RU2514195C1 - Method of secondary hydrogen sulphide removal from residues of viscosity breaking - Google Patents

Method of secondary hydrogen sulphide removal from residues of viscosity breaking Download PDF

Info

Publication number
RU2514195C1
RU2514195C1 RU2013103842/04A RU2013103842A RU2514195C1 RU 2514195 C1 RU2514195 C1 RU 2514195C1 RU 2013103842/04 A RU2013103842/04 A RU 2013103842/04A RU 2013103842 A RU2013103842 A RU 2013103842A RU 2514195 C1 RU2514195 C1 RU 2514195C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
column
stripping
hydrogen sulfide
fed
oil
Prior art date
Application number
RU2013103842/04A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Игорь Анатольевич Мнушкин
Эдуард Сарифович Гасанов
Алена Геннадиевна Чиркова
Original Assignee
Общество с ограниченной ответственностью "Петон"
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 Общество с ограниченной ответственностью "Петон" filed Critical Общество с ограниченной ответственностью "Петон"
Priority to RU2013103842/04A priority Critical patent/RU2514195C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2514195C1 publication Critical patent/RU2514195C1/en

Links

Images

Landscapes

  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)

Abstract

FIELD: oil-and-gas industry.
SUBSTANCE: proposed method comprises rectification of viscosity breaking products in the main rectifier column, column distillation residue being cooled and fed to evaporator for desorption. Pressure of 5.1÷10.5 atm is maintained in evaporator column along with feed of desorption agent, i.e. water steam, in amount of 0.1-0.8 wt % of stock volume fed to said column. Vapours from evaporator column top are fed to the main rectifier column under tray for discharge of gas-oil fraction to stripping Scented diesel fraction from vacuum gas-oil cracking is fed into viscosity breaking kiln coil as a turbulence promoter.
EFFECT: residual hydrogen sulphide content not over 2 ppm.
4 cl, 2 dwg, 1 tbl

Description

Изобретение относится к области нефтепереработки и решает задачу глубокого удаления сероводорода из остатка висбрекинга.The invention relates to the field of oil refining and solves the problem of deep removal of hydrogen sulfide from the remainder of visbreaking.

При переработке гудрона на установке висбрекинга, предназначенной для снижения вязкости мазута путем легкого крекирования его в печи при высокой температуре, в составе крекинг-остатка, уходящего из основной ректификационной колонны, появляется избыточное содержание сероводорода вторичного происхождения, который образуется из-за разрушения высококипящих гетероорганических серосодержащих соединений (тиоалканы, тиофены, моноциклические сульфиды, полициклические сернистые соединения), которые имеют границу термостабильности на уровне 250÷260°C (Ластовкин Г.А., Радченко Е.Д., Рудин М.Г. «Справочник нефтепереработчика». Л.: Химия, 1986 г., с.24).When processing tar in a visbreaking unit designed to reduce the viscosity of fuel oil by easily cracking it in a furnace at high temperature, an excess content of secondary hydrogen sulfide appears in the cracking residue leaving the main distillation column, which is formed due to the destruction of high-boiling heteroorganic sulfur-containing compounds (thioalkanes, thiophenes, monocyclic sulfides, polycyclic sulfur compounds) that have a thermal stability boundary at the level of e 250 ÷ 260 ° C (Lastovkin GA, Radchenko ED, Rudin MG "Handbook refiner". L .: Chemistry, 1986, at p.24).

Обеспечить глубокое удаление сероводорода из остатка основной ректификационной колонны путем его отпарки за счет подачи водяного пара не удается, поскольку температура куба колонны не превышает 350÷360°C. Поэтому в кубовом продукте основной ректификационной колонны остается до 1504-240 ppm сероводорода, что значительно выше нормы для судового топлива, в котором содержание ограничено до 2 ppm.It is not possible to provide deep removal of hydrogen sulfide from the remainder of the main distillation column by stripping it by supplying water vapor, since the temperature of the column cube does not exceed 350 ÷ 360 ° C. Therefore, up to 1504-240 ppm of hydrogen sulfide remains in the bottoms product of the main distillation column, which is significantly higher than the norm for marine fuel, in which the content is limited to 2 ppm.

Решить задачу глубокого удаления сероводорода из кубового продукта возможно применением различных дорогостоящих добавок-поглотителей сероводорода или проведением дополнительной отпарки или десорбции остатка.It is possible to solve the problem of deep removal of hydrogen sulfide from a still product by using various expensive additives-absorbers of hydrogen sulfide or by carrying out additional stripping or desorption of the residue.

Известны способы удаления сероводорода из остатка - висбрекинга путем подачи дозированного количества присадки-поглотителя сероводорода на основе триазина или формалина с метанолом (патенты US 7264786, 2006 г., US 7211665, 2007 г.). Недостатком этого способа является то, что при нагреве остатка или сжигании его как судового топлива связанные с добавкой молекулы серы снова образуют сероводород или окислы серы, что приводит к нарушению экологии окружающей среды, кроме того, стоимость присадки-поглотителя весьма высока, что удорожает конечный товарный продукт.Known methods for removing hydrogen sulfide from the residue - visbreaking by supplying a metered amount of an additive-absorber of hydrogen sulfide based on triazine or formalin with methanol (patents US 7264786, 2006, US 7211665, 2007). The disadvantage of this method is that when the residue is heated or burned as marine fuel, the sulfur molecules associated with the additive again form hydrogen sulfide or sulfur oxides, which leads to environmental damage, in addition, the cost of the additive-absorber is very high, which makes the final market price product.

Одним из способов удаления сероводорода из жидких сред путем вторичной их переработки является использование процесса десорбции сероводорода из остатка путем контакта его с газом, в котором отсутствует сероводород (Городнов В.П., Каспарьянц К.С., Петров А.А. «Очистка нефти от сероводорода». Нефтепромысловое дело, 1972, 7, с.32-34). Удаление сероводорода из жидкой фазы происходит за счет барботирования бессероводородного газа через слой нефти в связи со смещением равновесия в системе газ-жидкость. Недостатком этого способа является необходимость дополнительной очистки отдувочного газа.One of the ways to remove hydrogen sulfide from liquid media by their secondary processing is to use the process of desorption of hydrogen sulfide from the residue by contacting it with a gas in which there is no hydrogen sulfide (Gorodnov V.P., Kasparyants K.S., Petrov A.A. “Oil refining from hydrogen sulfide. "Oilfield business, 1972, 7, p.32-34). The removal of hydrogen sulfide from the liquid phase occurs due to the bubbling of hydrogen-free gas through the oil layer due to a shift in equilibrium in the gas-liquid system. The disadvantage of this method is the need for additional purification of the stripping gas.

Известен также способ очистки нефти от сероводорода, который включает подачу очищаемой нефти в отпарную колонну, нагрев нефти в кубе отпарной колонны посредством выносного нагревателя-ребойлера, а также отпаривание ее парами углеводородов при температуре 110÷150°C. Для предотвращения термического разложения сероорганических соединений в нефти и образования за счет этого вторичных соединений серы, процесс отпарки проводят в мягком режиме при относительно невысоких температурах 110÷150°C (в зависимости от порога термостабильности сероорганических соединений нефти). Этим способом из нефти удаляют основное количество сероводорода - до 90÷98%. Выделившийся при отпарке сероводород вместе с легкими углеводородами отводят с верха отпарной колонны в систему сбора и утилизации низконапорных нефтяных газов (или в факельную систему). Очищенную от основного количества сероводорода нефть из куба отпарной колонны и/или из нагревателя-ребойлера отводят через теплообменник-холодильник и подают в куб реактора окисления для дальнейшего удаления сероводорода. Этот способ применяется только на нефтепромыслах при подготовке нефти на стадиях ее сепарации и стабилизации, где сероводород удаляется вместе с попутными газами С14 и, как правило, сжигается (патент на изобретение RU 2309002, М. кл. B01D 19/00, 2005 г.). Недостатком этого аналога является потеря части ценных компонентов нефтяного сырья и неполная очистка от сероводорода, поскольку этот способ направлен на обеспечение требований ГОСТ Р 51858, 2002 г., в соответствии с которым содержание сероводорода в нефти допускается в пределах 20÷100 ppm, а специфика метода не может обеспечить необходимого уровня удаления вторичного сероводорода (до 1÷2 ppm) при переработке тяжелых нефтепродуктов, например мазута или гудрона - высококипящих продуктов нефтепереработки.There is also known a method of purifying oil from hydrogen sulfide, which includes the supply of purified oil to the stripping column, heating the oil in the cube of the stripping column using an external reboiler heater, and also stripping it with hydrocarbon vapors at a temperature of 110-150 ° C. To prevent thermal decomposition of organosulfur compounds in oil and the formation of secondary sulfur compounds due to this, the stripping process is carried out in mild mode at relatively low temperatures of 110-150 ° C (depending on the thermal stability threshold of organosulfur compounds of oil). In this way, the main amount of hydrogen sulfide is removed from oil - up to 90 ÷ 98%. Hydrogen sulfide released during the stripping together with light hydrocarbons is discharged from the top of the stripping column to the low-pressure petroleum gas collection and disposal system (or to the flare system). The oil purified from the main amount of hydrogen sulfide from the bottom of the stripping column and / or from the reboiler heater is removed through a heat exchanger-cooler and fed to the bottom of the oxidation reactor for further removal of hydrogen sulfide. This method is used only in oil fields during oil preparation at the stages of its separation and stabilization, where hydrogen sulfide is removed together with associated gases C 1 -C 4 and, as a rule, is burned (patent for invention RU 2309002, M. cl. B01D 19/00, 2005). The disadvantage of this analogue is the loss of some valuable components of oil raw materials and incomplete purification from hydrogen sulfide, since this method is aimed at meeting the requirements of GOST R 51858, 2002, according to which the content of hydrogen sulfide in oil is allowed within 20 ÷ 100 ppm, and the specificity of the method cannot provide the necessary level of secondary hydrogen sulfide removal (up to 1 ÷ 2 ppm) during the processing of heavy oil products, such as fuel oil or tar - high-boiling oil products.

По технической сущности наиболее близким к заявляемому изобретению является способ очистки крекинг-остатка от вторичного сероводорода (патент на изобретение RU №2451713 С2, C10G 7/00, 27.05.2012), в котором задачу удаления сероводорода из высококипящих нефтяных остатков (до остаточного содержания не более 2 ppm) решают за счет подачи остатка из основной ректификационной колонны в отпарную колонну, в которой поддерживают следующий режим, чтобы достичь требуемого качества остатка, а именно: температуру не более 260°C, давление на уровне 0,026÷4,0 ата и подают в куб десорбирующий агент (водяной пар, или инертный газ, или углеводородный газ) в количестве 0,8÷1,5% масс от сырья этой колонны. Недостатками данного изобретения являются:By technical essence, the closest to the claimed invention is a method for cleaning the cracked residue from secondary hydrogen sulfide (patent RU No. 2451713 C2, C10G 7/00, 05/27/2012), in which the task of removing hydrogen sulfide from high-boiling oil residues (to a residual content is not more than 2 ppm) is solved by feeding the residue from the main distillation column into a stripping column in which the following mode is maintained in order to achieve the required quality of the residue, namely: temperature not more than 260 ° C, pressure at the level of 0.026 ÷ 4.0 ata and serves at cube desorbing agent (water vapor, or inert gas, or hydrocarbon gas) in an amount of 0.8 ÷ 1.5% of the mass of the raw materials of this column. The disadvantages of this invention are:

- проведение процесса ректификации в отпарной колонне под давлением ниже атмосферного требует дополнительного оснащения ее дорогостоящей вакуумсоздающей аппаратурой, что приводит к возрастанию капитальных и эксплуатационных затрат на реализацию процесса глубокого удаления сероводорода;- the process of distillation in a stripper under a pressure below atmospheric requires additional equipping it with expensive vacuum-generating equipment, which leads to an increase in capital and operating costs for the implementation of the process of deep removal of hydrogen sulfide;

- даже при повышении давления в отпарной колонне до 4 ата сверху аппарата при 260°C отводится с парами значительное количество газойлевых компонентов, которые не могут служить товарными продуктами и возвращаются в основную ректификационную колонну, что приводит к созданию рецикла и связанного с этим увеличения диаметра колонны;- even when the pressure in the stripping column is increased to 4 atm, a significant amount of gas oil components, which cannot serve as commercial products and are returned to the main distillation column, are removed with vapors from the top of the device at 260 ° C, which leads to the creation of a recycle and the associated increase in the diameter of the column ;

- предусмотренные холодильник и сепаратор для отделения циркулирующего газойля приводит к дополнительному возрастанию капитальных и эксплуатационных затрат;- the provided refrigerator and separator for separating the circulating gas oil leads to an additional increase in capital and operating costs;

- использование в качестве десорбирующих агентов инертных или углеводородных газов не рационально, так как эти неконденсируемые в холодильнике газы ухудшают конденсацию газойля из-за снижения его парциального давления;- the use of inert or hydrocarbon gases as stripping agents is not rational, since these non-condensable gases in the refrigerator worsen the condensation of gas oil due to a decrease in its partial pressure;

- использование газа, выделенного в сепараторе в качестве топлива, подаваемого в печь, ухудшает экологические характеристики процесса, так как газ содержит сероводород, который при сгорании переходит в оксиды серы;- the use of gas released in the separator as fuel supplied to the furnace degrades the environmental characteristics of the process, since the gas contains hydrogen sulfide, which, when burned, passes into sulfur oxides;

- значительный расход водяного пара (0,8÷1,5% масс.) также увеличивает энергозатраты на реализацию процесса глубокого удаления сероводорода;- a significant consumption of water vapor (0.8 ÷ 1.5% wt.) also increases energy costs for the implementation of the process of deep removal of hydrogen sulfide;

- в отпарной колонне рекомендовано разместить 20÷30 мелко-жалюзийных или аналогичных им тарелок. Однако из-за того, что эти устройства не способны обеспечить должный массообмен в условиях больших жидкостных и крайне малых паровых нагрузок, КПД этих тарелок является низким, не более 16÷20%, поэтому в колонне число теоретических тарелок не превышает 5 ед., что недостаточно для процесса четкой ректификации. Увеличение числа тарелок приведет к значительному удорожанию аппарата.- it is recommended to place 20 ÷ 30 small-louvered or similar plates in the stripping column. However, due to the fact that these devices are not able to provide proper mass transfer under conditions of high liquid and extremely small vapor loads, the efficiency of these plates is low, not more than 16 ÷ 20%, therefore, the number of theoretical plates in the column does not exceed 5 units, which not enough for a clear rectification process. An increase in the number of plates will lead to a significant increase in the cost of the apparatus.

При создании изобретения ставилась задача достижения современных требований к качеству топочного мазута с содержанием остаточного сероводорода не более 2 ppm и с исключением возможности его повторного образования с одновременным повышением экономичности и экологичности технологии очистки тяжелых нефтяных остатков от сероводорода.When creating the invention, the task was to achieve modern requirements for the quality of heating oil with a residual hydrogen sulfide content of not more than 2 ppm and with the exception of the possibility of its re-formation with a simultaneous increase in the efficiency and environmental friendliness of the technology for cleaning heavy oil residues from hydrogen sulfide.

Решение поставленной задачи достигается тем, что в способе удаления вторичного сероводорода из остатка висбрекинга, включающем ректификацию продуктов висбрекинга в основной ректификационной колонне, кубовый продукт которой охлаждают и подают на десорбцию в отпарную колонну, основная ректификационная колонна снабжена стриппингом, снизу которого отводится газойлевая фракция, частично возвращаемая в продукты висбрекинга после печи висбрекинга для их охлаждения перед вводом в основную ректификационную колонну, пары сверху стриппинга возвращаются в основную ректификационную колонну, а в отпарной колонне поддерживается давление 5,1÷10,5 ата с подачей десорбирующего агента - водяного пара - в количестве 0,1÷0,8% масс. от расхода сырья в отпарную колонну, пары сверху отпарной колонны подаются в основную ректификационную колонну под тарелку вывода газойлевой фракции в стриппинг, нестабильный бензин с верха основной ректификационной колонны отправляют в колонну стабилизации бензина, с верха которой выделенные газы вместе с газами основной ректификационной колонны направляют в абсорбер аминовой очистки от сероводорода.The solution of this problem is achieved by the fact that in the method of removing secondary hydrogen sulfide from visbreaking residue, including rectification of visbreaking products in the main distillation column, the still product of which is cooled and fed to stripping in a stripping column, the main distillation column is equipped with stripping, partially from which the gas oil fraction is removed, partially returned to the visbreaking products after the visbreaking furnace for cooling them before entering the main distillation column, pairs on top of the stripping return to the main distillation column, and the pressure of 5.1 ÷ 10.5 atm is maintained in the stripping column with the supply of a desorbing agent - water vapor - in the amount of 0.1 ÷ 0.8% of the mass. from the consumption of raw materials to the stripping column, the vapors from above the stripping column are fed to the main distillation column under a plate for outputting the gas oil fraction into stripping, unstable gasoline from the top of the main distillation column is sent to the gasoline stabilization column, from the top of which the released gases together with the gases of the main distillation column are sent to absorber of amine treatment for hydrogen sulfide.

Из практики работы различных отпарных колонн, предназначенных для глубокого удаления различных примесей (сероводорода, аммиака, метанола и др.) из различных жидких сред (водных сред и нефтепродуктов) до необходимого низкого уровня (2÷5 ppm), известно, что оптимальным числом тарелок в таких колоннах является не менее 10 ед. При этом возможна реализации процесса при уменьшении расхода десорбирующего агента.From the practice of various stripping columns designed for deep removal of various impurities (hydrogen sulfide, ammonia, methanol, etc.) from various liquid media (aqueous media and oil products) to the required low level (2-5 ppm), it is known that the optimal number of plates in such columns is at least 10 units. In this case, it is possible to implement the process while reducing the consumption of the stripping agent.

На фигуре 1 показана зависимость отношения расхода водяного пара к сырью колонны в процентах от числа теоретических тарелок для отпарки крекинг-остатка в объеме 500 м3/ч при снижении концентрации сероводорода до 2 ppm для условий отпарки: температура 250°C, давление 4 ата.The figure 1 shows the dependence of the ratio of the flow rate of water vapor to the raw material of the column as a percentage of the number of theoretical plates for stripping the cracked residue in a volume of 500 m 3 / h while reducing the concentration of hydrogen sulfide to 2 ppm for steaming conditions: temperature 250 ° C, pressure 4 at.

Из фигуры 1 видно, что в случае повышения числа теоретических тарелок в колонне более 4 ед. расход десорбирующего агента снижается ниже указанной границы 0,80% масс. Для колонны с десятью теоретическими тарелками расход агента составляет 0,36% масс. от сырья колонны. Расчеты показывают, что увеличение числа теоретических тарелок до 30 позволяет снизить расход водяного пара по отношению к расходу сырья отпарной колонны до уровня 0,1% масс.From figure 1 it is seen that in the case of increasing the number of theoretical plates in the column more than 4 units. the consumption of the stripping agent is reduced below the specified limit of 0.80% of the mass. For a column with ten theoretical plates, the agent consumption is 0.36% of the mass. from the raw materials of the column. Calculations show that increasing the number of theoretical plates to 30 can reduce the consumption of water vapor relative to the consumption of raw materials stripping columns to the level of 0.1% of the mass.

Для предотвращения уноса углеводородов с верха отпарной колонны в аппарате поддерживается повышенное давление (5,1÷10,5 ата), что обеспечивает повышение температуры начала испарения углеводородов из отпаренного остатка отпарной колонны до уровня более высокого, чем температура низа отпарной колонны.To prevent the entrainment of hydrocarbons from the top of the stripping column, an increased pressure is maintained in the apparatus (5.1 ÷ 10.5 ata), which ensures an increase in the temperature of the beginning of hydrocarbon evaporation from the stripped residue of the stripping column to a level higher than the temperature of the bottom of the stripping column.

Целесообразно увеличить число теоретических тарелок в отпарной колонне не за счет формального увеличения числа массообменных тарелок, а за счет применения специальных контактных устройств, которые единственные из известных способны эффективно работать при крайне малых нагрузках по парам и чрезмерно больших по жидкости, которые присущи данному процессу. К таким устройствам относится перекрестноточная регулярная насадка PETON (патент изобретения SU №1635352 A1, B01D 3/32), обладающая уникальным свойством, отличающим ее от других контактных устройств, независимостью регулирования сечения для прохода паров в насадке от сечения для прохода жидкости и высоким КПД (0,80÷0,95). Эта насадка работает в бесподпорном режиме. Нижняя граница по паровой нагрузке в диапазоне устойчивой работы соответствует нулю. Необходимым десяти теоретическим тарелкам для данного процесса соответствуют всего несколько секций.It is advisable to increase the number of theoretical plates in the stripping column, not due to a formal increase in the number of mass transfer plates, but due to the use of special contact devices, which are the only ones known to be able to work effectively at extremely low vapor loads and excessively large liquid loads that are inherent in this process. Such devices include the cross-flow regular nozzle PETON (patent of SU No. 1635352 A1, B01D 3/32), which has a unique property that distinguishes it from other contact devices, the independence of regulation of the cross section for the passage of vapors in the nozzle from the cross section for the passage of liquid, and high efficiency ( 0.80 ÷ 0.95). This nozzle works in non-support mode. The lower limit on the steam load in the range of stable operation corresponds to zero. Only ten sections correspond to the necessary ten theoretical plates for this process.

Целесообразно также для предотвращения уноса углеводородов и подавления повторной деструкции серосодержащих компонентов в остатке поддерживать температуру в кубе отпарной колонны не более 180÷200°C за счет подачи в куб основной ректификационной колонны «квенчинга» в виде части рециркулирующего охлажденного отпаренного остатка.It is also advisable to prevent the entrainment of hydrocarbons and to suppress the repeated degradation of sulfur-containing components in the residue to maintain the temperature in the cube of the stripping column no more than 180 ÷ 200 ° C by supplying the main distillation column “quenching” to the cube as a part of the recirculated cooled stripped residue.

Для интенсификации испарения сероводорода в качестве турбулизатора в змеевик печи подают ароматизированную дизельную фракцию процесса каталитического крекинга вакуумного газойля.To intensify the evaporation of hydrogen sulfide, a flavored diesel fraction of the catalytic cracking process of vacuum gas oil is fed into the coil of the furnace as a turbulator.

Целесообразно также отходящие газы из верха отпарной колонны направлять под слой жидкой фазы сырья сырьевой емкости для дополнительной отпарки легких компонентов, особенно в случае присутствия в нем избыточного содержания легких углеводородов, что позволит дополнительно стабилизировать работу сырьевого насоса высокого давления.It is also advisable to send the exhaust gases from the top of the stripping column under the layer of the liquid phase of the raw material in the raw material tank for additional stripping of the light components, especially if there is an excessive content of light hydrocarbons in it, which will further stabilize the operation of the high pressure raw pump.

Таким образом, предложенным способом решается актуальная проблема удаления сероводорода из тяжелых остатков переработки нефти с минимальными затратами и исключается необходимость в дополнительных мерах по утилизации отпаренного продукта, который используется в качестве испаряющего продукта для основной колонны. Тем самым увеличивается выработка дистиллятов, а именно бензина, и повышается температура вспышки газойля.Thus, the proposed method solves the urgent problem of removing hydrogen sulfide from heavy residues of oil refining at minimal cost and eliminates the need for additional measures for the disposal of the stripped product, which is used as the evaporating product for the main column. This increases the production of distillates, namely gasoline, and increases the flash point of gas oil.

На фигуре 2 приведена схема установки для реализации способа удаления вторичного сероводорода из остатка висбрекинга.The figure 2 shows a diagram of the installation for implementing the method of removing secondary hydrogen sulfide from the remainder of visbreaking.

Нефтяное сырье (гудрон) по линии 1 поступает в блок теплообменников 2, нагревается до 350÷360°C, и далее по линии 3 поступает в сборную сырьевую емкость 4, которая соединена с основной ректификационной колонной 5 линией дыхания 6, а жидкая фаза с емкости 4 по линии 7 направляется на прием насоса 8, после которого по линии 9 поступает в печь 10, где нагревается до температуры 460÷470°C. Далее, чтобы предотвратить продолжение деструкции углеводородов вспрыскивается в линию подачи сырья 11 рецикл 12 (часть охлажденной газойлевой фракции) и рецикл 13 (часть охлажденного отпаренного остатка), которые охлаждают поток сырья до температуры 412÷415°C. Затем сырье поступает в виде парожидкостной смеси в основную ректификационную колонну 5, давление в которой поддерживается на уровне 5÷7 ата. В колонне 5 используют классическое острое циркуляционное орошение 24, промежуточное циркуляционное орошение 14, тепло которого используют для нагрева сырья, куба стабилизатора бензина и выработки водяного пара низкого давления. Для отпарки легких углеводородов из остатка в куб основной ректификационной колонны 5 подают водяной пар по линии 15, а для прекращения деструкции в куб основной ректификационной колонны 5 подают «квенчинг» - охлаждение кубовой части за счет циркуляции части охлажденного отпаренного остатка по линии 16. Температуру куба основной ректификационной колонны 5 поддерживают не выше 360°C.Oil feedstock (tar) through line 1 enters the heat exchanger block 2, heats up to 350 ÷ 360 ° C, and then through line 3 it enters the prefabricated feed tank 4, which is connected to the main distillation column 5 by breathing line 6, and the liquid phase from the tank 4 through line 7 is sent to receive pump 8, after which through line 9 it enters the furnace 10, where it is heated to a temperature of 460 ÷ 470 ° C. Further, to prevent the continuation of the destruction of hydrocarbons, recycling 12 (part of the cooled gas oil fraction) and recycling 13 (part of the cooled steamed residue), which cool the feed stream to a temperature of 412 ÷ 415 ° C, are injected into the feed line 11. Then the raw material enters in the form of a vapor-liquid mixture into the main distillation column 5, the pressure in which is maintained at a level of 5 ÷ 7 ata. The column 5 uses the classic sharp circulating irrigation 24, the intermediate circulating irrigation 14, the heat of which is used to heat the raw materials, the cube of the gasoline stabilizer and the production of low pressure water vapor. For stripping light hydrocarbons from the residue, water vapor is fed into the cube of the main distillation column 5 through line 15, and to stop the destruction of the cube of the main distillation column 5, “quenching” is fed - cooling of the bottom part by circulating a portion of the cooled stripped residue through line 16. The temperature of the cube the main distillation column 5 support no higher than 360 ° C.

Сверху основной ректификационной колонны 5 по линии 17 отводятся пары бензина, водяного пара, углеводородного газа и сероводорода, которые далее охлаждаются в холодильнике-конденсаторе 18, далее поступают в газосепаратор 19, откуда по линии 20 отводится нестабильный бензин, который нагревается в теплообменнике 21 и далее по линии 22 направляется в колонну стабилизации 23, часть потока нестабильного бензина по линии 24 подается в основную ректификационную колонну 5 в виде острого орошения на верхнюю тарелку. Газ по линии 25 с верха газосепаратора 19 отправляется на аминовую очистку от сероводорода.At the top of the main distillation column 5, vapors of gasoline, water vapor, hydrocarbon gas and hydrogen sulphide are discharged through line 17, which are then cooled in the condenser refrigerator 18, then fed to the gas separator 19, from where unstable gasoline is discharged through line 20, which is heated in the heat exchanger 21 and further along line 22 it is sent to stabilization column 23, part of the flow of unstable gasoline through line 24 is fed to the main distillation column 5 in the form of sharp irrigation on the upper plate. Gas line 25 from the top of the gas separator 19 is sent to the amine purification of hydrogen sulfide.

Сбоку основной ректификационной колонны 5 по линии 26 отводится газойлевая фракция в стриппинг 27, в который подается водяной пар по линии 28, сверху стриппинга 27 по линии 29 пары возвращаются в основную ректификационную колонну 5, а снизу по линии 30 газойлевая фракция охлаждается в теплообменнике 31 и далее делится на два потока, одна часть которого по линии 12 направляется на смешение с газопродуктовой смесью сырья основной колонны 5, другая часть - по линии 32 отводится в парк в качестве компонента дизельного топлива.On the side of the main distillation column 5, line 26 discharges the gas oil fraction into stripping 27, into which water vapor is supplied via line 28, from the top of stripping 27 through line 29, the vapors return to the main distillation column 5, and from the bottom along line 30, the gas oil fraction is cooled in the heat exchanger 31 and it is further divided into two streams, one part of which is sent along line 12 for mixing with the gas product mixture the raw materials of the main column 5, the other part - through line 32 is discharged to the park as a component of diesel fuel.

Целесообразно в змеевик печи 10 подавать в качестве турбулизатора, взамен подачи водяного пара, по линии 65 стороннюю дизельную фракцию с повышенным содержанием ароматических углеводородов, как правило, с процесса каталитического крекинга, которая имеет низкое цетановое число. При прохождении крекинговой печи происходит разрушение ароматических углеводородов, после чего резко повышается цетановое число. После этого становится возможным смесевую газойлевую фракцию использовать в качестве компонента товарного дизельного топлива, предварительно подвергнув ее гидрооблагораживанию. Одновременно с этим происходит усиление реакции деструкции серосодержащих нестабильных компонентов, что ускоряет процесс выработки вторичного сероводорода и обеспечивает более стабильное содержание сероводорода в остатке после его квенчирования. Стабилизация количества сероводорода в сырье отпарной колонны позволяет исключить необходимость подачи водяного пара на отпарку более расчетной величины.It is advisable to feed into the coil of the furnace 10 as a turbulizer, instead of supplying water vapor, line 65 a third-party diesel fraction with a high content of aromatic hydrocarbons, usually from a catalytic cracking process that has a low cetane number. During the passage of the cracking furnace, the destruction of aromatic hydrocarbons occurs, after which the cetane number increases sharply. After this, it becomes possible to use the mixed gas oil fraction as a component of commercial diesel fuel, after having subjected it to hydrofining. At the same time, there is an increase in the destruction reaction of sulfur-containing unstable components, which accelerates the production of secondary hydrogen sulfide and provides a more stable content of hydrogen sulfide in the residue after its quantization. Stabilization of the amount of hydrogen sulfide in the raw material of the stripping column eliminates the need for supplying water vapor to the stripping of a more calculated value.

Кубовый остаток основной ректификационной колонны 5 по линии 33 проходит через фильтр для улавливания частиц кокса 34, далее по линии 35 поступает на прием насоса 36, далее по линии 37 поступает в теплообменник 38, где охлаждается до требуемой температуры 240÷245°C и поступает по линии 39 наверх отпарной колонны 40.The bottom residue of the main distillation column 5 through line 33 passes through a filter for trapping coke particles 34, then through line 35 it enters the pump 36, then through line 37 it enters the heat exchanger 38, where it is cooled to the required temperature of 240 ÷ 245 ° C and enters through lines 39 to the top of stripping column 40.

Отпарная колонна 40 оснащена секциями перекрестноточной насадки и поддерживается давление на уровне 5,1÷40,5 ата. В кубовую часть отпарной колонны 40 по линии 41 подается водяной пар в количестве от 0,1 до 0,8% масс. в зависимости от природы сырья и количества содержащегося сероводорода. Как правило, в сырье может содержаться от 30 до 250 ppm сероводорода. Отдувочные газы отпарной колонны 40 по линии 42 направляют либо в основную ректификационную колонну 5 под тарелку вывода газойля, либо в емкость 4, давление в которой поддерживается равным давлению основной ректификационной колонны 5 за счет линии дыхания 6.Stripping column 40 is equipped with cross-flow nozzle sections and the pressure is maintained at 5.1 ÷ 40.5 at. In the bottom part of the stripping column 40 through line 41 is supplied water vapor in an amount of from 0.1 to 0.8% of the mass. depending on the nature of the feed and the amount of hydrogen sulfide contained. Typically, feedstock may contain between 30 and 250 ppm hydrogen sulfide. Stripping gases of stripping column 40 are sent via line 42 either to the main distillation column 5 under the gas oil outlet plate, or to a vessel 4, the pressure of which is maintained equal to the pressure of the main distillation column 5 due to the breathing line 6.

При варианте попадания отдувочных газов в емкость 4, отдувочные газы барботируют через сырье, при этом происходит частичная конденсация углеводородов и обогащение его легкими компонентами, что позволяет снизить расход турбулизатора в печи. Затем, несконденсированные газы поступают в основную колонну 5 по линии дыхания 6 под тарелку вывода газойлевой фракции в стриппинг 27, что позволяет отогнать из газойлевой фракции определенное количество легких компонентов до поступления в стриппинг и снизить расход водяного пара в стриппинг.In the case where the off-gas enters the vessel 4, the off-gas is bubbled through the feedstock, with partial condensation of the hydrocarbons and their enrichment with light components, which reduces the consumption of the turbulator in the furnace. Then, the non-condensed gases enter the main column 5 through the breathing line 6 under the plate of output of the gas oil fraction to stripping 27, which allows a certain amount of light components to be driven out of the gas oil fraction before entering the stripping and to reduce the consumption of water vapor in the stripping.

Температура в верхней части колонны 40 поддерживается не выше 242°C, что позволяет в основном предотвратить деструкцию нестабильных серосодержащих компонентов в крекинг-остатке. Отпаренный остаток по линии 43 направляется на прием насоса 44, далее по линии 45 в теплообменник 46, после которого одна часть выводится с установки по линии 47, а две другие по линии 16 и 13 возвращаются в основную ректификационную колонну 5 и в линию подачи сырья соответственно.The temperature in the upper part of the column 40 is maintained no higher than 242 ° C, which allows mainly to prevent the destruction of unstable sulfur-containing components in the cracked residue. The stripped residue on line 43 is sent to the pump 44, then on line 45 to the heat exchanger 46, after which one part is removed from the installation via line 47, and the other two are returned to main distillation column 5 and to the feed line respectively .

Поток нестабильного бензина после теплообменника 21 поступает по линии 22 в колонну стабилизации бензина 23. Для обеспечения требуемых условий стабилизации бензина в кубовую часть колонны 23 предусмотрен подвод тепла, с использованием ребойлера 48. Стабильный бензин по линии 49 проходит по трубному пространству теплообменника 50, где охлаждается, и далее выводится с установки по линии 51. С верха колонны стабилизации 23 выводится смесь углеводородного газа с сероводородом и следами паров воды, а также фракция НК-85°C по линии 52. Верхний продукт с ограниченным содержанием пентанов, не более 5% масс. колонны стабилизации 23 конденсируется и охлаждается в конденсаторе-холодильнике 53, далее по линии 54 поступает в емкость орошения стабилизации 55, где происходит разделение на газовую и жидкую фазы. Часть бензина из емкости подается вверх колонны стабилизации 23 по линии 56, в качестве острого орошения, часть выводится с установки по линии 57, а углеводородный газ по линии 58 вместе с газами основной ректификационной колонны 5, при одном и том же давлении, как правило, не ниже 5÷6 ата, по линии 59 поступает на аминовую очистку в колонну 60, на вверх которого по линии 61 поступает раствор метилдиэтаноламина. С низа колонны аминовой очистки 60 по линии 62 отводится насыщенный сероводородом раствор метилдиэтаноламина. С верха колонны аминовой очистки 60 по линии 63 выводится очищенный углеводородный газ, используемый в качестве топлива для печи 10. Также может добавляться газ из заводской топливной системы под давлением на уровне 6 ата по линии 64.The flow of unstable gas after the heat exchanger 21 flows through line 22 to the gasoline stabilization column 23. To provide the required conditions for gasoline stabilization, heat is introduced into the bottom of the column 23 using a reboiler 48. Stable gasoline passes through pipe 49 through the pipe space of the heat exchanger 50, where it is cooled , and then it is discharged from the installation along line 51. From the top of stabilization column 23, a mixture of hydrocarbon gas with hydrogen sulfide and traces of water vapor is discharged, as well as the NK-85 ° C fraction along line 52. Top product with about boundedness content pentanes, not more than 5% by weight. stabilization columns 23 are condensed and cooled in the condenser-cooler 53, then through line 54 it enters the stabilization irrigation tank 55, where gas and liquid phases are separated. Part of the gasoline from the tank is fed upward to the stabilization column 23 via line 56, as an acute irrigation, part is discharged from the plant via line 57, and hydrocarbon gas through line 58 along with the gases of the main distillation column 5, at the same pressure, as a rule, not lower than 5–6 ata, through line 59 it enters the amine purification column 60, to the top of which a methyldiethanolamine solution enters through line 61. A solution of methyldiethanolamine saturated with hydrogen sulfide is discharged from the bottom of the amine purification column 60 through line 62. From the top of the amine cleaning column 60, a purified hydrocarbon gas is used via line 63 to be used as fuel for the furnace 10. Gas from the factory fuel system can also be added at a pressure of 6 atm via line 64.

В качестве примера для сравнения положительных дополнительных качеств данного способа в отличие от прототипа были проведены расчеты для одной из установок висбрекинга мощностью 2,4 млн. т в год. Результаты технологических расчетов предлагаемого способа и сравнение его показателей с прототипом приведены в таблице 1.As an example, to compare the positive additional qualities of this method, in contrast to the prototype, calculations were performed for one of the visbreaking units with a capacity of 2.4 million tons per year. The results of technological calculations of the proposed method and a comparison of its performance with the prototype are shown in table 1.

Из таблицы 1 видно, что предложенный способ удаления вторичного сероводорода из остатка висбрекинга обеспечивает достижение требуемого содержания остаточного сероводорода не более 2 ppm при значительно меньших эксплуатационных и капитальных затратах, при существенно меньшем, чем в прототипе, расходе водяного пара, подаваемого в куб отпарной колонны, 1,8 т/ч вместо 3,5 т/ч. Использование отпаренного газа в качестве испаряющей фракции для основной ректификационной колонны обеспечивает повышение отбора стабильного бензина на 200 кг/ч. Обеспечивается также увеличение температуры начала кипения и 5% об. выкипания газойля (разгонка по ASTM D86) на 3÷4°C. На эти же величины повышается температура вспышки газойля.From table 1 it can be seen that the proposed method for removing secondary hydrogen sulfide from visbreaking residue provides the required residual hydrogen sulfide content of not more than 2 ppm at significantly lower operational and capital costs, with significantly lower than the prototype, the flow of water vapor supplied to the cube of the stripping column, 1.8 t / h instead of 3.5 t / h. The use of stripped gas as the evaporating fraction for the main distillation column provides an increase in the selection of stable gasoline by 200 kg / h. An increase in the temperature of the onset of boiling and 5% vol. boiling gas oil (acceleration according to ASTM D86) by 3 ÷ 4 ° C. The gas oil flash point rises by the same values.

Нагрузка на основную колонну практически не меняется, по скорости паров на тарелке происходит увеличение на 2%, что в пределах допустимого при проектировании колонны. Потребность в дополнительной мощности конденсаторов невысокая - не более 0,1 Гкал/ч, что также в пределах допустимости при проектировании этого оборудования.The load on the main column remains virtually unchanged, the rate of vapor on the plate is an increase of 2%, which is within the permissible limits for the design of the column. The need for additional capacitor power is not high - not more than 0.1 Gcal / h, which is also within the permissible limits when designing this equipment.

Одной из проблем в процессе получения крекинг-остатка с содержанием сероводорода не более 2 ppm является нестабильность серосодержащих компонентов в остатке, из которых даже в процессе хранения остатка при невысоких температурах может образовываться вторичный сероводород в небольших количествах. Надежным способом исключения потери качества остатка при хранении является применение поглотителей сероводорода. Для того чтобы снизить их расход из-за высокой стоимости, предлагается максимально ускорить реакцию деструкции серосодержащих компонентов до отпарки остатка. Для этого в качестве турбулизатора в печь висбрекинга предлагается взамен водяного пара подавать ароматизированную дизельную фракцию с процесса каталитического крекинга вакуумного газойля.One of the problems in the process of obtaining a cracking residue with a hydrogen sulfide content of not more than 2 ppm is the instability of sulfur-containing components in the residue, of which secondary hydrogen sulfide in small quantities can form even during storage of the residue at low temperatures. A reliable way to eliminate the loss of quality of the residue during storage is the use of hydrogen sulfide scavengers. In order to reduce their consumption due to the high cost, it is proposed to maximize the acceleration of the decomposition of sulfur-containing components to the stripping of the residue. To do this, it is proposed to supply a flavored diesel fraction from the catalytic cracking process of vacuum gas oil as a turbulator in a visbreaking furnace instead of water vapor.

Одновременно с этим достигается улучшение качества газойлевой фракции до уровня компонента дизельного топлива за счет повышения цетанового числа, поскольку произойдет дополнительное разрушение ароматических углеводородов, содержащихся в газойлевой фракции крекингового мазута.At the same time, an improvement in the quality of the gas oil fraction to the level of the diesel component is achieved by increasing the cetane number, since there will be an additional destruction of aromatic hydrocarbons contained in the gas oil fraction of the cracked fuel oil.

Теоретическое обоснование и выполненные расчеты свидетельствуют об обеспечении решения поставленной задачи достижения современных требований к качеству топочного мазута с содержанием остаточного сероводорода не более 2 ppm и с исключением возможности его повторного образования с одновременным повышением экономичности и экологичности технологии очистки тяжелых нефтяных остатков от сероводорода.The theoretical justification and the performed calculations indicate that the task is set to achieve modern requirements for the quality of heating oil with a residual hydrogen sulfide content of not more than 2 ppm and with the exception of the possibility of its re-formation with a simultaneous increase in the cost-effectiveness and environmental friendliness of the technology for cleaning heavy oil residues from hydrogen sulfide.

Таблица 1Table 1 № п/пNo. p / p Наименование показателяName of indicator ПрототипPrototype Предлагаемый вариантProposed option 1one Расход, т/ч: СырьяConsumption, t / h: Raw materials 380,0380.0 РециклаRecycle 107,0107.0 Остаток основной колонны - сырье отпарной колонныThe remainder of the main column is the raw material of the stripping column 433,0433.0 22 Давление в основной ректификационной колонне (изб.), кгс/см2 The pressure in the main distillation column (g.), Kgf / cm 2 7,17.1 33 Потребная мощность печи, Гкал/чThe required power of the furnace, Gcal / h 23,323.3 4four Потребная мощность конденсации, Гкал/чCondensing power required, Gcal / h - основной ректификационной колонны- main distillation column 5,75.7 5,85.8 - дополнительно для отпарной колонны- additionally for stripping column 2,52,5 -- 55 Давление в отпарной колонне (изб.), кгс/см2 The pressure in the stripping column (g.), Kgf / cm 2 4,04.0 9,09.0 66 Колонна очистки газов от сероводородаA column of gas purification from hydrogen sulfide - при давлении (изб.) 7,0 кгс/см2 - at a pressure (g.) of 7.0 kgf / cm 2 ++ ++ - компримирование газов с 4,0 до 7,0 кгс/см2 - gas compression from 4.0 to 7.0 kgf / cm 2 ++ -- 77 Стриппинг газойляGas oil stripping ++ ++ 88 Расход водяного пара, т/ч:Water consumption, t / h: в основную ректификационную колоннуto the main distillation column 5,05,0 5,05,0 в стриппингin stripping 0,40.4 0,20.2 в отпарную колоннуin a stripping column 3,53,5 1,81.8 отношение водяного пара отпарной колонны к сырью, %the ratio of water vapor stripping column to raw materials,% 0,80.8 0,40.4 99 Выход продуктов и качество:Product Yield and Quality: - газы высокого давления (Р=9,0 кгс/см2), т/ч- high pressure gases (P = 9.0 kgf / cm 2 ), t / h 3,03.0 3,83.8 - газы низкого давления (Р=4,0 кгс/см2), т/ч - low pressure gases (P = 4.0 kgf / cm 2 ), t / h 0,80.8 -- - стабильный бензин, т/ч- stable gasoline, t / h 8,28.2 - газойль, т/ч- gas oil, t / h 15,515,5 - остаток колонны, т/ч- the remainder of the column, t / h 430,2430.2 содержание H2S, ppmthe content of H 2 S, ppm не более 2,0no more than 2.0 - крекинг-мазут- cracked fuel oil 334,0334.0 - кислая вода, т/ч- acidic water, t / h при давлении 9,0 кгс/см2 at a pressure of 9.0 kgf / cm 2 5,45,4 7,07.0 при давлении 4,0 кгс/см2 at a pressure of 4.0 kgf / cm 2 3,53,5 -- 1010 Дополнительные затраты на электроэнергию для компримирования газов, кВтAdditional energy costs for gas compression, kW 50,050,0 --

Claims (4)

1. Способ удаления вторичного сероводорода из остатка висбрекинга, включающий ректификацию продуктов висбрекинга в основной ректификационной колонне, кубовый продукт которой охлаждают и подают на десорбцию в отпарную колонну, отличающийся тем, что в отпарной колонне поддерживается давление 5,1÷10,5 ата с подачей десорбирующего агента - водяного пара - в количестве 0,1-0,8 мас.% от расхода сырья в отпарную колонну, пары сверху отпарной колонны подаются в основную ректификационную колонну под тарелку вывода газойлевой фракции в стриппинг, и в качестве турбулизатора в змеевик печи висбрекинга подается ароматизированная дизельная фракция процесса каталитического крекинга вакуумного газойля.1. A method of removing secondary hydrogen sulfide from visbreaking residue, including rectification of visbreaking products in a main distillation column, the still product of which is cooled and fed to stripping in a stripping column, characterized in that a pressure of 5.1 ÷ 10.5 atm is maintained in the stripping column with a feed a desorbing agent - water vapor - in an amount of 0.1-0.8 wt.% from the flow of raw materials to the stripping column, the vapor from the top of the stripping column is fed into the main distillation column under the plate of the output of the gas oil fraction into stripping, and into ETS turbulizer the coil visbreaking furnace supplied flavored diesel fraction of catalytic cracking of vacuum gasoil. 2. Способ удаления вторичного сероводорода по п.1, отличающийся тем, что в отпарной колонне устанавливают контактные устройства в виде нескольких секций перекрестноточной насадки.2. The method of removing secondary hydrogen sulfide according to claim 1, characterized in that contact devices in the form of several sections of the crossflow nozzle are installed in the stripping column. 3. Способ удаления вторичного сероводорода по п.1, отличающийся тем, что в куб основной ректификационной колонны подают «квенчинг» в виде части рециркулирующего охлажденного отпаренного остатка, поддерживая температуру в кубе отпарной колонны не более 180÷200°C.3. The method of removing secondary hydrogen sulfide according to claim 1, characterized in that “quenching” is fed into the cube of the main distillation column as part of the recirculated cooled stripped residue, maintaining the temperature in the cube of the stripping column no more than 180 ÷ 200 ° C. 4. Способ удаления вторичного сероводорода по п.1, отличающийся тем, что для дополнительной отпарки сырья, в котором присутствует избыточное содержание легких углеводородов, отходящие газы из верха отпарной колонны направляют в сырьевую емкость, откуда газы поступают в основную колонну под тарелку вывода газойля. 4. The method of removing secondary hydrogen sulfide according to claim 1, characterized in that for additional stripping of the feedstock, in which there is an excessive content of light hydrocarbons, the exhaust gases from the top of the stripping column are sent to the feed tank, from where the gases enter the main column under the gas oil outlet plate.
RU2013103842/04A 2013-01-29 2013-01-29 Method of secondary hydrogen sulphide removal from residues of viscosity breaking RU2514195C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2013103842/04A RU2514195C1 (en) 2013-01-29 2013-01-29 Method of secondary hydrogen sulphide removal from residues of viscosity breaking

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2013103842/04A RU2514195C1 (en) 2013-01-29 2013-01-29 Method of secondary hydrogen sulphide removal from residues of viscosity breaking

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2514195C1 true RU2514195C1 (en) 2014-04-27

Family

ID=50515563

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2013103842/04A RU2514195C1 (en) 2013-01-29 2013-01-29 Method of secondary hydrogen sulphide removal from residues of viscosity breaking

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2514195C1 (en)

Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP1190017B1 (en) * 1999-06-24 2006-07-05 Catalytic Distillation Technologies Process for the desulfurization of a diesel fraction
RU92421U1 (en) * 2009-12-21 2010-03-20 Владимир Александрович Морозов PLANT FOR DESORPTION OF HYDROGEN SULFUR FROM HIGH-BOILING OIL PRODUCTS
RU2451713C2 (en) * 2009-12-21 2012-05-27 Владимир Александрович Морозов Method to remove secondary hydrogen sulphide produced in heavy oil products during their manufacturing

Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP1190017B1 (en) * 1999-06-24 2006-07-05 Catalytic Distillation Technologies Process for the desulfurization of a diesel fraction
RU92421U1 (en) * 2009-12-21 2010-03-20 Владимир Александрович Морозов PLANT FOR DESORPTION OF HYDROGEN SULFUR FROM HIGH-BOILING OIL PRODUCTS
RU2451713C2 (en) * 2009-12-21 2012-05-27 Владимир Александрович Морозов Method to remove secondary hydrogen sulphide produced in heavy oil products during their manufacturing

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US7172686B1 (en) Method of increasing distillates yield in crude oil distillation
US8618344B2 (en) Process for recovery of propylene and LPG from FCC fuel gas using stripped main column overhead distillate as absorber oil
US9969944B2 (en) Dissolved oil removal from quench water of gas cracker ethylene plants
EA020353B1 (en) Delayed coking process
JPH0118119B2 (en)
US10597590B2 (en) Process and apparatus for stripping slurry hydrocracked product
CN102373083A (en) Method for using process water as flushing water of reaction effluent in hydrocarbon hydrogenation process
RU2409609C1 (en) Method of stabilising hydrogen sulphide- and mercaptan-containing oil
RU2514195C1 (en) Method of secondary hydrogen sulphide removal from residues of viscosity breaking
RU2398811C1 (en) Method of processing heavy hydrocarbon raw material
US4401560A (en) Process for the separation of aromatic hydrocarbons from petroleum fractions with heat recovery
RU2557002C1 (en) Method of oil preparation
RU2451713C2 (en) Method to remove secondary hydrogen sulphide produced in heavy oil products during their manufacturing
RU2425090C1 (en) Stabilisation and refining method of oil from light mercaptans and hydrogen sulphide
RU2574033C1 (en) Thermal-oxidative cracking method of heavy oil residues
RU92421U1 (en) PLANT FOR DESORPTION OF HYDROGEN SULFUR FROM HIGH-BOILING OIL PRODUCTS
RU2546677C1 (en) Method and installation of hydrocracking with obtaining motor fuels
RU2664652C1 (en) Method for purification of fuel components from sulfur circulating oils and oil factions
RU2263703C1 (en) Mazut distillation process
RU2824117C1 (en) Method of stripping acidic water in rectification column with vertical dividing wall
US2101641A (en) Method of producing coke
RU2612964C1 (en) Method of high viscous oil preparation
JPS6249917B2 (en)
RU2803037C2 (en) Method for demetallization of high-viscosity oils
RU2757810C1 (en) Method for deasphalting of hydrocarbon raw materials

Legal Events

Date Code Title Description
PD4A Correction of name of patent owner
HE4A Change of address of a patent owner

Effective date: 20190704

PD4A Correction of name of patent owner