EA031731B1 - Способ и устройство для обработки потока газообразного углеводорода - Google Patents

Способ и устройство для обработки потока газообразного углеводорода Download PDF

Info

Publication number
EA031731B1
EA031731B1 EA201592234A EA201592234A EA031731B1 EA 031731 B1 EA031731 B1 EA 031731B1 EA 201592234 A EA201592234 A EA 201592234A EA 201592234 A EA201592234 A EA 201592234A EA 031731 B1 EA031731 B1 EA 031731B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
stream
hydrogen
hydrogenation reactor
gas
claus
Prior art date
Application number
EA201592234A
Other languages
English (en)
Other versions
EA201592234A1 (ru
Inventor
Клэр Вайсс
Камлеш Годазара
Original Assignee
Тоталь Са
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Тоталь Са filed Critical Тоталь Са
Publication of EA201592234A1 publication Critical patent/EA201592234A1/ru
Publication of EA031731B1 publication Critical patent/EA031731B1/ru

Links

Classifications

    • 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
    • C10L3/103—Sulfur containing 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
    • 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
    • C10L2290/00—Fuel preparation or upgrading, processes or apparatus therefore, comprising specific process steps or apparatus units
    • C10L2290/06—Heat exchange, direct or indirect
    • 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
    • C10L2290/00—Fuel preparation or upgrading, processes or apparatus therefore, comprising specific process steps or apparatus units
    • C10L2290/08—Drying or removing water
    • 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
    • C10L2290/00—Fuel preparation or upgrading, processes or apparatus therefore, comprising specific process steps or apparatus units
    • C10L2290/10—Recycling of a stream within the process or apparatus to reuse elsewhere therein
    • 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
    • C10L2290/00—Fuel preparation or upgrading, processes or apparatus therefore, comprising specific process steps or apparatus units
    • C10L2290/54—Specific separation steps for separating fractions, components or impurities during preparation or upgrading of a fuel
    • C10L2290/541—Absorption of impurities during preparation or upgrading of a fuel
    • 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
    • C10L2290/00—Fuel preparation or upgrading, processes or apparatus therefore, comprising specific process steps or apparatus units
    • C10L2290/54—Specific separation steps for separating fractions, components or impurities during preparation or upgrading of a fuel
    • C10L2290/543—Distillation, fractionation or rectification for separating fractions, components or impurities during preparation or upgrading of a fuel
    • 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
    • C10L2290/00—Fuel preparation or upgrading, processes or apparatus therefore, comprising specific process steps or apparatus units
    • C10L2290/54—Specific separation steps for separating fractions, components or impurities during preparation or upgrading of a fuel
    • C10L2290/545—Washing, scrubbing, stripping, scavenging for separating fractions, components or impurities during preparation or upgrading of a fuel

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Gas Separation By Absorption (AREA)
  • Treating Waste Gases (AREA)
  • Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
  • Pharmaceuticals Containing Other Organic And Inorganic Compounds (AREA)
  • Agricultural Chemicals And Associated Chemicals (AREA)
  • Peptides Or Proteins (AREA)

Abstract

Изобретение относится к способу обработки потока газообразного углеводорода, содержащего HS и меркаптаны, в котором получают диалкилдисульфиды, которые после этого удаляют в результате гидрогенизации, а также устройству для осуществления упомянутого способа.

Description

Изобретение относится к способу обработки потока газообразного углеводорода, содержащего H2S и меркаптаны, в котором получают диалкилдисульфиды, которые после этого удаляют в результате гидрогенизации, а также устройству для осуществления упомянутого способа.
031731 Bl
Область техники, к которой относится изобретение
Изобретение относится к способу обработки потока газообразного углеводорода, содержащего H2S и меркаптаны, в котором получают дисульфидное масло (ДСМ), которое после этого удаляют в результате гидрогенизации, а также устройству для осуществления упомянутого способа.
Уровень техники
Сернистый газообразный углеводород, извлеченный из газового месторождения, должен быть подвергнут воздействию нескольких видов обработок для удовлетворения специфическим ограничениям, диктуемым техническими условиями с точки зрения коммерческого использования или техники безопасности. Данные виды обработок включают, например, деацидификацию, дегидратацию и сжижение. Что касается H2S и других соединений серы, таких как меркаптаны, то для повергнутого обработке газа предписываются уровни содержания в несколько ч./млн.
Поэтому в случае сернистого газа, характеризующегося высоким уровнем содержания меркаптанов, может потребоваться дополнительная обработка некоторых газовых и жидкостных фракций, таких как сжиженный нефтяной газ (СНГ), в целях удовлетворения техническим условиям с точки зрения коммерческого использования или техники безопасности. В данном случае меркаптаны могут быть удалены при использовании каустического раствора, что, однако, приводит к получению нежелательного побочного продукта, называемого дисульфидным маслом (ДСМ), которое образовано из смеси из диалкилдисульфидов. При разрешении данной проблемы наиболее широко используемая практика заключается в смешивании масла ДСМ с большим количеством конденсата или масла при наличии совместимости с их техническими характеристиками. Однако получение жидкости из газа не всегда доступно по месту, или может не иметься достаточного количества жидкости для смешивания с маслом ДСМ. Поэтому утилизация масла ДСМ представляет собой проблему, имеющую исключительно критическое значение на таких месторождениях.
В публикации FR 2875236 описывается способ удаления масла ДСМ, включающий гидрирование масла ДСМ, где масло ДСМ превращают в H2S и углеводороды. В данном способе в целях осуществления гидрогенизации (гидрирования) испаренного масла ДСМ используют чистый водород. В нем также требуется наличие специального объекта, выделенного для масла ДСМ, где испаряют масло ДСМ, получают или вводят извне водород и осуществляют гидрирование масла ДСМ с образованием H2S. Однако данный способ предусматривает большой объем капиталовложений (KB). Кроме того, чистый водород не всегда доступен по месту и должен быть подведен извне или требует наличия установки по производству водорода.
Поэтому в рамках способа обработки сернистого газа имеется потребность в способе удаления масла ДСМ, который является более простым и характеризуется меньшей величиной КВ.
Настоящее изобретение удовлетворяет всем данным потребностям в результате предложения способа, который может быть интегрирован в агрегат по обработке H2S, в частности, в установку обработки хвостовых газов (УОХВ) по ходу технологического ниже установки Клауса. В способе изобретения фактически используют оборудование, которое уже задействовано при обработке сернистого газа, что поэтому делает возможным значительное уменьшение величины КВ. Кроме того, в способе используют водород, который может быть получен в установке Клауса, для превращения масла ДСМ в H2S и углеводороды. Таким образом, в некоторых вариантах осуществления в способе не требуется использование отдельного генератора водород.
Одна цель настоящего изобретения представляет собой способ обработки потока газообразного углеводорода, содержащего H2S и меркаптаны, в котором:
a) поток газообразного углеводорода разделяют на поток обессеренного газообразного углеводорода и поток кислого газа, содержащий H2S;
b) меркаптаны концентрируют по меньшей мере в одной фракции упомянутого потока обессеренного газообразного углеводорода;
c) меркаптаны извлекают из упомянутой фракции и превращают в диалкилдисульфиды;
d) поток кислого газа, содержащий H2S, перепускают в установку Клауса, тем самым, обеспечивая получение серосодержащего потока и потока хвостовых газов установки Клауса, содержащего SO2, где данный поток после этого перепускают в реактор гидрогенизации А1 для превращения SO2 в H2S, а после этого перепускают в абсорбер В для удаления H2S, где:
e) диалкилдисульфиды, полученные на стадии с), вводят в реакцию с водородсодержащим потоком в упомянутом реакторе гидрогенизации А1 или во втором реакторе гидрогенизации А2, тем самым, обеспечивая получение потока газа, содержащего H2S, где упомянутый водородсодержащий поток получают при использовании генератора водорода С и/или упомянутый водородсодержащий поток получают при использовании установки Клауса, тем самым обеспечивая его присутствие в потоке хвостовых газов установки Клауса до или после реактора гидрогенизации А1, и
f) поток газа, содержащий H2S, что получают на стадии е), перепускают в абсорбер В для удаления H2S.
- 1 031731
В одном варианте осуществления все количество или часть водородсодержащего потока получают при использовании генератора водорода С, предпочтительно при использовании генератора восстановительного газа, запитываемого при использовании смеси из топливного газа, водяного пара и воздуха.
В одном варианте осуществления все количество или часть водородсодержащего потока получают при использовании установки Клауса, запитываемой при использовании горючего агента, содержащего по меньшей мере 20% кислорода, тем самым, обеспечивая получение потока хвостовых газов установки Клауса, содержащего водород.
В одном варианте осуществления диалкилдисульфиды вводят в реакцию с водородсодержащим потоком в реакторе гидрогенизации А1, при этом упомянутый водородсодержащий поток получают при использовании генератора водорода С, тем самым, обеспечивая получение потока газа, содержащего H2S, где данный поток после этого перепускают в абсорбер В для удаления H2S.
В одном варианте осуществления диалкилдисульфиды вводят в реакцию с потоком хвостовых газов установки Клауса, содержащим водород, в реакторе гидрогенизации А1, тем самым, обеспечивая получение потока газа, содержащего H2S, где данный поток после этого перепускают в абсорбер В для удаления H2S. В одном конкретном варианте осуществления реактор гидрогенизации А1 частично запитывают при использовании водородсодержащего потока, полученного при использовании генератора водорода С.
В одном варианте осуществления диалкилдисульфиды вводят в реакцию с водородсодержащим потоком в реакторе гидрогенизации А2, при этом упомянутый водородсодержащий поток получают при использовании генератора водорода С, тем самым, обеспечивая получение потока газа, содержащего H2S, где данный поток после этого перепускают в абсорбер В для удаления H2S.
В одном варианте осуществления одну часть потока хвостовых газов установки Клауса, содержащего водород, отбирают до реактора гидрогенизации А1 и вводят в реакцию с диалкилдисульфидами во втором реакторе гидрогенизации А2, тем самым, обеспечивая получение потока газа, содержащего H2S, где данный поток после этого перепускают в абсорбер В для удаления H2S. В одном конкретном варианте осуществления реактор гидрогенизации А1 частично запитывают при использовании водородсодержащего потока, полученного при использовании генератора водорода С.
В одном варианте осуществления одну часть потока хвостовых газов установки Клауса, содержащего водород, отбирают после реактора гидрогенизации А1 и вводят в реакцию с диалкилдисульфидами во втором реакторе гидрогенизации А2, тем самым, обеспечивая получение потока газа, содержащего H2S, где данный поток после этого перепускают в абсорбер В для удаления H2S. В одном конкретном варианте осуществления реакторы гидрогенизации как А1, так и А2 частично запитывают при использовании водородсодержащего потока, полученного при использовании генератора водорода С.
В одном варианте осуществления поток газа, обогащенный по H2S, извлекают из абсорбера В и отправляют на рециркуляцию в установку Клауса.
В одном варианте осуществления диалкилдисульфиды извлекают из газовых или жидкостных фракций, таких как сжиженный нефтяной газ.
Еще одна цель настоящего изобретения представляет собой устройство для осуществления способа изобретения, при этом упомянутое устройство включает установку разделения (2) для разделения потока газообразного углеводорода на поток обессеренного газообразного углеводорода, извлекаемый по линии (3), и поток кислого газа, содержащий H2S, что извлекают по линии (13), установку Клауса (14), запитываемую по линии (13), при этом упомянутая установка Клауса (14) включает выпускную линию установки Клауса (16) для извлечения потока хвостовых газов установки Клауса, содержащего SO2;
необязательно нагреватель хвостовых газов (17) для нагревания потока хвостовых газов установки Клауса, реактор гидрогенизации А1, запитываемый при использовании потока горячих хвостовых газов установки Клауса по линии (16) и включающий линию (18) для извлечения потока газа на выпуске из реактора гидрогенизации А1;
абсорбер В, запитываемый по линии (18);
установку фракционирования газа или жидкости (6) для концентрирования меркаптанов по меньшей мере в одной фракции потока обессеренных газообразных или жидких углеводородов, при этом упомянутую установку фракционирования газа или жидкости (6) запитывают по линии (3) и упомянутую фракцию извлекают по линии (8);
установку удаления меркаптанов (9), включающую линию масла ДСМ (12, 12а) для извлечения диалкилдисульфидов, при этом упомянутую установку удаления меркаптанов (9) запитывают по линии (8); где либо линию масла ДСМ (12) соединяют с потоком горячих хвостовых газов установки Клауса (16) в целях введения диалкилдисульфидов в реакцию с водородсодержащим потоком в упомянутом реакторе гидрогенизации А1, либо одну часть потока хвостовых газов установки Клауса по линиям (16, 18) отбирают по линии
- 2 031731 (16а), присоединенной до реактора гидрогенизации А1, или по линии (18а), присоединенной после реактора гидрогенизации А1;
устройство, кроме того, включает второй реактор гидрогенизации А2, отличный от реактора А1, и упомянутый реактор гидрогенизации А2 запитывают по упомянутой линии (16а, 18а) и по линии масла ДСМ (12а), и он включает выпускную линию (12b) для извлечения потока газа, содержащего H2S;
упомянутую выпускную линию (12b) соединяют с линией (18) в целях запитывания абсорбера В при использовании упомянутого потока газа, содержащего H2S.
В одном варианте осуществления установку Клауса (14) запитывают при использовании горючего агента, содержащего по меньшей мере 20% кислорода, тем самым, обеспечивая получение потока хвостовых газов установки Клауса, содержащего водород.
В одном варианте осуществления реактор гидрогенизации А1 или реактор гидрогенизации А2 там, где это уместно, или оба реактора гидрогенизации, кроме того, запитывают при использовании генератора водорода С, предпочтительно при использовании генератора восстановительного газа, запитываемого при использовании смеси из топлива, водяного пара и воздуха.
В одном варианте осуществления абсорбер В включает линию (19), соединенную с установкой Клауса (14), для отправления потока газа, обогащенного по H2S, что извлекают из абсорбера В, на рециркуляцию в установку Клауса (14).
Краткое описание фигур
Фиг. 1 является схематическим представлением способа и аппаратуры изобретения, где диалкилдисульфиды вводят в реакцию с водородсодержащим потоком в гидрогенизаторе А1, при этом упомянутый водород получают при использовании генератора водорода С.
Фиг. 2 является схематическим представлением способа и аппаратуры изобретения, где водород получают при использовании установки Клауса, тем самым, обеспечивая получение потока хвостовых газов установки Клауса, содержащего водород.
Диалкилдисульфиды вводят в реакцию с потоком хвостовых газов установки Клауса, содержащим водород, в гидрогенизаторе А1. Необязательно гидрогенизатор А1 частично запитывают при использовании водородсодержащего потока, полученного при использовании генератора водорода С (представляемого пунктирной линией).
Фиг. 3 является схематическим представлением способа и аппаратуры изобретения, где одну часть потока хвостовых газов установки Клауса, содержащего водород, отбирают до реактора гидрогенизации А1 и вводят в реакцию с диалкилдисульфидами в реакторе гидрогенизации А2. Реакторы гидрогенизации как А1, так и А2 запитывают при использовании водородсодержащего потока, полученного при использовании генератора водорода С.
Фиг. 4 является схематическим представлением способа и аппаратуры изобретения, где водород получают при использовании установки Клауса, тем самым, обеспечивая получение потока хвостовых газов установки Клауса, содержащего водород. Одну часть потока хвостовых газов установки Клауса, содержащего водород, отбирают до реактора гидрогенизации А1 и вводят в реакцию с диалкилдисульфидами в реакторе гидрогенизации А2. Необязательно гидрогенизаторы как А1, так и А2 запитывают при использовании водородсодержащего потока, полученного при использовании генератора водорода С (представляемого пунктирной линией).
Фиг. 5 является схематическим представлением способа и аппаратуры изобретения, где водород получают при использовании установки Клауса, тем самым, обеспечивая получение потока хвостовых газов установки Клауса, содержащего водород. Одну часть потока хвостовых газов установки Клауса, содержащего водород, отбирают после реактора гидрогенизации А1 и вводят в реакцию с диалкилдисульфидами в реакторе гидрогенизации А2. Гидрогенизаторы как А1, так и А2 запитывают при использовании водородсодержащего потока, полученного при использовании генератора водорода С.
Фиг. 6 является схематическим представлением способа и аппаратуры изобретения, где водород получают при использовании установки Клауса, тем самым, обеспечивая получение потока хвостовых газов установки Клауса, содержащего водород. Одну часть потока хвостовых газов установки Клауса, содержащего водород, отбирают после реактора гидрогенизации А1 и вводят в реакцию с диалкилдисульфидами в реакторе гидрогенизации А2. Необязательно гидрогенизаторы как А1, так и А2 запитывают при использовании водородсодержащего потока, полученного при использовании генератора водорода С (представляемого пунктирной линией).
Подробное описание изобретения
Способ, соответствующий изобретению, относится к обработке потока газообразного углеводорода, содержащего H2S и меркаптаны, в особенности к сернистому газу (природному газу), где из газа извлекают потоки газа или жидкости, такие как легкие углеводороды и газ СНГ.
В следующем далее описании изобретения запитывание установки или любой другой части устройства по линии включает непосредственное запитывание, а также опосредованное запитывание, например, когда запитывающий поток подвергают обработке до запитывания упомянутых установки или части, такой как дегидратационная обработка.
В следующем далее описании используют пример сернистого газа, содержащего H2S, CO2 и мер
- 3 031731 каптаны, из которого извлекают легкие углеводороды и газ СНГ, но без ограничения этим объема изобретения.
Теперь изобретение будет описываться более подробно при обращении к фиг. 1-6.
Фиг. 1 представляет первый вариант осуществления изобретения.
В соответствии с фиг. 1 сернистый газ 1 подвергают обессериванию в результате удаления кислых газов H2S и СО2 в установке разделения 2, такой как установка промывания аминовым раствором. Аминовые растворы хорошо известны для специалистов в соответствующей области техники. В соответствии с желательными техническими условиями аминовые растворы могут включать амин ДЭА (диэтаноламин), амин МДЭА (метилдиэтаноламин) или активированный амин МДЭА (например, МДЭА/пиперазин или МДЭА/гидроксиэтилпиперазин) или любой другой раствор на аминовой основе, известный на современном уровне техники в качестве абсорбирующего раствора. Кислый газ, обогащенный по H2S и СО2, и обессеренный газ, соответственно, извлекают по линиям 13 и 3. Обессеренный газ 3 высушивают в установке дегидратации 4 при использовании способа высушивания. Способы высушивания хорошо известны для специалистов в соответствующей области техники. В соответствии с желательной водной точкой росы в способе высушивания могут быть использованы дегидратационный растворитель, такой как гликоль или триэтиленгликоль (ТЭГ), или молекулярные сита. После этого высушенный и обессеренный газ 5 вводят в установку фракционирования газа или жидкости 6 для концентрирования меркаптанов в газовых или жидкостных фракциях. Установка 6 в общем случае обеспечивает осуществление фракционирования; в классическом варианте она включает деэтанизатор, депропанизатор и дебутанизатор. Газовые или жидкостные фракции извлекают по линии 8 (поток газа СНГ). Легкие углеводороды извлекают по линии 7. Таким образом, меркаптаны, первоначально присутствующие в сернистом газе 1, оказываются сконцентрированными в потоке газа СНГ 8. Их подвергают обработке в результате промывания газовых или жидкостных фракций при использовании каустического раствора 10, такого как в случае гидроксида натрия, в установке 9, тем самым, обеспечивая получение масла ДСМ по линии 12. Газовые или жидкостные фракции, которые свободны от меркаптанов в соответствии с параметрами технических условий с точки зрения коммерческого использования, извлекают по линии 11. Использованный раствор гидроксида натрия может быть регенерирован при использовании воздуха (не представлен) до возвращения в установку 9. Далее будет видно то, каким образом масло ДСМ подвергают обработке.
Кислый газ, обогащенный по H2S и СО2, 13, полученный из установки промывания аминовым раствором 2, вводят в установку Клауса 14 для превращения H2S в жидкую серу. Полученную серу извлекают из установки 14 по линии 23. Поток хвостовых газов установки Клауса, выходящий из установки Клауса 14, извлекают по линии 16.
Установку Клауса запитывают при использовании горючего агента (не представлен), содержащего кислород, в целях обеспечения окисления H2S. Горючий агент может представлять собой воздух, чистый кислород или кислород плюс воздух, то есть, смесь, главным образом, содержащую кислород и азот, где количество азота не превышает 80%.
Чистый кислород или кислород плюс воздух могут быть получены из атмосферного воздуха при использовании установки разделения воздуха (УРВ), которая разделяет атмосферный воздух на его основные компоненты: главным образом азот и кислород, а иногда также и аргон и другие благородные инертные газы. В способе изобретения может быть применен любой подходящий для использования способ разделения, например криогенная дистилляция.
Использование чистого кислорода или кислорода плюс воздух в качестве горючего агента в печи реактора промотирует прохождение побочных реакций, приводящих в результате к получению водорода. Поэтому поток хвостовых газов установки Клауса 16 может содержать незначительные количества водорода (вплоть до 5%).
После этого поток хвостовых газов установки Клауса 16 вводят в установку обработки хвостовых газов (УОХВ) в целях превращения соединений серы хвостовых газов в H2S. Установка УОХВ в общем случае включает три основные единицы оборудования по направлению течения:
реактор гидрогенизации А1 для превращения соединений серы потока хвостовых газов установки Клауса 16 в H2S, установка введения в контакт при резком охлаждении для удаления воды из потока газа (не представлена) и абсорбер В для отделения соединений серы (в основном H2S) от других компонентов потока хвостовых газов установки Клауса.
Установка УОХВ, кроме того, может включать нагреватель хвостовых газов 17 для нагревания потока хвостовых газов установки Клауса 16 по мере надобности (представляемый пунктирной линией).
В результате на выходе из установки УОХВ извлекают два потока: поток газа, обогащенного по CO2/N2, 20 и поток газа, обогащенный по соединениям серы, 19.
Реакторы гидрогенизации хорошо известны для специалистов в соответствующей области техники. Реактор гидрогенизации А1 обычно включает слой катализатора, такого как в случае СоМо, где соединения серы, такие как SO2, S, COS и CS2, превращают в H2S.
В случае недостаточности количества водорода, содержащегося в потоке хвостовых газов установ
- 4 031731 ки Клауса 16, для превращения всех соединений серы в H2S реактор гидрогенизации А1 должен быть, кроме того, запитан при использовании потока дополнительного водорода, полученного при использовании генератора водорода С. В соответствии с изобретением генератор водорода представляет собой любой внешний источник водорода, такой как генератор восстановительного газа или установка по производству водорода. В случае получения водорода при использовании генератора восстановительного газа температура потока полученного водорода может быть достаточно высокой для осуществления гидрогенизации, и в данном случае нагреватель хвостовых газов 17 может не потребоваться. Однако, в случае получения водорода при использовании установки по производству водорода или при использовании любого внешнего источника водорода может потребоваться нагреватель хвостовых газов 17 для нагревания потока хвостовых газов установки Клауса 16 до температуры, подходящей для использования при осуществлении гидрогенизации соединений серы. Генератор водорода С также нагревает поток хвостовых газов установки Клауса 16 при использовании горячего газа из генератора водорода, который смешивают с потоком хвостовых газов установки Клауса 16.
В реакторе гидрогенизации А1 температура должна составлять по меньшей мере 150°С, предпочтительно приблизительно 220°С. Генератор Н2 С в общем случае функционирует при использовании воздуха, водяного пара и топливного газа. Давление в реакторе гидрогенизации А1 в общем случае находится в диапазоне от 1,1 до 1,8 бар, предпочтительно от 1,3 до 1,6 бар.
Поток подвергнутого превращению газа 18, извлекаемый на выпуске из реактора гидрогенизации А1, может быть перепущен через установку введения в контакт при резком охлаждении (не представлена), предпочтительно башню резкого водяного охлаждения, в целях удаления избытка воды из потока газа. После этого поток дегидратированного газа, выходящий из башни резкого охлаждения, перепускают через абсорбер В, где соединения серы, в основном H2S, абсорбируют при использовании абсорбирующего раствора. Предпочтительно абсорбер В представляет собой установку на аминовой основе, но может быть применена и любая другая подходящая для использования установка абсорбирования.
Абсорбирующий раствор, содержащий введенные соединения серы, в общем случае извлекают из абсорбера В и перепускают через отпарную колонну (не представлена) в целях отделения абсорбирующего раствора от соединений серы. Абсорбирующий раствор может быть извлечен в кубовой части отпарной колонны и отправлен на рециркуляцию в абсорбер В. Поток газа, обогащенный по соединениям серы, 19 извлекают в шлемовой части колонны и отправляют на рециркуляцию по ходу технологического потока выше установки Клауса 14.
После этого поток газа, обогащенного по CO2/N2, 20 вводят в печь дожигания 21 для осуществления сжигания в присутствии топлива и воздуха и получения потока топливного газа 22.
В соответствии с вариантом осуществления фиг. 1 поток хвостовых газов установки Клауса 16 смешивают с потоком водорода, полученным при использовании генератора водорода С, который требуется для превращения диалкилдисульфидов в H2S, тем самым, обеспечивая в результате получение горячей смеси из газов. Масло ДСМ по линии 12, которое получают из установки 9, вводят в данную горячую смесь из газов, где его испаряют. После этого получающийся в результате газовый поток вводят в реактор гидрогенизации А1, где диалкилдисульфиды превращают в H2S. В варианте осуществления фиг. 1 поток водорода получают при использовании генератора водорода С.
Однако, как это упоминалось выше, в случае запитывания установки Клауса при использовании чистого кислорода или кислорода плюс воздух в качестве горючего агента в установке Клауса может быть промотировано прохождение побочных реакций, приводящих в результате к получению водорода. Поэтому поток хвостовых газов установки Клауса 16 может содержать водород в количестве, достаточном для осуществления превращения диалкилдисульфидов в H2S и углеводороды. В данном случае отсутствует какая-либо потребность в использовании генератора водорода С. Однако в целях достижения специфической температуры гидрогенизации требуется нагреватель хвостовых газов 17 для нагревания потока хвостовых газов установки Клауса, содержащего водород. Фиг. 2 представляет данный вариант осуществления изобретения, где водород получают в установке Клауса 14 (при этом другие условия идентичны тому, что имеет место для варианта осуществления фиг. 1). В данном случае генератор водорода С является необязательным (будучи представляемым пунктирной линией). Его используют только в случае недостаточности количества водорода в потоке хвостовых газов установки Клауса 16 для превращения диалкилдисульфидов в H2S и углеводороды. В данном случае нагреватель хвостовых газов 17 является обязательным для предварительного нагревания хвостовых газов вплоть до температуры гидрогенизации.
Фиг. 3 представляет еще один вариант осуществления изобретения, где одну часть потока горячих хвостовых газов установки Клауса 16, содержащего водород, отбирают до реактора гидрогенизации А1 по линии 16а, масло ДСМ 12а вводят в поток горячих хвостовых газов установки Клауса 16а, где его испаряют, после этого получающийся в результате газовый поток вводят в реактор гидрогенизации А2, отличный от реактора А1, другие условия идентичны условиям варианта осуществления фи. 1.
- 5 031731
В целях превращения диалкилдисульфидов в H2S реактор гидрогенизации А2 запитывают при использовании водорода, полученного при использовании генератора водорода С. После этого полученный поток, содержащий H2S, 12b вводят в установку УОХВ в целях осуществления обработки при использовании абсорбера В.
Фиг. 4 представляет еще один вариант осуществления изобретения, где водород получают в установке Клауса 14, хвостовые газы установки Клауса 16 нагревают в нагревателе хвостовых газов 17, одну часть потока горячих хвостовых газов установки Клауса 16, содержащего водород, отбирают до реактора гидрогенизации А1 по линии 16а, масло ДСМ 12а вводят в поток горячих хвостовых газов установки Клауса 16а, где его испаряют, после этого получающийся в результате газовый поток вводят в реактор гидрогенизации А2, отличный от реактора А1, другие условия идентичны условиям варианта осуществления фиг. 2. Вследствие получения водорода в установке Клауса 14 генератор водорода С является необязательным (будучи представляемым пунктирной линией). Его используют только в случае недостаточности количества водорода в потоке хвостовых газов установки Клауса 16, 16а для превращения диалкилдисульфидов в H2S и углеводороды. В данном случае нагреватель хвостовых газов 17 является обязательным для предварительного нагревания хвостовых газов вплоть до температуры гидрогенизации.
Объем газа, отобранного из потока хвостовых газов установки Клауса по линии 16а, будет зависеть от уровня содержания водорода в потоке хвостовых газов установки Клауса 16 и количества масла ДСМ, которое требуется превратить в H2S. Отобранный объем может находиться в диапазоне от 5 до 60% (об.). В целях превращения диалкилдисульфидов в H2S и углеводороды реактор гидрогенизации А2 может быть запитан при использовании водорода, полученного при использовании генератора водорода С. В случае недостаточности Н2 в хвостовых газах установки Клауса гидрогенизатор А1 также может быть запитан при использовании генератора водорода С. После этого полученный поток, содержащий H2S, 12b вводят в установку УОХВ в целях осуществления обработки при использовании абсорбера В.
Фиг. 5 и 6 представляют другие варианты осуществления изобретения, где водород получают в установке Клауса 14, одну часть потока горячих хвостовых газов, содержащего водород, отбирают после реактора гидрогенизации А1 по линии 18а, масло ДСМ 12а вводят в поток хвостовых газов установки Клауса 18а, где его испаряют, после этого получающийся в результате газовый поток вводят в реактор гидрогенизации А2, отличный от реактора А1, другие условия идентичны условиям варианта осуществления фиг. 1.
Поток хвостовых газов установки Клауса 16, или поток горячих хвостовых газов 18а, или оба потока 16 и 18а могут не содержать достаточного количества водорода для осуществления гидрогенизации, соответственно, в реакторе гидрогенизации А1 и/или реакторе гидрогенизации А2. В данном случае требуется генератор водорода С для запитывания реакторов гидрогенизации А1 и/или А2 при использовании дополнительного источника водорода (фиг. 5). После этого полученный поток, содержащий H2S, 12b вводят в установку УОХВ.
Наоборот, поток хвостовых газов установки Клауса 16 или поток горячих хвостовых газов 18а или оба потока 16 и 18а могут содержать водород в случае неполного потребления водорода, полученного в установке Клауса 14, в реакторе гидрогенизации А1 и/или реакторе гидрогенизации А2. В данном случае генератор водорода С является необязательным (будучи представляемым пунктирной линией - фиг. 6). Его используют только в случае недостаточности количества водорода в потоке хвостовых газов установки Клауса 16 и/или в потоке отобранных христовых газов 18а для превращения диалкилдисульфидов в H2S и углеводороды. В данном случае нагреватель хвостовых газов 17 является обязательным для предварительного нагревания хвостовых газов вплоть до температуры гидрогенизации. После этого полученный поток, содержащий H2S, 12b вводят в установку УОХВ в целях осуществления обработки при использовании абсорбера В.
Поэтому, как это видно из вариантов осуществления, проиллюстрированных на фиг. 1-6, способ изобретения делает возможной утилизацию масла ДСМ в результате отправления его в оборудование, которое задействуется в классическом варианте при обработке сернистого газа, в частности в установку УОХВ, а, говоря более конкретно, в реактор гидрогенизации и абсорбер установки УОХВ, что поэтому делает возможным значительное уменьшение величины КВ. Кроме того, в способе используют водород, который может быть получен в установке Клауса, для превращения масла ДСМ в H2S. Таким образом, в некоторых вариантах осуществления в способе не требуется использование отдельного генератора водорода, выделенного для обработки масла ДСМ.
Еще одна цель настоящего изобретения представляет собой устройство для осуществления способа изобретения, при этом упомянутое устройство включает установку разделения 2 для разделения потока газообразного углеводорода на поток обессеренного газообразного углеводорода, извлекаемый по линии 3, и поток кислого газа, содержащий H2S, что извле
- 6 031731 кают по линии 13, установку Клауса 14, запитываемую по линии 13, при этом упомянутая установка Клауса 14 включает выпускную линию установки Клауса 16 для извлечения потока хвостовых газов установки Клауса, содержащего H2S и SO2;
необязательно нагреватель хвостовых газов 17 для нагревания потока хвостовых газов установки Клауса, реактор гидрогенизации А1, запитываемый при использовании потока горячих хвостовых газов установки Клауса по линии 16 и включающий линию 18 для извлечения потока газа на выпуске из реактора гидрогенизации А1;
абсорбер В, запитываемый по линии 18;
установку фракционирования газа или жидкости 6 для концентрирования меркаптанов по меньшей мере в одной фракции потока обессеренных газообразных или жидких углеводородов, при этом упомянутую установку фракционирования газа или жидкости 6 запитывают по линии 3 и упомянутую фракцию извлекают по линии 8;
установку удаления меркаптанов 9, включающую линию масла ДСМ 12, 12а для извлечения диалкилдисульфидов, при этом упомянутую установку удаления меркаптанов 9 запитывают по линии 8;
где либо линию масла ДСМ 12 соединяют с потоком горячих хвостовых газов установки Клауса 16 в целях введения диалкилдисульфидов в реакцию с водородсодержащим потоком в упомянутом реакторе гидрогенизации А1, либо одну часть потока хвостовых газов установки Клауса по линиям 16, 18 отбирают по линии 16а, присоединенной до реактора гидрогенизации А1, или по линии 18а, присоединенной после реактора гидрогенизации А1;
устройство, кроме того, включает второй реактор гидрогенизации А2, отличный от реактора А1, и упомянутый реактор гидрогенизации А2 запитывают по упомянутой линии 16а, 18а и по линии масла ДСМ 12а, и он включает выпускную линию 12b для извлечения потока газа, содержащего H2S;
упомянутую выпускную линию 12b соединяют с линией 18 в целях запитывания абсорбера В при использовании упомянутого потока газа, содержащего H2S.
Установка разделения 2 обычно может быть установкой промывания аминовым раствором. В соответствии с желательными техническими условиями аминовые растворы могут включать амин ДЭА (диэтаноламин), амин МДЭА (метилдиэтаноламин) или активированный амин МДЭА или любой другой раствор на аминовой основе, известный на современном уровне техники в качестве абсорбирующего раствора.
Установку Клауса запитывают при использовании горючего агента, содержащего кислород, в целях обеспечения окисления H2S. Горючий агент может представлять собой воздух, чистый кислород или смесь, главным образом, содержащую кислород и азот, где количество азота не превышает 80%. Таким образом, устройство, кроме того, может включать установку разделения воздуха (УРВ), которая способна разделять атмосферный воздух на его основные компоненты: главным образом, азот и кислород, а иногда также и аргон и другие благородные инертные газы, для получения чистого кислорода или газа, обогащенного по кислороду.
В одном варианте осуществления установку Клауса 14 запитывают при использовании горючего агента, содержащего по меньшей мере 20% кислорода, тем самым, обеспечивая получение потока хвостовых газов установки Клауса, содержащего водород.
Устройство может, кроме того, включать установку дегидратации 4, присоединенную между установкой разделения 3 и установкой фракционирования газа или жидкости 6, для высушивания обессеренного газа 3. В соответствии с желательной водной точкой росы в установке высушивания 4 могут быть использованы дегидратационный растворитель, такой как гликоль или триэтиленгликоль (ТЭГ), или молекулярные сита.
Реакторы гидрогенизации А1 или А2 обычно включают слой катализатора, такого как в случае СоМо, где соединения серы, такие как SO2, S, COS и CS2, превращают в H2S.
В одном варианте осуществления реактор гидрогенизации А1 или реактор гидрогенизации А2 там, где это уместно, или оба реактора гидрогенизации, кроме того, запитывают при использовании генератора водорода С, предпочтительно при использовании генератора восстановительного газа, запитываемого при использовании смеси из топлива, водяного пара и воздуха.
Абсорбер В может представлять собой установку на аминовой основе, но может быть применена и любая другая подходящая для использования установка абсорбирования. Устройство может, кроме того, включать отпарную колонну (не представлена) в целях отделения абсорбирующего раствора от соединений серы.
Установка фракционирования газа или жидкости 6 делает возможным концентрирование меркаптанов в газовых или жидкостных фракциях. Установка 6 в общем случае обеспечивает осуществление фракционирования; в классическом варианте она включает деэтанизатор, депропанизатор и дебутанизатор.
- 7 031731
Установка удаления меркаптанов 9 делает возможным получение масла ДСМ по линии 12 в результате промывания газовых или жидкостных фракций при использовании каустического раствора 10, такого как в случае гидроксида натрия. Г азовые или жидкостные фракции, которые свободны от меркаптанов в соответствии с параметрами технических условий, с точки зрения коммерческого использования, извлекают по линии 11. Использованный раствор гидроксида натрия может быть регенерирован при использовании воздуха (не представлен) до возвращения в установку 9. Далее будет видно то, каким образом масло ДСМ подвергают обработке.
В одном варианте осуществления абсорбер В включает линию 19, соединенную с установкой Клауса 14, для отправления потока газа, обогащенного по H2S, что извлекают из абсорбера В, на рециркуляцию в установку Клауса 14.
Следующий далее пример обеспечивает получение еще одной иллюстрации изобретения без приведения какого-либо ограничения.
Пример.
Пример, представленный ниже, относится к первому варианту осуществления способа изобретения, описанного на фиг. 1.
Природный газ последовательно подвергают обработке в установках 2 и 4 и сжижению в установке 6, тем самым, обеспечивая получение потока газа СНГ по линии 8 и потока легких углеводородов по линии 7. Во время сжижения пропан, бутан и меркаптаны совместно извлекают и отправляют в установку 9, где их подвергают обработке в результате промывания газа при использовании каустического раствора 10 гидроксида натрия, тем самым, обеспечивая получение масла ДСМ по линии 12.
Кислый газ, обогащенный по H2S и СО2, 13, полученный из установки промывания аминовым раствором 2, вводят в установку Клауса 14 для превращения H2S в жидкую серу и для получения потока хвостовых газов установки Клауса, который извлекают по линии 16, а после этого нагревают при использовании нагревателя хвостовых газов 17.
Поток горячих хвостовых газов установки Клауса из установки 17 и масло ДСМ, полученное по линии 12, смешивают и вводят в реактор гидрогенизации А1 установки обработки хвостовых газов (УОХВ), где соединения серы превращают в H2S и углеводороды, и извлекают по линии 18. После этого смесь отправляют в абсорбер В установки УОХВ для отделения соединений серы (в основном H2S) от других компонентов потока по линии 18.
На выпуске из абсорбера В извлекают два потока: поток газа, обогащенного по CO2/N2, 20 и поток газа, обогащенный по соединениям серы, 19. Поток газа, обогащенного по CO2/N2, 20 отправляют в печь дожигания 21, а поток газа, обогащенный по соединениям серы, 19 отправляют на рециркуляцию в установку Клауса 14.
Ниже в настоящем документе таблица демонстрирует композиции следующих далее потоков: 1, 8, 12, 13, 16, 18, 19 и 20. В упомянутой таблице не представлены все соединения, которые получаются во время прохождения различных вторичных реакций, данные соединения являются незначительными и не оказывают воздействия на материальный баланс.
При отсутствии каких-либо указаний значения представлены в молярных процентах.
Величины ч./млн. указаны.
№ потока (1) (8) (12) (13) (16) (18) (19) (20)
Соеди- нения
со2 3,07 50 15 16 61 21
H2S 1,13 40 0,9 1,7 33 90 ч./млн.
НС 91,0 99 Следовые количества Следо- вые количества
Н2О 0,042 10 36 35 6 12
n2 4,64 46 45 64
Н2 1,6 2 2,6
so2 0,45
RSH 96 ч./млн. 4000 ч./млн.
Дем 100
Масло ДСМ, представляя собой побочный продукт установки удаления меркаптанов, требует проведения специфической утилизации. Много раз утилизация данного масла ДСМ представляла собой проблематичный вопрос. Как демонстрируют приведенные выше данные, масло ДСМ может быть подвергнуто гидрированию в реакторе гидрогенизации установки УОХВ. При использовании гидрогенизации масла ДСМ все соединения серы масла ДСМ могут быть превращены в H2S, что, в свою очередь, превращают в элементарную серу в установке Клауса.
- 8 031731

Claims (15)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Способ обработки потока газообразного углеводорода, содержащего H2S и меркаптаны, в котором:
    a) поток газообразного углеводорода разделяют на поток обессеренного газообразного углеводорода и поток кислого газа, содержащий H2S;
    b) меркаптаны концентрируют по меньшей мере в одной фракции упомянутого потока обессеренного газообразного углеводорода;
    c) меркаптаны извлекают из упомянутой фракции и превращают в диалкилдисульфиды;
    d) поток кислого газа, содержащий H2S, подают в установку Клауса для получения серосодержащего потока и потока хвостовых газов установки Клауса, содержащего SO2, затем указанный поток хвостовых газов подают в реактор гидрогенизации (А1) для превращения SO2 в H2S, а после этого полученный поток подают в абсорбер (В) для удаления H2S, где
    e) диалкилдисульфиды, полученные на стадии с), вводят в упомянутый реактор гидрогенизации (А1) или во второй реактор гидрогенизации (А2) для осуществления реакции с водородсодержащим потоком с получением потока газа, содержащего H2S, где упомянутый водородсодержащий поток получают при использовании генератора водорода (С), и/или упомянутый водородсодержащий поток получают из потока хвостовых газов установки Клауса, отбираемого до или после реактора гидрогенизации (А1), и
    f) поток газа, содержащий H2S, полученный на стадии е), подают в абсорбер (В) для удаления H2S.
  2. 2. Способ по п.1, где все количество или часть водородсодержащего потока получают при использовании генератора водорода (С), предпочтительно при использовании генератора восстановительного газа, запитываемого смесью из топливного газа, водяного пара и воздуха.
  3. 3. Способ по п.1 или 2, где все количество или часть водородсодержащего потока получают при использовании установки Клауса, запитываемой горючим агентом, содержащим по меньшей мере 20% кислорода с получением потока хвостовых газов установки Клауса, содержащего водород.
  4. 4. Способ по любому из пп.1-3, где диалкилдисульфиды вводят в реакцию с упомянутым водородсодержащим потоком в реакторе гидрогенизации (А1), при этом упомянутый водородсодержащий поток получают при использовании генератора водорода (С), с получением потока газа, содержащего H2S, который затем подают в абсорбер (В) для удаления H2S.
  5. 5. Способ по любому из пп.1-3, где диалкилдисульфиды вводят в реакцию с потоком хвостовых газов установки Клауса, содержащим водород, в реакторе гидрогенизации (А1), тем самым обеспечивая получение потока газа, содержащего H2S, который затем подают в абсорбер (В) для удаления H2S.
  6. 6. Способ по любому из пп.1-3, где одну часть потока хвостовых газов установки Клауса, содержащего водород, отбирают до реактора гидрогенизации (А1) и вводят в реакцию с диалкилдисульфидами во втором реакторе гидрогенизации (А2), тем самым обеспечивая получение потока газа, содержащего H2S, который затем подают в абсорбер (В) для удаления H2S.
  7. 7. Способ по любому из пп.1-3, где одну часть потока хвостовых газов установки Клауса, содержащего водород, отбирают после реактора гидрогенизации (А1) и вводят в реакцию с диалкилдисульфидами во втором реакторе гидрогенизации (А2), тем самым обеспечивая получение потока газа, содержащего H2S, который затем подают в абсорбер (В) для удаления H2S.
  8. 8. Способ по любому из пп.6 или 7, где реактор гидрогенизации (А1) или реактор гидрогенизации (А2) или оба реактора гидрогенизации запитывают при использовании водородсодержащего потока, полученного при использовании генератора водорода (С).
  9. 9. Способ по любому из пп.1-8, где поток газа, содержащий H2S, извлекают из абсорбера (В) и отправляют на рециркуляцию в установку Клауса.
  10. 10. Способ по любому из пп.1-9, где диалкилдисульфиды извлекают из газовых или жидкостных фракций, таких как сжиженный нефтяной газ.
  11. 11. Устройство для осуществления способа по любому из пп.1-10, при этом упомянутое устройство включает установку разделения (2) для разделения потока газообразного углеводорода на поток обессеренного газообразного углеводорода, извлекаемый по линии (3), и поток кислого газа, содержащий H2S, извлекаемый по линии (13), установку Клауса (14), запитываемую по упомянутой линии (13) потока кислого газа, содержащего H2S, при этом упомянутая установка Клауса (14) включает выпускную линию установки Клауса (16) для отвода потока хвостовых газов установки Клауса, содержащего SO2;
    реактор гидрогенизации (А1), запитываемый упомянутым потоком горячих хвостовых газов установки Клауса по линии (16) и включающий линию (18) для отвода потока газа, полученного в реакторе гидрогенизации (А1);
    абсорбер (В), запитываемый по упомянутой линии (18) потока газа, полученного в реакторе гидрогенизации (А1);
    - 9 031731 установку фракционирования газа или жидкости (6) для концентрирования меркаптанов по меньшей мере в одной отбираемой фракции потока обессеренных газообразных или жидких углеводородов, при этом упомянутая установка фракционирования газа или жидкости (6) содержит линию (3) запитывания ее упомянутым потоком обессеренного газообразного углеводорода и линию (8) отвода полученной фракции;
    установку удаления меркаптанов (9), включающую линию отвода полученного дисульфидного масла ДСМ (12, 12а), содержащего диалкилдисульфиды, при этом упомянутая установка удаления меркаптанов (9) содержит линию (8) запитывания ее упомянутым потоком, отведенным из установки фракционирования (6);
    при этом либо упомянутая линия отвода дисульфидного масла ДСМ (12) соединена с упомянутой выпускной линией потока горячих хвостовых газов установки Клауса (16) для обеспечения смешивания диалкилдисульфидов с водородсодержащим потоком перед поступлением их в упомянутый реактор гидрогенизации (А1), либо устройство выполнено с возможностью отбора одной части упомянутого потока хвостовых газов установки Клауса в линиях (16, 18) по линии (16а), присоединенной к упомянутой линии (16) запитывания реактора гидрогенизации (А1), или по линии (18а), присоединенной к упомянутой линии (18) отвода потока газа, полученного в реакторе гидрогенизации (А1);
    при этом устройство дополнительно включает второй реактор гидрогенизации (А2), отличный от реактора (А1), и упомянутый реактор гидрогенизации (А2) выполнен с возможностью запитывания по упомянутой линии (16а, 18а) хвостовых газов установки Клауса и по линии отвода полученного масла ДСМ (12а), и он содержит выпускную линию (12b) для извлечения полученного потока газа, содержащего H2S;
    и при этом упомянутая выпускная линия (12b) для извлечения полученного потока газа, содержащего H2S, соединена с линией (18) потока, полученного в реакторе гидрогенизации (А1), для запитывания абсорбера (В), устройство содержит также генератор водорода (С) для получения по меньшей мере части водородсодержащего потока, который требуется для реактора гидрогенизации (А1) или реактора гидрогенизации (А2) или обоих реакторов.
  12. 12. Устройство по п.11, выполненное с возможностью запитывания установки Клауса (14) горючим агентом, содержащим по меньшей мере 20% кислорода, для генерирования потока хвостовых газов установки Клауса, содержащего водород.
  13. 13. Устройство по любому из пп.11 или 12, в котором в качестве генератора водорода С используется генератор восстановительного газа, запитываемый смесью из топлива и воздуха.
  14. 14. Устройство по любому пп.11 или 12, где реактор гидрогенизации (А1) или реактор гидрогенизации (А2) или оба реактора гидрогенизации выполнены с возможностью дополнительного запитывания внешним Щ-содержащим потоком.
  15. 15. Устройство по любому из пп.11-14, где абсорбер (В) включает линию (19), соединенную с установкой Клауса (14), для отправления потока газа, содержащего H2S, извлеченного из абсорбера (В), на рециркуляцию в установку Клауса (14).
    - 10 031731
EA201592234A 2013-05-24 2014-05-23 Способ и устройство для обработки потока газообразного углеводорода EA031731B1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
EP13305681.2A EP2806015B1 (en) 2013-05-24 2013-05-24 Integrated process for dialkyldisulfides treatment
PCT/EP2014/060643 WO2014187947A1 (en) 2013-05-24 2014-05-23 Integrated process for dialkyldisulfides treatment

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA201592234A1 EA201592234A1 (ru) 2016-05-31
EA031731B1 true EA031731B1 (ru) 2019-02-28

Family

ID=48578981

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA201592234A EA031731B1 (ru) 2013-05-24 2014-05-23 Способ и устройство для обработки потока газообразного углеводорода

Country Status (10)

Country Link
US (1) US9777236B2 (ru)
EP (1) EP2806015B1 (ru)
CN (1) CN105358663A (ru)
AR (1) AR096302A1 (ru)
AU (1) AU2014270343A1 (ru)
BR (1) BR112015029304A2 (ru)
CA (1) CA2913096A1 (ru)
EA (1) EA031731B1 (ru)
SA (1) SA515370179B1 (ru)
WO (1) WO2014187947A1 (ru)

Families Citing this family (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN110167875A (zh) * 2016-12-23 2019-08-23 道达尔公司 用于元素硫处理的集成方法
CN107401758B (zh) * 2017-06-23 2019-07-05 兰万灵（中国）控股有限公司 一种气态烃混空燃气的生产方法
US10240096B1 (en) 2017-10-25 2019-03-26 Saudi Arabian Oil Company Integrated process for activating hydroprocessing catalysts with in-situ produced sulfides and disulphides
WO2021055074A1 (en) * 2019-09-20 2021-03-25 Exxonmobil Upstream Research Company Removal of acid gases from a gas stream, with o2 enrichment for acid gas capture and sequestration
US11603499B2 (en) 2021-06-30 2023-03-14 Saudi Arabian Oil Company Hydroprocess integrating oxidized disulfide oil compounds

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4265735A (en) * 1979-12-21 1981-05-05 Mobil Oil Corporation ZSM-5 Zeolite catalyzes dialkyl disulfide conversion to hydrogen sulfide
US20060057056A1 (en) * 2004-09-10 2006-03-16 Denis Chretien Process and installation for the treatment of DSO
FR2875237A1 (fr) * 2004-09-10 2006-03-17 Total Sa Procede et installation pour l'extraction des mercaptans d'un melange gazeux d'hydrocarbures
WO2011090553A1 (en) * 2010-01-22 2011-07-28 Exxonmobil Upstream Research Company Removal of acid gases from a gas stream, with co2 capture and sequestration

Family Cites Families (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EA014246B1 (ru) * 2006-02-22 2010-10-29 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. Способ удаления дисульфидных соединений
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
EP2076725A2 (en) * 2006-10-24 2009-07-08 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process for removing mercaptans from liquefied natural gas
US9259680B2 (en) * 2011-09-06 2016-02-16 Frank Bela Claus hydrocarbon destruction via staged solvent regeneration
CN106457125B (zh) * 2014-05-23 2019-03-26 塔明克公司 改进的通过含有胺化合物的吸收剂溶液去除酸性气体的方法
US9518239B2 (en) * 2014-07-29 2016-12-13 Uop Llc Process for removing sulfur compounds from natural gas streams

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4265735A (en) * 1979-12-21 1981-05-05 Mobil Oil Corporation ZSM-5 Zeolite catalyzes dialkyl disulfide conversion to hydrogen sulfide
US20060057056A1 (en) * 2004-09-10 2006-03-16 Denis Chretien Process and installation for the treatment of DSO
FR2875237A1 (fr) * 2004-09-10 2006-03-17 Total Sa Procede et installation pour l'extraction des mercaptans d'un melange gazeux d'hydrocarbures
WO2011090553A1 (en) * 2010-01-22 2011-07-28 Exxonmobil Upstream Research Company Removal of acid gases from a gas stream, with co2 capture and sequestration

Also Published As

Publication number Publication date
US9777236B2 (en) 2017-10-03
US20160108333A1 (en) 2016-04-21
AU2014270343A1 (en) 2015-12-10
CA2913096A1 (en) 2014-11-27
BR112015029304A2 (pt) 2017-07-25
CN105358663A (zh) 2016-02-24
EA201592234A1 (ru) 2016-05-31
EP2806015A1 (en) 2014-11-26
SA515370179B1 (ar) 2017-03-30
WO2014187947A1 (en) 2014-11-27
AR096302A1 (es) 2015-12-23
EP2806015B1 (en) 2016-03-02

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US10040051B2 (en) Integrated process to recover high quality native CO2 from a sour gas comprising H2S and CO2
CA2878403C (en) Integrated process for native co2 recovery from a sour gas comprising h2s and co2
CA2552644C (en) Methods and configurations for acid gas enrichment
US20130022534A1 (en) Process for workup of a carbon dioxide-rich gas to be freed of sulfur components
CN1754947B (zh) 用于处理dso的方法及设备
EA031731B1 (ru) Способ и устройство для обработки потока газообразного углеводорода
US20080187485A1 (en) Method of extracting the hydrogen sulfide contained in a hydrocarbon gas
US20090087368A1 (en) Configurations And Methods For Removal Of Mercaptanes From Feed Gases
KR20020018166A (ko) 황화수소 함유 가스 스트림의 처리방법
KR20120020113A (ko) 산 가스 스트림의 처리 방법 및 장치
EA026059B1 (ru) Способ глубокой очистки газовых потоков от примесей
CN107580522B (zh) 从用于硫回收的贫酸气进料中去除芳烃的方法
JPH05237344A (ja) 排ガス処理法
WO2018147421A1 (ja) 硫化水素除去システム及び硫化水素除去方法

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 TJ