EA034277B1 - Способ очистки углеводородной фракции от серосодержащих соединений - Google Patents
Способ очистки углеводородной фракции от серосодержащих соединений Download PDFInfo
- Publication number
- EA034277B1 EA034277B1 EA201800473A EA201800473A EA034277B1 EA 034277 B1 EA034277 B1 EA 034277B1 EA 201800473 A EA201800473 A EA 201800473A EA 201800473 A EA201800473 A EA 201800473A EA 034277 B1 EA034277 B1 EA 034277B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- extraction
- ammonia water
- hydrocarbon fraction
- sulfur
- containing compounds
- Prior art date
Links
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims abstract description 61
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims abstract description 61
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 title claims abstract description 60
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 38
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 22
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 title claims abstract description 21
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 title claims abstract description 21
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 title claims abstract description 21
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 title description 4
- VHUUQVKOLVNVRT-UHFFFAOYSA-N Ammonium hydroxide Chemical compound [NH4+].[OH-] VHUUQVKOLVNVRT-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 39
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 38
- 235000011114 ammonium hydroxide Nutrition 0.000 claims abstract description 38
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims abstract description 36
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 20
- 238000000746 purification Methods 0.000 claims abstract description 16
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 claims abstract description 10
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 claims abstract description 9
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 16
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 claims description 9
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 claims description 9
- 238000005406 washing Methods 0.000 claims description 5
- 239000000203 mixture Substances 0.000 abstract description 2
- 238000007670 refining Methods 0.000 abstract description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract 1
- LSDPWZHWYPCBBB-UHFFFAOYSA-N Methanethiol Chemical compound SC LSDPWZHWYPCBBB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 6
- 239000012670 alkaline solution Substances 0.000 description 6
- 102200118166 rs16951438 Human genes 0.000 description 6
- 239000003513 alkali Substances 0.000 description 5
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 5
- 150000003464 sulfur compounds Chemical class 0.000 description 5
- 150000002019 disulfides Chemical class 0.000 description 4
- DNJIEGIFACGWOD-UHFFFAOYSA-N ethanethiol Chemical compound CCS DNJIEGIFACGWOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- SUVIGLJNEAMWEG-UHFFFAOYSA-N propane-1-thiol Chemical compound CCCS SUVIGLJNEAMWEG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 4
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O Ammonium Chemical compound [NH4+] QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 3
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical class O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 3
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 3
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 3
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 3
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 3
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 3
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 3
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 3
- 150000004763 sulfides Chemical class 0.000 description 3
- RAHZWNYVWXNFOC-UHFFFAOYSA-N Sulphur dioxide Chemical compound O=S=O RAHZWNYVWXNFOC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 2
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 2
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 2
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 2
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 2
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 2
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 2
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 description 2
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 2
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- 239000002351 wastewater Substances 0.000 description 2
- PZZOEXPDTYIBPI-UHFFFAOYSA-N 2-[[2-(4-hydroxyphenyl)ethylamino]methyl]-3,4-dihydro-2H-naphthalen-1-one Chemical compound C1=CC(O)=CC=C1CCNCC1C(=O)C2=CC=CC=C2CC1 PZZOEXPDTYIBPI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ZGSDJMADBJCNPN-UHFFFAOYSA-N [S-][NH3+] Chemical class [S-][NH3+] ZGSDJMADBJCNPN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 1
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 1
- 150000003863 ammonium salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 239000002585 base Substances 0.000 description 1
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 1
- HOWJQLVNDUGZBI-UHFFFAOYSA-N butane;propane Chemical compound CCC.CCCC HOWJQLVNDUGZBI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000001720 carbohydrates Chemical class 0.000 description 1
- 235000014633 carbohydrates Nutrition 0.000 description 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 1
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 1
- 238000004523 catalytic cracking Methods 0.000 description 1
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 description 1
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 1
- 238000006477 desulfuration reaction Methods 0.000 description 1
- 230000023556 desulfurization Effects 0.000 description 1
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 description 1
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 125000001495 ethyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 description 1
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 1
- 239000002815 homogeneous catalyst Substances 0.000 description 1
- 230000003301 hydrolyzing effect Effects 0.000 description 1
- -1 hydroxide ions Chemical class 0.000 description 1
- 239000003960 organic solvent Substances 0.000 description 1
- 239000003348 petrochemical agent Substances 0.000 description 1
- JTXAHXNXKFGXIT-UHFFFAOYSA-N propane;prop-1-ene Chemical group CCC.CC=C JTXAHXNXKFGXIT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 159000000000 sodium salts Chemical class 0.000 description 1
- 150000003467 sulfuric acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 150000004764 thiosulfuric acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 231100000331 toxic Toxicity 0.000 description 1
- 230000002588 toxic effect Effects 0.000 description 1
- 239000010891 toxic waste Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G21/00—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by extraction with selective solvents
- C10G21/06—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by extraction with selective solvents characterised by the solvent used
- C10G21/08—Inorganic compounds only
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Изобретение относится к области нефтепереработки и нефтехимии, в частности к способам удаления сероводорода и низкомолекулярных меркаптанов из углеводородных смесей. В способе очистки углеводородной фракции от серосодержащих соединений, включающем в себя экстракцию серосодержащих соединений из углеводородной фракции аммиачной водой, на экстракцию направляют предварительно подготовленные углеводородную фракцию и аммиачную воду с массовой концентрацией аммиака не менее 15% в интервале массовых соотношений аммиачной воды к углеводородной фракции от 1:10 до 10:1 при температуре 20-70°С. Экстракцию проводят в непрерывном противоточном режиме при температуре 20-70°С. Далее проводят отмывку очищенной углеводородной фракции от остатков аммиачной воды и последующую регенерацию отработанной аммиачной воды с получением свежей аммиачной воды, сероводорода и низкомолекулярных меркаптанов. Предложенный способ позволяет эффективно использовать аммиачную воду для экстракционной очистки широкого спектра углеводородных фракций от серосодержащих соединений, а также обеспечивает повышение эффективности очистки углеводородных фракций за счет повышения степени извлечения низкомолекулярных меркаптанов.
Description
Изобретение относится к области нефтепереработки и нефтехимии и может быть использовано для очистки углеводородных фракций от серосодержащих соединений с получением сероводорода (H2S) и низкомолекулярных меркаптанов (метилмеркаптана CH3SH, этилмеркаптана C2H5SH и пропилмеркаптана C3H7SH).
В уровне техники известен процесс щелочной очистки легких углеводородных фракций (сжиженных углеводородных газов (СУГ)) от меркаптанов. Процесс основан на экстракции меркаптанов (как кислых компонентов) водным раствором гидроксида натрия. При этом образуются соответствующие натриевые соли меркаптанов (меркаптиды), которые в отличие от исходных меркаптанов плохо растворимы в углеводородной среде и хорошо растворимы в воде. Легкие меркаптаны представляют собой слабые кислоты (показатель кислотности рКа для них лежит в интервале 10-11), которые в присутствии гидроксид ионов (в щелочной среде) превращаются в соответствующие меркаптиды по схеме
RSH + ОН'—>RS'+ Н2О (1)
Основной проблемой данных методов очистки при их промышленном использовании является стадия регенерации насыщенного серосодержащими соединениями отработанного щелочного раствора с целью его последующего многократного использования. В настоящее время наиболее распространенной является окислительная регенерация отработанной щелочи, заключающаяся в каталитическом окислении кислородом воздуха перешедших в водную фазу меркаптанов до дисульфидов, а сероводорода и сульфидов - до тиосульфатов и сульфатов.
Дисульфиды затем экстрагируются из отработанного водно-щелочного раствора органическим растворителем, например бензином. При этом прочие водорастворимые серосодержащие соединения и соли угольной кислоты, образовавшиеся при взаимодействии щелочи с содержащим углекислый газ (СО2) воздухом, накапливаются в циркулирующем рабочем щелочном растворе, приводя к снижению концентрации активной (свободной) щелочи. Такие отработанные щелочные растворы уже не могут быть использованы в процессе, а представляют собой отходы и подлежат утилизации как высокотоксичные сернисто-щелочные стоки. К подобным процессам с окислительной регенерацией рабочего воднощелочного раствора относится известная технология Мерокс, разработанная компанией UOP (США), и ее разновидности (см., например, патент РФ 2605747, опубл. 27.12.2016, МПК C10G 19/02 (2006.01), C10G 19/08 (2006.01), C10G 27/06 (2006.01), C10G 29/00 (2006.01), С01В 17/06 (2006.01), B01D 61/00 (2006.01)).
К недостаткам известного процесса относятся образующиеся в процессе высокотоксичные отходы - насыщенные сернистыми соединениями отработанные крепкие водно-щелочные растворы (сернисто-щелочные стоки (СЩС)), утилизация которых представляет собой отдельную экологическую задачу;
высокие безвозвратные потери щелочи (в составе СЩС) и катализатора (в случае использования гомогенного катализатора, непосредственно вводимого в процесс);
необходимость в квалифицированной утилизации отработанного воздуха, содержащего летучие сернистые соединения различного состава;
образование и отложение на элементах оборудования коррозионно-агрессивной элементарной серы (в результате неконтролируемого окисления кислородом воздуха присутствующих сернистых соединений);
необходимость стадии экстракционного извлечения дисульфидов (продукта окисления меркаптидов) с дальнейшей квалифицированной утилизацией экстракта (например, насыщенного дисульфидами бензина);
невозможность применения данного способа для сероочистки тяжелых нефтяных фракций из-за образования трудноразделяющихся эмульсий нефти с водным раствором щелочи (NaOH, KOH).
Важным преимуществом очистки углеводородных фракций с использованием аммиачной воды является относительная простота регенерации отработанной (насыщенной экстрагированными сернистыми соединениями) аммиачной воды, так как образующиеся в процессе экстракции и растворенные в ней соли (меркаптиды, гидросульфиды и сульфиды аммония - RS(NH4), NH4HS, (NH4)2S) могут быть легко регенерированы при кипячении в результате гидролиза до исходного аммиака, сероводорода и меркаптанов по реакциям
NH4OH θ NH3| +Н2О
RSNH4 θ NH3f + RSHf
NH4HS θ NH3| +H2S|
Наиболее близким аналогом заявленного изобретения является Способ очистки углеводородных фракций от серосодержащих соединений (патент РФ 2556634, опубл. 10.07.2015, МПК C10G 19/02 (2006.01), C10G 19/08 (2006.01)), включающий в себя экстракцию серосодержащих соединений из углеводородной фракции аммиачной водой и регенерацию отработанной аммиачной воды с получением свежей аммиачной воды, сероводорода и низкомолекулярных меркаптанов.
Недостатком известного решения является низкая эффективность очистки углеводородных фракций в результате неполного удаления низкомолекулярных меркаптанов (в частности, этил- и пропилмер
- 1 034277 каптана).
Технический результат, на достижение которого направлено заявленное изобретение, заключается в обеспечении возможности эффективного использования аммиачной воды для экстракционной очистки широкого спектра углеводородных фракций от серосодержащих соединений, а также в повышении эффективности очистки углеводородных фракций за счет повышения степени извлечения низкомолекулярных меркаптанов.
Технический результат обеспечивается тем, что в способе очистки углеводородной фракции от серосодержащих соединений, включающем в себя экстракцию серосодержащих соединений из углеводородной фракции аммиачной водой и регенерацию отработанной аммиачной воды с получением свежей аммиачной воды, сероводорода и низкомолекулярных меркаптанов, на экстракцию направляют предварительно подготовленные углеводородную фракцию и аммиачную воду с массовой концентрацией аммиака не менее 15% в интервале массовых соотношений аммиачной воды к углеводородной фракции от 1:10 до 10:1 при температуре 20-70°С, экстракцию проводят в непрерывном противоточном режиме при температуре 20-70°С, после чего проводят отмывку очищенной углеводородной фракции от остатков аммиачной воды.
При этом экстракцию проводят в течение 1-15 мин, отмывку очищенной углеводородной фракции от остатков аммиачной воды осуществляют с добавлением воды в массовом соотношении углеводородной фракции к воде не более 1:1, а регулируют степень извлечения серосодержащих соединений посредством изменения температуры экстракции.
Сущность предлагаемого изобретения поясняется чертежом, на котором показана схема очистки углеводородной фракции от серосодержащих соединений, состоящая из следующих основных элементов: 1 - теплообменный аппарат аммиачной воды, 2 - теплообменный аппарат углеводородной фракции, 3 - колонна-экстрактор, 4 - емкость-водоотделитель.
Теплообменные аппараты 1, 2 предназначены для подогрева/охлаждения до температуры процесса очищаемых углеводородных фракций и экстрагента.
Колонна-экстрактор 3 представляет собой вертикальный колонный аппарат, оснащенный внутренними контактными устройствами (тарелками, структурированной или насыпной насадками), обеспечивающими максимальное увеличение площади контакта массообменивающихся фаз в процессе экстракции.
Емкость-водоотделитель 4 предназначена для отделения промывочной воды от потока очищенных и промытых углеводородных фракций.
Способ очистки углеводородной фракции от серосодержащих соединений осуществляется следующим образом.
Подлежащие очистке углеводородные фракции (поток II) подают в теплообменник 2 на нагрев или охлаждение (в зависимости от их начальной температуры) до заданной температуры процесса в диапазоне от 20 до 70°С, например до 40-50°С, а после - в колонну-экстрактор 3 под насадочную секцию. Экстрагент (поток I) - аммиачная вода с массовой концентрацией аммиака не менее 15%, - подают в теплообменник 1 на нагрев или охлаждение (в зависимости от их начальной температуры) до заданной температуры процесса в диапазоне от 20 до 70°С, например до 40-50°С, а после - в колонну-экстрактор 3 на насадочную секцию.
В колонне-экстракторе 3 при температуре, соответствующей температуре подаваемых на экстракцию углеводородных фракций и экстрагента, в диапазоне от 20 до 70°С, например при температуре 4050°С, в режиме непрерывной противоточной экстракции (очищаемые углеводородные фракции движутся снизу вверх, а аммиачная вода - в противоположном направлении сверху вниз, что обуславливается разностью плотностей данных несмешивающихся фаз) происходит очистка углеводородных фракций от сероводорода и низших меркаптанов, которые экстрагируются из углеводородной фазы в водную в виде соответствующих водорастворимых аммонийных солей (сульфидов, гидросульфидов и меркаптидов). Массовое рабочее соотношение экстрагент:углеводородные фракции выбирают исходя из природы экстрагируемых сернистых соединений и их содержания в очищаемых фракциях в интервале массовых соотношений от 1:10 до 10:1.
Отработанную насыщенную сернистыми соединениями аммиачную воду (поток V), содержащую сульфиды, гидросульфиды и меркаптиды аммония, выводят из куба колонны-экстрактора 3 и направляют на регенерацию. Регенерацию отработанной аммиачной воды осуществляют любым известным в уровне технике способом, например путем ее очистки от серосодержащих соединений в абсорбционноотпарной колонне (на чертеже не показано), ректификации в ректификационной колонне (на чертеже не показано) с получением очищенной сточной воды и газообразного выходного продукта, направляемого в скруббер (на чертеже не показано), получения в скруббере очищенного газообразного аммиака, который подвергают абсорбции очищенной сточной водой в емкости для абсорбции аммиака (на чертеже не показано) с получением регенерированной аммиачной воды.
Очищенные углеводородные фракции выводят с верха колонны-экстрактора 3 и направляют в емкость-водоотделитель 4. Для отмывки от очищенных углеводородных фракций остатков экстрагента в
- 2 034277 верхнюю линию, соединяющую колонну-экстрактор 3 с емкостью-водоотделителем 4, подают чистую воду (поток III). В емкости-водоотделителе 4 от очищенных и промытых углеводородных фракций отделяют и выводят промывочную воду (поток VI), которую в дальнейшем можно использовать, например, при регенерации отработанной аммиачной воды для приготовления ее свежей порции. Очищенные углеводородные фракции (поток IV) выводят с верха емкости-водоотделителя 4 для дальнейшего использования.
Время экстракции (время взаимодействия фаз в аппарате) может варьироваться от 1 до 15 мин в зависимости от свойств углеводородной фракции и технологических параметров процесса экстракции.
Отмывку очищенной углеводородной фракции от остатков аммиачной воды осуществляют с добавлением воды в массовом соотношении углеводородной фракции к воде не более 1:1.
Предлагаемый способ очистки углеводородной фракции от серосодержащих соединений обеспечивает повышение эффективности очистки углеводородных фракций за счет повышения степени извлечения низкомолекулярных меркаптанов. Высокая степень удаления низкомолекулярных меркаптанов (более 99% по этилмеркаптану и более 80% по пропилмеркаптану, метилмеркаптан в предлагаемом способе удаляется полностью) достигается за счет предварительного подогрева экстрагента и углеводородной фракции до требуемой температуры (20-70°С), использованием аммиачной воды с массовой концентрацией аммиака не менее 15% в интервале массовых соотношений аммиачной воды к углеводородной фракции от 1:10 до 10:1, а также за счет использования противоточной непрерывной экстракции. Увеличение степени извлечения низкомолекулярных меркаптанов при температуре выше 20°С обуславливается интенсификацией диффузионных процессов. Дальнейшее повышение температуры (выше 70°С) приводит к значительному снижению степени извлечения низкомолекулярных меркаптанов (снижению эффективности способа очистки углеводородной фракции), что связано с возрастанием вклада реакций гидролитического разложения образующихся водорастворимых солей (меркаптидов аммония) до аммиака и исходного меркаптана, плохо растворимого в водной фазе и хорошо растворимого в углеводородной среде. Процесс гидролиза меркаптидов аммония может быть представлен следующей реакцией, равновесие в которой с повышением температуры смещается вправо
Поскольку аммиачная вода является слабым основанием, ее использование в процессе с концентрацией менее 15 мас.% приводит к существенному снижению эффективности очистки, при прочих равных условиях. К этому же и по той же причине приводит снижение массового соотношения экстрагент:сырье менее 1:10. Осуществление процесса при массовых соотношениях экстрагент:сырье выше 10:1 нетехнологично при больших промышленных расходах очищаемых углеводородных фракций.
Степень извлечения и соответственно остаточное содержание серосодержащих соединений можно регулировать в данном процессе посредством изменения температуры экстракции. Изменяя, при прочих равных условиях процесса очистки, температуру экстракции в диапазоне 20-70°С можно добиваться не полного удаления меркаптанов, а удаления их до уровня, обеспечивающего одорирование фракции. В случае, если при этом очищаемые углеводородные фракции будут представлены СУГ, то такой контролируемый процесс демеркаптанизации может являться одновременно и процессом одоризации газов. Очевидно, что процесс одоризации СУГ можно осуществлять не только вводя в очищенную фракцию меркаптаны (как это обычно делается), но и оставляя в ней необходимое их количество в процессе очистки (демеркаптанизации).
Таким образом, меняя температуру процесса можно изменять, при прочих равных условиях, степень очистки (демеркаптанизации) углеводородной фракции.
Предложенный способ позволяет эффективно использовать аммиачную воду для очистки от сероводорода и низкомолекулярных меркаптанов таких фракций, как сжиженные углеводородные газы, в том числе пропан-пропиленовые и бутан-бутиленовые фракции, широкая фракция легких углеводородов, прямогонные бензины, бензины каталитического крекинга и других вторичных процессов.
Claims (4)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Способ очистки углеводородной фракции от серосодержащих соединений, включающий в себя экстракцию серосодержащих соединений из углеводородной фракции аммиачной водой и регенерацию отработанной аммиачной воды с получением свежей аммиачной воды, сероводорода и низкомолекулярных меркаптанов, отличающийся тем, что на экстракцию направляют предварительно подготовленные углеводородную фракцию и аммиачную воду с массовой концентрацией аммиака не менее 15% в интервале массовых соотношений аммиачной воды к углеводородной фракции от 1:10 до 10:1 при температуре 20-70°С, экстракцию проводят в непрерывном противоточном режиме при температуре 20-70°С, после чего проводят отмывку очищенной углеводородной фракции от остатков аммиачной воды.
- 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что экстракцию проводят в течение 1-15 мин.
- 3. Способ по п.1, отличающийся тем, что отмывку очищенной углеводородной фракции от остатков аммиачной воды осуществляют с добавлением воды в массовом соотношении углеводородной фракции к воде не более 1:1.- 3 034277
- 4. Способ по п.1, отличающийся тем, что регулируют степень извлечения серосодержащих соединений посредством изменения температуры экстракции.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| EA201800473A EA034277B1 (ru) | 2018-07-09 | 2018-07-09 | Способ очистки углеводородной фракции от серосодержащих соединений |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| EA201800473A EA034277B1 (ru) | 2018-07-09 | 2018-07-09 | Способ очистки углеводородной фракции от серосодержащих соединений |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA201800473A1 EA201800473A1 (ru) | 2019-11-29 |
| EA034277B1 true EA034277B1 (ru) | 2020-01-24 |
Family
ID=68653562
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA201800473A EA034277B1 (ru) | 2018-07-09 | 2018-07-09 | Способ очистки углеводородной фракции от серосодержащих соединений |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| EA (1) | EA034277B1 (ru) |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JPH1030093A (ja) * | 1996-07-15 | 1998-02-03 | Masaya Kuno | 原油の新々分解法 |
| RU2109033C1 (ru) * | 1996-05-05 | 1998-04-20 | Всероссийский научно-исследовательский институт углеводородного сырья | Способ очистки нефти и газоконденсата от сероводорода |
| RU2160761C1 (ru) * | 1999-11-24 | 2000-12-20 | Всероссийский научно-исследовательский институт углеводородного сырья | Способ дезодорирующей очистки нефти и газоконденсата от сероводорода и меркаптанов |
| US7527724B1 (en) * | 2005-11-17 | 2009-05-05 | Trans Ionics Corporation | Process for desulfurization of hydrocarbons |
| RU2556634C1 (ru) * | 2014-09-05 | 2015-07-10 | Борис Владимирович Андреев | Способ очистки углеводородных фракций от серосодержащих соединений |
-
2018
- 2018-07-09 EA EA201800473A patent/EA034277B1/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2109033C1 (ru) * | 1996-05-05 | 1998-04-20 | Всероссийский научно-исследовательский институт углеводородного сырья | Способ очистки нефти и газоконденсата от сероводорода |
| JPH1030093A (ja) * | 1996-07-15 | 1998-02-03 | Masaya Kuno | 原油の新々分解法 |
| RU2160761C1 (ru) * | 1999-11-24 | 2000-12-20 | Всероссийский научно-исследовательский институт углеводородного сырья | Способ дезодорирующей очистки нефти и газоконденсата от сероводорода и меркаптанов |
| US7527724B1 (en) * | 2005-11-17 | 2009-05-05 | Trans Ionics Corporation | Process for desulfurization of hydrocarbons |
| RU2556634C1 (ru) * | 2014-09-05 | 2015-07-10 | Борис Владимирович Андреев | Способ очистки углеводородных фракций от серосодержащих соединений |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| EA201800473A1 (ru) | 2019-11-29 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| KR101522995B1 (ko) | 탄화수소 함유 기체 스트림으로부터 산성성분을 제거하는 방법 | |
| US10888818B2 (en) | Integrated mercaptan extraction and/or sweetening processes combined with thermal oxidation and flue gas treatment | |
| EA012698B1 (ru) | Устройство и способ для удаления меркаптанов из сырьевых газов | |
| RU2001127088A (ru) | Способ десульфуризации газов | |
| RU2556634C1 (ru) | Способ очистки углеводородных фракций от серосодержащих соединений | |
| EP0227259A1 (en) | Sulfur removal from hydrocarbons | |
| US4020144A (en) | Method for removal of gaseous sulfur and nitrogen compounds from gas streams | |
| US5723039A (en) | Process for removal of organo-sulfur compounds from liquid hydrocarbons | |
| US10400183B2 (en) | Integrated process for activating hydroprocessing catalysts with in-situ produced sulfides and disulphides | |
| RU2662154C1 (ru) | Способ очистки углеводородных фракций от сернистых соединений | |
| US4020149A (en) | Process for the production of sulfur | |
| EP0076100B1 (en) | A method of refining sour hydrocarbon distillates | |
| EA034277B1 (ru) | Способ очистки углеводородной фракции от серосодержащих соединений | |
| RU2761345C2 (ru) | Усовершенствованный способ регенерации щелочного раствора, использующегося в процессе экстракции сернистых соединений, не содержащий этапа промывки | |
| RU2755322C2 (ru) | Усовершенствованный способ регенерации щелочного раствора, использующегося в процессе экстракции сернистых соединений, включающий этап промывки | |
| JPS6345851B2 (ru) | ||
| RU2121491C1 (ru) | Способ очистки нефти, газоконденсата от сероводорода и меркаптанов | |
| RU2602096C1 (ru) | Способ очистки сернисто-аммонийных сточных вод | |
| US9718712B2 (en) | Methods and systems for treating caustic materials | |
| NO761448L (ru) | ||
| US2624694A (en) | Removal of hydrogen sulfide | |
| CN113318586A (zh) | 一种胺类化合物在提高有机硫溶解和吸收脱除中的应用 | |
| RU2678995C2 (ru) | Способ дезодорации углеводородов нефти | |
| RU2783539C1 (ru) | Интегрированные способы извлечения меркаптанов и/или обессеривания, объединенные с термическим окислением и обработкой дымовых газов | |
| RU2492213C1 (ru) | Способ очистки легких углеводородных фракций |
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 KG TJ |