенную сернистыми соединениями из абсорбера, для получения дисульфидов из меркаптанов и для получения обессеренного углеводородного продукта.
- 2. Устройство по п.1, дополнительно включающее первую дистилляционную колонну, установленную ниже по потоку от абсорбера и выше по потоку от установки каталитической конверсии и выполненную так, чтобы первая дистилляционная колонна производила первый сероочищенный верхний продукт и С2-обедненную меркаптанобогащенную углеводородную жидкость в качестве нижнего продукта.
- 3. Устройство по п.2, дополнительно включающее первый рециркуляционный трубопровод, установленный для подачи первого сероочищенного верхнего продукта в очищенный сырьевой газ.
- 4. Устройство по п.2 или 3, дополнительно включающее вторую дистилляционную колонну, установленную ниже по потоку установки каталитической конверсии, причем вторая дистилляционная колонна принимает обессеренный углеводородный продукт и производит второй сероочищенный верхний продукт и обогащенную Сб+ и тяжелыми меркаптанами углеводородную жидкость в качестве нижнего продукта.
- 5. Устройство по п.4, дополнительно включающее второй трубопровод, установленный для подачи второго сероочищенного верхнего продукта в обессеренный газообразный продукт.
- 6. Устройство по п.4, дополнительно включающее установку гидроочистки углеводородов, связанную ниже по потоку со второй дистилляционной колонной и способную производить обедненную углеводородную жидкость из обогащенной тяжелыми меркаптанами и сероорганическими соединениями углеводородной жидкости.
- 7. Устройство по п.1, дополнительно включающее источник сжиженного нефтяного газа, связанного выше по потоку с установкой каталитической конверсии.
- 8. Способ удаления сернистых соединений из сырьевого газа, заключающийся в том, что осуществляют гидролиз СО8 в серо- и меркаптансодержащем сырьевом газе до сероводорода с получением очищенного сырьевого газа, включающего сероводород;абсорбируют серосодержащие соединения из очищаемого газа, используя обедненную гидроочищенную сероочищенную углеводородную жидкость, с получением жидкости, обогащенной меркаптанами и сероводородом и обессеренного газообразного продукта; и проводят каталитическую конверсию легких меркаптанов в обогащенной углеводородной жидкости с получением дисульфидов.
- 9. Способ по п.8, в котором дополнительно осуществляют первую дистилляцию обогащенной углеводородной жидкости с получением первого сероочищенного верхнего продукта и С2-обедненной и меркаптанобогащенной углеводородной жидкости в качестве нижнего продукта.
- 10. Способ по п.9, в котором первый сероочищенный верхний продукт подают в очищенный сырьевой газ.
- 11. Способ по п.8 или 10, в котором дополнительно проводят вторую дистилляцию продукта каталитической конверсии с получением второго сероочищенного верхнего продукта и меркаптан- и серообогащенной углеводородной жидкости в качестве второго нижнего продукта.
- 12. Способ по п.11, в котором второй сероочищенный верхний продукт подают в обессеренный газообразный продукт.
- 13. Способ по п.11 или 12, в котором второй нижний продукт направляют в установку гидроочистки углеводородов для получения сероочищенной углеводородной жидкости.
- 14. Способ по п.8, в котором сжиженный нефтяной газ подают в установку каталитической конверсии.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US76451306P | 2006-02-01 | 2006-02-01 | |
PCT/US2007/002097 WO2007089547A2 (en) | 2006-02-01 | 2007-01-23 | Configurations and methods for removal of mercaptans from feed gases |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
EA200870215A1 EA200870215A1 (ru) | 2009-02-27 |
EA012698B1 true EA012698B1 (ru) | 2009-12-30 |
Family
ID=38327889
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
EA200870215A EA012698B1 (ru) | 2006-02-01 | 2007-01-23 | Устройство и способ для удаления меркаптанов из сырьевых газов |
Country Status (5)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US7674444B2 (ru) |
EP (1) | EP1994126A4 (ru) |
CA (1) | CA2637395C (ru) |
EA (1) | EA012698B1 (ru) |
WO (1) | WO2007089547A2 (ru) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2740747C1 (ru) * | 2017-05-12 | 2021-01-20 | Джэпэн Ойл, Гэз Энд Металз Нэшнл Корпорейшн | Установка для удаления сероводорода и способ удаления сероводорода |
Families Citing this family (20)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
EA014983B1 (ru) * | 2006-08-31 | 2011-04-29 | Флуор Текнолоджиз Корпорейшн | Способ удаления серы из продуктового потока газовой скважины и установка для удаления серы из растворителя |
CN101522562A (zh) * | 2006-10-05 | 2009-09-02 | 国际壳牌研究有限公司 | 用于处理硫醇的方法 |
US8147787B2 (en) * | 2007-08-09 | 2012-04-03 | Fluor Technologies Corporation | Configurations and methods for fuel gas treatment with total sulfur removal and olefin saturation |
CN101371967B (zh) * | 2007-08-24 | 2011-03-30 | 宁波中一石化科技有限公司 | 液化气脱硫醇碱液氧化再生方法及装置 |
US20120280176A1 (en) * | 2009-06-02 | 2012-11-08 | Dow Chemical Company | Method and Composition for Removal of Mercaptans from Gas Streams |
CN101747965A (zh) * | 2009-12-31 | 2010-06-23 | 徐西征 | 一种利用焦炉煤气制备代用天然气的方法 |
CN101818087B (zh) * | 2010-04-12 | 2012-11-28 | 南京国昌化工科技有限公司 | 焦炉气制合成天然气的新工艺 |
US10451344B2 (en) | 2010-12-23 | 2019-10-22 | Fluor Technologies Corporation | Ethane recovery and ethane rejection methods and configurations |
CN105209152A (zh) * | 2013-04-15 | 2015-12-30 | 西门子公司 | 吸收剂、用于制备吸收剂的方法以及用于从酸性气体中分离硫化氢的方法和设备 |
CA2851803A1 (en) | 2013-05-13 | 2014-11-13 | Kelly M. Bell | Process and system for treating oil sands produced gases and liquids |
CA2852542C (en) | 2013-05-24 | 2017-08-01 | Cenovus Energy Inc. | Hydrocarbon recovery facilitated by in situ combustion |
DE102014118345A1 (de) * | 2014-12-10 | 2016-06-16 | L'Air Liquide, Société Anonyme pour l'Etude et l'Exploitation des Procédés Georges Claude | Verfahren und Anlage zur Reinigung von Rohsynthesegas |
EP3256550A4 (en) | 2015-02-09 | 2018-08-29 | Fluor Technologies Corporation | Methods and configuration of an ngl recovery process for low pressure rich feed gas |
JP2017014437A (ja) * | 2015-07-03 | 2017-01-19 | 三菱重工業株式会社 | 原料ガスの精製装置、及び精製方法 |
CN108025922B (zh) * | 2015-07-22 | 2021-06-15 | 英威达纺织(英国)有限公司 | 来自丙烯腈共同制备的高纯度hcn |
US10006701B2 (en) | 2016-01-05 | 2018-06-26 | Fluor Technologies Corporation | Ethane recovery or ethane rejection operation |
US10330382B2 (en) | 2016-05-18 | 2019-06-25 | Fluor Technologies Corporation | Systems and methods for LNG production with propane and ethane recovery |
US11725879B2 (en) | 2016-09-09 | 2023-08-15 | Fluor Technologies Corporation | Methods and configuration for retrofitting NGL plant for high ethane recovery |
WO2019078892A1 (en) | 2017-10-20 | 2019-04-25 | Fluor Technologies Corporation | IMPLEMENTATION BY PHASES OF RECOVERY PLANTS OF NATURAL GAS LIQUIDS |
CN110652776B (zh) * | 2018-06-28 | 2024-07-02 | 艾欧史密斯(中国)热水器有限公司 | 滤芯 |
Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3244618A (en) * | 1964-04-22 | 1966-04-05 | Gulf Research Development Co | Sweetening process using nitrogen oxide catalyst |
US3989811A (en) * | 1975-01-30 | 1976-11-02 | Shell Oil Company | Process for recovering sulfur from fuel gases containing hydrogen sulfide, carbon dioxide, and carbonyl sulfide |
US4980046A (en) * | 1989-12-28 | 1990-12-25 | Uop | Separation system for hydrotreater effluent having reduced hydrocarbon loss |
US6666908B2 (en) * | 2001-02-02 | 2003-12-23 | Institut Francais Du Petrole | Process for deacidizing a gas with washing of the hydrocarbons desorbed upon regeneration of the solvent |
Family Cites Families (17)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US2490840A (en) * | 1944-07-11 | 1949-12-13 | Koppers Co Inc | Gas purification process |
US2598034A (en) * | 1949-01-19 | 1952-05-27 | Universal Oil Prod Co | Desulfurization of hydrocarbon gases |
GB978535A (en) * | 1962-12-05 | 1964-12-23 | Shell Int Research | Process for the purification of hot gases obtained by partial combustion and containing soot and carbonyl sulphide |
US3586723A (en) * | 1968-12-11 | 1971-06-22 | Westvaco Corp | Preparation of dialkyl disulfides |
US4362614A (en) * | 1981-04-30 | 1982-12-07 | Uop Inc. | Mercaptan extraction process with recycled alkaline solution |
US4412912A (en) * | 1983-03-01 | 1983-11-01 | Uop Inc. | Hydrocarbon treating process having minimum gaseous effluent |
JPS59216831A (ja) * | 1983-05-25 | 1984-12-06 | ノ−トン・カンパニ− | 軽炭化水素を有する混合物からの富メタンガス,二酸化炭素および硫化水素の分離方法 |
US4626341A (en) * | 1985-12-23 | 1986-12-02 | Uop Inc. | Process for mercaptan extraction from olefinic hydrocarbons |
US4808765A (en) | 1987-07-17 | 1989-02-28 | The Dow Chemical Company | Sulfur removal from hydrocarbons |
US4875997A (en) * | 1988-11-17 | 1989-10-24 | Montana Refining Company | Process for treating hydrocarbons containing mercaptans |
US5202494A (en) * | 1990-05-31 | 1993-04-13 | Phillips Petroleum Company | Continuous process for the production of disulfides |
US5320742A (en) * | 1991-08-15 | 1994-06-14 | Mobil Oil Corporation | Gasoline upgrading process |
EP0881936A1 (en) | 1996-07-29 | 1998-12-09 | Apollo Environmental Systems Corp. | Natural gas treatment process |
US6306288B1 (en) * | 1998-04-17 | 2001-10-23 | Uop Llc | Process for removing sulfur compounds from hydrocarbon streams |
DE19854427A1 (de) * | 1998-11-25 | 2000-05-31 | Basf Ag | Verfahren zur Herstellung von organischen Disulfiden |
US6294699B1 (en) * | 1999-08-30 | 2001-09-25 | Richmond, Hitchcock, Fish & Dollar | Oxidation of mercaptans to organic disulfides |
US7326397B2 (en) | 2000-12-18 | 2008-02-05 | Conocophillips Company | Catalytic partial oxidation process for recovering sulfur from an H2S-containing gas stream |
-
2007
- 2007-01-23 US US12/160,652 patent/US7674444B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2007-01-23 CA CA2637395A patent/CA2637395C/en not_active Expired - Fee Related
- 2007-01-23 WO PCT/US2007/002097 patent/WO2007089547A2/en active Application Filing
- 2007-01-23 EA EA200870215A patent/EA012698B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2007-01-23 EP EP07717025A patent/EP1994126A4/en not_active Withdrawn
Patent Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3244618A (en) * | 1964-04-22 | 1966-04-05 | Gulf Research Development Co | Sweetening process using nitrogen oxide catalyst |
US3989811A (en) * | 1975-01-30 | 1976-11-02 | Shell Oil Company | Process for recovering sulfur from fuel gases containing hydrogen sulfide, carbon dioxide, and carbonyl sulfide |
US4980046A (en) * | 1989-12-28 | 1990-12-25 | Uop | Separation system for hydrotreater effluent having reduced hydrocarbon loss |
US6666908B2 (en) * | 2001-02-02 | 2003-12-23 | Institut Francais Du Petrole | Process for deacidizing a gas with washing of the hydrocarbons desorbed upon regeneration of the solvent |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2740747C1 (ru) * | 2017-05-12 | 2021-01-20 | Джэпэн Ойл, Гэз Энд Металз Нэшнл Корпорейшн | Установка для удаления сероводорода и способ удаления сероводорода |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
CA2637395C (en) | 2011-11-22 |
WO2007089547B1 (en) | 2008-04-03 |
CA2637395A1 (en) | 2007-08-09 |
US7674444B2 (en) | 2010-03-09 |
WO2007089547A2 (en) | 2007-08-09 |
EP1994126A2 (en) | 2008-11-26 |
EA200870215A1 (ru) | 2009-02-27 |
US20090087368A1 (en) | 2009-04-02 |
WO2007089547A3 (en) | 2008-01-03 |
EP1994126A4 (en) | 2011-08-24 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
EA012698B1 (ru) | Устройство и способ для удаления меркаптанов из сырьевых газов | |
CA2660136C (en) | Configurations and methods for removal of mercaptans from feed gases | |
CA2694118C (en) | Configurations and methods for fuel gas treatment with total sulfur removal and olefin saturation | |
SU1309902A3 (ru) | Абсорбент дл селективного выделени сероводорода | |
CN1754947B (zh) | 用于处理dso的方法及设备 | |
US4153674A (en) | Sulfur recovery from gases rich in H2 S and CO2 as well as COS or organic sulfur | |
US8568676B2 (en) | Process for workup of a carbon dioxide-rich gas to be freed of sulfur components | |
US9574142B2 (en) | Process for oxidative desulfurization and sulfone management by gasification | |
EA010169B1 (ru) | Устройства и способы для удаления кислых газов и загрязняющих примесей с близким к нулю выбросом | |
US11331623B2 (en) | COS and CS2 abatement method | |
US20210071090A1 (en) | Process and plant for separation of concomitants from a raw synthesis gas stream and for producing a sulfur-free by-product | |
US8900544B2 (en) | Sulfur removal methods | |
CN111770783B (zh) | 改进的杂质去除方法 | |
CA2520046C (en) | Process for reducing the level of sulfur compounds from liquid hydrocarbon streams | |
JP5420843B2 (ja) | 炭化水素の硫黄分低減方法 | |
EA034277B1 (ru) | Способ очистки углеводородной фракции от серосодержащих соединений |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM AZ BY KG MD TJ TM |
|
MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): KZ RU |