RU2561625C2 - Способ отделения и очистки сульфида натрия - Google Patents
Способ отделения и очистки сульфида натрия Download PDFInfo
- Publication number
- RU2561625C2 RU2561625C2 RU2013150805/02A RU2013150805A RU2561625C2 RU 2561625 C2 RU2561625 C2 RU 2561625C2 RU 2013150805/02 A RU2013150805/02 A RU 2013150805/02A RU 2013150805 A RU2013150805 A RU 2013150805A RU 2561625 C2 RU2561625 C2 RU 2561625C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- organic solvent
- solution
- sludge
- water
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 74
- GRVFOGOEDUUMBP-UHFFFAOYSA-N sodium sulfide (anhydrous) Chemical compound [Na+].[Na+].[S-2] GRVFOGOEDUUMBP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title abstract description 33
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 44
- 239000010802 sludge Substances 0.000 claims abstract description 42
- GEHJYWRUCIMESM-UHFFFAOYSA-L sodium sulfite Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]S([O-])=O GEHJYWRUCIMESM-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 40
- 239000003960 organic solvent Substances 0.000 claims abstract description 37
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 31
- 235000010265 sodium sulphite Nutrition 0.000 claims abstract description 20
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 claims abstract description 15
- 238000000746 purification Methods 0.000 claims abstract description 15
- 239000012074 organic phase Substances 0.000 claims abstract description 11
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 claims abstract description 10
- 239000011734 sodium Substances 0.000 claims description 76
- 239000008096 xylene Substances 0.000 claims description 58
- CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N O-Xylene Chemical compound CC1=CC=CC=C1C CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 57
- 238000006477 desulfuration reaction Methods 0.000 claims description 45
- 230000023556 desulfurization Effects 0.000 claims description 45
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 27
- VDQVEACBQKUUSU-UHFFFAOYSA-M disodium;sulfanide Chemical compound [Na+].[Na+].[SH-] VDQVEACBQKUUSU-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 15
- VLKZOEOYAKHREP-UHFFFAOYSA-N n-Hexane Chemical compound CCCCCC VLKZOEOYAKHREP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 15
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims description 13
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims description 12
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 11
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 11
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 11
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 10
- YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N Toluene Chemical compound CC1=CC=CC=C1 YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- 238000004821 distillation Methods 0.000 claims description 8
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 claims description 8
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 claims description 8
- 239000000843 powder Substances 0.000 claims description 8
- IMNFDUFMRHMDMM-UHFFFAOYSA-N N-Heptane Chemical compound CCCCCCC IMNFDUFMRHMDMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- ZGEGCLOFRBLKSE-UHFFFAOYSA-N methylene hexane Natural products CCCCCC=C ZGEGCLOFRBLKSE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 239000002002 slurry Substances 0.000 claims description 6
- 239000012071 phase Substances 0.000 claims description 5
- 238000010992 reflux Methods 0.000 claims description 5
- 239000012153 distilled water Substances 0.000 claims description 4
- 238000003756 stirring Methods 0.000 claims description 4
- XDTMQSROBMDMFD-UHFFFAOYSA-N Cyclohexane Chemical compound C1CCCCC1 XDTMQSROBMDMFD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 150000001335 aliphatic alkanes Chemical class 0.000 claims description 3
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 claims description 3
- 150000001345 alkine derivatives Chemical class 0.000 claims description 3
- 150000004945 aromatic hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 3
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims description 3
- -1 cyclic alkenes Chemical class 0.000 claims description 3
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 3
- TVMXDCGIABBOFY-UHFFFAOYSA-N octane Chemical compound CCCCCCCC TVMXDCGIABBOFY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 238000010926 purge Methods 0.000 claims description 2
- 229910052979 sodium sulfide Inorganic materials 0.000 abstract description 28
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 abstract description 15
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 6
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 abstract description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 3
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 37
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 35
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 20
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 19
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 19
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 19
- 239000006227 byproduct Substances 0.000 description 13
- KEAYESYHFKHZAL-UHFFFAOYSA-N Sodium Chemical compound [Na] KEAYESYHFKHZAL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 11
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 11
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 10
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 10
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 239000000047 product Substances 0.000 description 7
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 6
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 6
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 5
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 5
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 5
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 4
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 4
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 4
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 4
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 3
- 150000002898 organic sulfur compounds Chemical class 0.000 description 3
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 description 3
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 3
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 3
- 150000003464 sulfur compounds Chemical class 0.000 description 3
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 3
- MARCAKLHFUYDJE-UHFFFAOYSA-N 1,2-xylene;hydrate Chemical compound O.CC1=CC=CC=C1C MARCAKLHFUYDJE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229920001131 Pulp (paper) Polymers 0.000 description 2
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L Sodium Carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 description 2
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 description 2
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 2
- 230000018044 dehydration Effects 0.000 description 2
- 238000006297 dehydration reaction Methods 0.000 description 2
- 230000003009 desulfurizing effect Effects 0.000 description 2
- 238000005868 electrolysis reaction Methods 0.000 description 2
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 2
- 238000005191 phase separation Methods 0.000 description 2
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 2
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 description 2
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 description 2
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 description 2
- LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-N Sulfurous acid Chemical compound OS(O)=O LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000002441 X-ray diffraction Methods 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 230000006978 adaptation Effects 0.000 description 1
- 150000001338 aliphatic hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 239000006229 carbon black Substances 0.000 description 1
- 238000005119 centrifugation Methods 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 1
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 230000029087 digestion Effects 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 1
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 description 1
- 230000007717 exclusion Effects 0.000 description 1
- 239000003502 gasoline Substances 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 239000008240 homogeneous mixture Substances 0.000 description 1
- 239000012456 homogeneous solution Substances 0.000 description 1
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 239000000155 melt Substances 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 125000001741 organic sulfur group Chemical group 0.000 description 1
- 239000002574 poison Substances 0.000 description 1
- 231100000614 poison Toxicity 0.000 description 1
- 238000004064 recycling Methods 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 238000007670 refining Methods 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 229910000029 sodium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- 159000000000 sodium salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000011343 solid material Substances 0.000 description 1
- 238000005292 vacuum distillation Methods 0.000 description 1
- 239000002023 wood Substances 0.000 description 1
- 150000003738 xylenes Chemical class 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C01—INORGANIC CHEMISTRY
- C01D—COMPOUNDS OF ALKALI METALS, i.e. LITHIUM, SODIUM, POTASSIUM, RUBIDIUM, CAESIUM, OR FRANCIUM
- C01D5/00—Sulfates or sulfites of sodium, potassium or alkali metals in general
- C01D5/14—Preparation of sulfites
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B09—DISPOSAL OF SOLID WASTE; RECLAMATION OF CONTAMINATED SOIL
- B09B—DISPOSAL OF SOLID WASTE NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- B09B3/00—Destroying solid waste or transforming solid waste into something useful or harmless
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D11/00—Solvent extraction
- B01D11/02—Solvent extraction of solids
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B09—DISPOSAL OF SOLID WASTE; RECLAMATION OF CONTAMINATED SOIL
- B09B—DISPOSAL OF SOLID WASTE NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- B09B3/00—Destroying solid waste or transforming solid waste into something useful or harmless
- B09B3/80—Destroying solid waste or transforming solid waste into something useful or harmless involving an extraction step
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C01—INORGANIC CHEMISTRY
- C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
- C01B17/00—Sulfur; Compounds thereof
- C01B17/22—Alkali metal sulfides or polysulfides
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C01—INORGANIC CHEMISTRY
- C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
- C01B17/00—Sulfur; Compounds thereof
- C01B17/22—Alkali metal sulfides or polysulfides
- C01B17/36—Purification
-
- 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
- C10G1/00—Production of liquid hydrocarbon mixtures from oil-shale, oil-sand, or non-melting solid carbonaceous or similar materials, e.g. wood, coal
- C10G1/002—Production of liquid hydrocarbon mixtures from oil-shale, oil-sand, or non-melting solid carbonaceous or similar materials, e.g. wood, coal in combination with oil conversion- or refining processes
-
- 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
- C10G1/00—Production of liquid hydrocarbon mixtures from oil-shale, oil-sand, or non-melting solid carbonaceous or similar materials, e.g. wood, coal
- C10G1/04—Production of liquid hydrocarbon mixtures from oil-shale, oil-sand, or non-melting solid carbonaceous or similar materials, e.g. wood, coal by extraction
-
- 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
- C10G21/12—Organic compounds only
- C10G21/14—Hydrocarbons
-
- 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
- C10G29/00—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, with other chemicals
- C10G29/04—Metals, or metals deposited on a carrier
-
- 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
- C10G53/00—Treatment of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by two or more refining processes
- C10G53/02—Treatment of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by two or more refining processes plural serial stages only
- C10G53/08—Treatment of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by two or more refining processes plural serial stages only including at least one sorption step
-
- 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
- C10G7/00—Distillation of hydrocarbon oils
-
- 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
- C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
- C10G2300/10—Feedstock materials
- C10G2300/1077—Vacuum residues
-
- 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
- C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
- C10G2300/20—Characteristics of the feedstock or the products
- C10G2300/201—Impurities
- C10G2300/202—Heteroatoms content, i.e. S, N, O, P
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Wood Science & Technology (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Treatment Of Sludge (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Extraction Or Liquid Replacement (AREA)
Abstract
Настоящее изобретение относится к способу извлечения и очистки сульфида натрия (Na2S), образованного в процессе десульфурации нефтяных остатков. Способ включает обработку шлама, содержащего Na2S, полученного в процессе десульфурации нефтяных остатков, смесью по меньшей мере одного органического растворителя и воды. Далее ведут разделение обработанного шлама на органическую фазу, содержащую нефтяное масло, и водную фазу, содержащую Na2S, и дистилляцию водной фазы с получением Na2S с последующей его очисткой. При этом полученный сульфид натрия окисляют с последующим получением сульфита натрия. Техническим результатом является упрощение способа извлечения и очистки сульфида натрия и конверсии его в сульфит натрия за счет исключения использования катализатора. 2 н. и 4 з.п. ф-лы, 5 табл., 10 пр.
Description
ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ
Настоящее изобретение относится к способу отделения и очистки сульфида натрия, полученного в процессе десульфурации сырого нефтяного масла и тяжелых масел.
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
Серосодержащие соединения присутствуют в большей или меньшей мере в нефти и в продуктах переработки нефти. Органические соединения серы являются нежелательными в нефтепродуктах по нескольким причинам. Они могу отравлять катализаторы, используемые при переработке нефти. Кроме того, чем большее количество органических соединений серы содержится в углеводородных топливах, таких как бензин и мазут, тем больше вероятность загрязнения при сжигании этих топлив. Несколько методов были разработаны в течение многих лет для решения проблем, связанных с органическими соединениями серы в нефти. Они варьируются от простой обработки, направленной на получение соединений серы с менее неприятным запахом, до более сложных способов уменьшения или удаления соединений серы. Различные используемые методы включают абсорбцию, экстракцию, окисление, гидродесульфуризацию и т.д.
Десульфуризация тяжелых масел или сырых нефтяных масел с использованием металлического натрия раскрыта в нескольких процессах уровня техники.
В патенте США №3565792 описан интегрированный способ десульфуризации сырого масла или аналогичных сырых углеводородных фракций, в котором используют дисперсию металлического натрия для взаимодействия с вредной примесью серы, присутствующей в таком сыром масле, с образованием осадка сульфида натрия, который удаляют из обработанного масла путем центрифугирования. Интегрированная система обеспечивается путем взаимодействия осадка сульфида натрия с соляной кислотой с получением хлорида натрия, который после очистки может использоваться посредством электролиза для получения натрия, необходимого для десульфуризации сырого масла.
В патенте США №3755149 описан способ десульфурации кубовых остатков вакуумной перегонки, который состоит из контактирования указанного остатка с металлическим натрием при температуре от около 250°C до около 400°C и при давлении водорода от около 1 до около 100 атмосфер, экстракции полученного шламосодержащего продукта алифатическим углеводородом, отделение шлама от углеводородного экстракта и удаление указанного углеводорода с получением десульфурированного остатка.
US 6210564 раскрывает способ десульфурации сырой нефти с использованием металлического натрия. Серосодержащую сырую нефть десульфурируют путем контактирования исходного сырья с поэтапно добавляемым металлическим натрием при температуре по меньшей мере около 250°C в присутствии избытка водорода в отношении металлического натрия. В процессе десульфурации существенно подавляется образование Na2S и активизируется образование NaSH.
US 2005145545 раскрывает десульфурацию потоков нефти с использованием металлического натрия. Способ удаления серы из углеводородного сырья включает стадии растворения металлического натрия в растворителе и объединение раствора натрия/растворителя с жидким углеводородным сырьем, содержащим органические вещества серы. Давление комбинации превышает давление паров растворителя. Объединенные углеводородное сырье и раствор растворителя помещают в среду с низким давлением для испарения растворителя. Полученный поток объединяют с газообразным водородом и этот поток нагревают и поддают давлению с получением жидкого углеводородного продукта, содержащего сульфид натрия. Этот продукт затем охлаждают и сульфид натрия экстрагируют.
Одновременно находящаяся на рассмотрении индийская патентная заявка №845/MUM/2011 описывает улучшенный способ десульфурации нефтяных остатков путем добавления подходящего органического растворителя к сырой нефти перед реакцией десульфурации. Этот способ приводит к образованию сульфида натрия (Na2S) в качестве основного побочного продукта.
В общем, образованный Na2S фильтруют и отделяют от десульфурированного сырого масла и затем либо растворяют в воде, либо подвергают восстановлению Na путем электролиза. Этот полученный побочный продукт по сути по виду является липким шламом и может содержать примеси, такие как непрореагированный Na, остатки сырого масла и другие органические соли натрия.
Одной из основных проблем является отделение и фильтрация побочного продукта от этого десульфурированного масла. Значительное количество сырого масла остается связанным с этим Na2S побочным продуктом. Добавление воды непосредственно для извлечения побочного продукта не приводит к полному растворению Na2S из-за непроницаемого для воды покрытия из остатков сырого масла на побочном продукте. Это сырое масло остается связанным с Na2S, что приводит к образованию эмульсии при добавлении воды, вероятно, вследствие высокой вязкости и липкой природы сырого нефтяного масла и похожего удельного веса воды и масла. Это приводит к образованию неразделимой массы, что в свою очередь приводит к потере ценного сырого масла, которое остается связанным с побочным продуктом, а также к загрязнению раствора Na2S маслом. Кроме того, извлечение масла из шлама побочного продукта может осуществляться с помощью органического растворителя, способного растворять масло. Однако необходим многостадийный процесс с добавлением свежего органического растворителя на каждой стадии. Это приводит к использованию больших количеств органического растворителя и, следовательно, к увеличению стоимости восстановления растворителя дистилляцией в дополнение к потерям растворителя, связанным с процессами разделения и дистилляции.
Однако, кроме того, растворитель не способен полностью убрать масло даже с увеличением стадий экстракции. Это происходит потому, что по мере того как растворитель растворяет масло, возникают свежие поверхности Na2S, которые нерастворимы в органических растворителях. Таким образом, нефть, которая осталась захваченной твердой поверхностью Na2S, не подвергается воздействию органического растворителя и, следовательно, эффективность растворения резко падает.
Соответственно, желательно разработать простой способ отделения и очистки сульфида натрия, полученного в качестве основного побочного продукта в процессе десульфурации нефтяных масел.
Кроме того, известно, что Na2S побочный продукт в основном используется для регенерации Na посредством подходящих электролитических процессов. Настоящее описание также направлено на добавление значения этому Na2S побочному продукту путем его окисления до Na2SO3, который является высокоценным продуктом.
Некоторые из показательных патентных документов, которые описывают способы конверсии сульфида натрия в сульфит натрия, описаны ниже.
US 3165378 раскрывает способ конверсии сульфида натрия, полученного предварительной обработкой отработанного щелока, который извлечен из химического раствора, использованного в производстве бумажной пульпы из древесины и т.п., и который содержит соединения серы. Способ включает пропускание водного раствора, содержащего сульфид натрия, через зону реакции в атмосфере насыщенного пара и воздуха по сути при постоянном давлении в диапазоне от 60 до 125 фунтов на квадратный дюйм.
US 3657064 раскрывает прямую окислительную конверсию сульфида натрия в сульфит натрия путем поглощения теплоты реакции в системе с псевдоожиженным слоем с использованием адиабатического охлаждения.
US 3698860 раскрывает способ конверсии сульфида натрия в плаве, полученном при сжигании черного щелока из варочных котлов полуцеллюлозы и сульфитной целлюлозы, до сульфита натрия путем окисления и восстановления последней как сваренной химической пульпы, который включает смешивание частичек плава с водой, добавление небольшого количества гидроксида натрия с образованием смеси в виде частиц и введение частиц в конвертер, заполненный сухим порошком сульфита натрия, карбоната натрия и т.п., не содержащий сульфида натрия, причем способ выполняется на всем протяжении как мокрый способ.
Способы, описанные в патентных документах уровня техники, являются сложными и длительными. Следовательно, желательно разработать простой способ конверсии сульфида натрия в сульфит натрия, который исключает использование катализатора.
ОБЪЕКТЫ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Некоторые из объектов настоящего изобретения описаны ниже:
Объектом настоящего описания является обеспечение способа извлечения и очистки сульфида натрия (Na2S), образованного в процессе десульфурации нефтяных остатков.
Другим объектом настоящего изобретения является обеспечение способа получения сульфита натрия (Na2SO3) из Na2S, образованного в процессе десульфурации нефтяных остатков.
СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ
В соответствии с настоящим изобретением предложен способ извлечения и очистки сульфида натрия (Na2S), образованного в процессе десульфурации нефтяных остатков; причем указанный способ включает обработку шлама, содержащего Na2S побочный продукт, полученный в процессе десульфурации нефтяных остатков, смесью по меньшей мере одного органического растворителя, способного к растворению нефтяного остатка, и воды; предоставление возможности обработанному шламу разделиться на органическую фазу, содержащую нефтяное масло, и водную фазу, содержащую Na2S; и дистилляцию водной фазы с получением извлеченного Na2S с последующей его очисткой.
Как правило, органический растворитель выбирают из группы, состоящей из алканов, ароматических углеводородов, алкенов, циклических алкенов, алкинов и их смесей.
В соответствии с одним из вариантов осуществления настоящего изобретения органический растворитель представляет собой по меньшей мере один углеводородный растворитель, выбранный из группы, состоящей из ксилола, н-гексана, циклогексана, гептана, гексана, гептена, октана и толуола.
Предпочтительно, органическим растворителем является ксилол.
Как правило, соотношение органического растворителя к воде составляет от 0,5:1 до 2:1.
В соответствии с другим вариантом осуществления настоящего изобретения предлагается способ восстановления Na2S и масла из шлама, образованного в результате десульфурации нефтяных остатков; причем способ включает следующие стадии:
- приготовление смеси по меньшей мере одного органического растворителя и воды;
- добавление смеси к шламу при температуре около 25-100°C в течение от около 20 мин до 2 часов при перемешивании и, при необходимости, охлаждение с получением раствора;
- перенесение раствора в делительную воронку и отстаивание его до получения смеси, содержащей водную фазу, содержащую Na2S, и органическую фазу, содержащую нефтяное масло; и
- дистилляцию каждой из двух фаз отдельно для получения органического растворителя и масла из органической фазы и воды и Na2S из водной фазы соответственно.
В соответствии с другим вариантом осуществления настоящего изобретения предлагается способ отделения и очистки сульфида натрия (Na2S), образованного в процессе десульфурации нефтяных остатков; причем способ включает подвергание шлама, содержащего Na2S и полученного в процессе десульфурации нефтяных остатков, промыванию по меньшей мере одним органическим растворителем с последующей обработкой водой.
В соответствии с другим аспектом настоящего изобретения предлагается способ получения сульфита натрия (Na2SO3) из сульфида натрия (Na2S), который получен по способу настоящего изобретения; причем указанный способ включает окисление сульфида натрия (Na2S).
Как правило, окисление сульфида натрия (Na2S) включает растворение сульфида натрия в дистиллированной воде с получением раствора; нагревание с обратным холодильником раствора при температуре от около 50 до 80°C; продувку раствора сжатым воздухом в течение от около 20 минут до 120 минут; и нагревание раствора при температуре от около 140 до 180°C с получением твердого порошка сульфита натрия.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
В соответствии с настоящим изобретением предложен способ извлечения и очистки сульфида натрия (Na2S), образованного в процессе десульфурации нефтяных остатков. Способ описан ниже более подробно. Сначала шлам, содержащий Na2S, полученный в процессе десульфурации нефтяных остатков, обрабатывают смесью по меньшей мере одного органического растворителя, способного к растворению нефтяного остатка, и воды. На следующей стадии обработанному шламу дают возможность разделиться на органическую фазу, содержащую нефтяное масло, и водную фазу, содержащую Na2S. Наконец, водную фазу подвергают дистилляции с получением извлеченного Na2S с последующей его очисткой.
В соответствии с настоящим изобретением органический растворитель, который используют для обработки шлама, включает, но не ограничивается ими, алканы, ароматические углеводороды, алкены, циклические алкены, алкины и их смеси.
В соответствии с одним из вариантов осуществления настоящего изобретения органический растворитель представляет собой по меньшей мере один углеводородный растворитель, выбранный из группы, состоящей из ксилола, н-гексана, циклогексана, гептана, гексана, гептена, октана и толуола.
В соответствии с предпочтительным вариантом настоящего изобретения органическим растворителем, используемым для обработки шлама, является ксилол.
Как правило, соотношение органического растворителя к воде составляет от 0,5:1 до 2:1.
В соответствии с другим вариантом осуществления настоящего изобретения предлагается способ восстановления Na2S и масла из шлама, образованного в результате десульфурации нефтяных остатков. Способ описан ниже:
Вначале готовят смесь по меньшей мере одного органического растворителя и воды. Смесь органического растворителя и воды затем добавляют к шламу при температуре между 25-100°C в течение от около 20 мин до 2 часов при перемешивании, который затем при необходимости охлаждают с получением раствора. Полученный раствор переносят в делительную воронку. Затем ему дают возможность отстояться до получения смеси, содержащей водную фазу, содержащую Na2S, и органическую фазу, содержащую нефтяное масло.
На следующей стадии органическую фазу подвергают дистилляции для извлечения органического растворителя и масла. Отдельно водную фазу подвергают дистилляции для извлечения воды и Na2S.
Как правило, способ дополнительно включает стадию рециркуляции органического растворителя.
Авторы настоящего изобретения обнаружили, что добавление смеси ксилол-вода приводит к лучшему разделению обработанного сырого масла и Na2S, а также к лучшему растворению Na2S, и в результате - к образованию раствора Na2S.
Наличие ксилола приводит к непрерывному удалению и растворению остаточного сырого масла, связанного с Na2S, тем самым влияя на свежие поверхности Na2S, которые затем легко растворяются в воде. Растворенный Na2S в свою очередь приводит к высвобождению сырого масла, который в дальнейшем захватывается ксилолом. Таким образом, эти два процесса идут рука об руку и приводят к лучшему разделению остаточного сырого масла и Na2S.
Другим преимуществом настоящего изобретения является то, что органический растворитель, такой как ксилол, используемый в процессе, способен разделить водную фазу (содержащую Na2S), и органическую фазу (содержащую исходное масло), тем самым исключая необходимость в любых дальнейших блоках фильтрации.
В соответствии с другим вариантом осуществления настоящего изобретения добавление смеси, содержащей по меньшей мере один органический растворитель и воду, осуществляется непосредственно после процесса десульфурации и фильтрации продукта Na2S.
В соответствии с настоящим изобретением также предложен альтернативный способ разделения и очистки сульфида натрия (Na2S), образованного в процессе десульфурации нефтяных остатков. Способ включает подвергание шлама, содержащего Na2S, полученного в процессе десульфурации нефтяных остатков, промывке по меньшей мере одним органическим растворителем с последующей обработкой водой.
Полученный раствор Na2S может быть не в чистом виде и содержать NaOH, NaxSy вместе с другими неорганическими и органическими примесями из сырого масла. Поэтому раствор очищают фильтрацией через активированный уголь для получения чистого раствора.
В соответствии с дальнейшим аспектом настоящего изобретения предлагается способ получения сульфита натрия из сульфида натрия (Na2S), полученного способом, который описан выше. Способ получения сульфита натрия включает окисление сульфида натрия (Na2S). Процесс окисления описан ниже.
На первой стадии сульфид натрия растворяют в дистиллированной воде с получением раствора, который нагревают с обратным холодильником при температуре от около 50 до 80°C. Затем через раствор продувают сжатый воздух в течение от около 20 минут до 120 минут. Раствор нагревают при температуре около 140-180°C с получением твердого порошка сульфита натрия.
Преимуществом способа окисления согласно настоящего изобретения является то, что его проводят в отсутствии катализатора.
Способы более подробно описаны ниже с помощью следующих неограничивающих примеров. Следующие примеры являются только иллюстративным раскрытием и не должны быть истолкованы как ограничение.
ПРИМЕРЫ
Примеры десульфуризации, описанные ниже, проводили на CBFO - сыром масле для производства технического углерода (Carbon Black Feed Oil), которое представляет собой фракцию (остаток от перегонки) нефтяного масла, особенно известного как тяжелое масло или нефтяной остаток. Эксперименты десульфурации CBFO проводились с использованием металлического натрия. Подробное описание процесса десульфурации дано в совместно рассматриваемой индийской патентной заявке №845/MUM/2011. Так, десульфурацию CBFO главным образом проводили с использованием натрия, однако, с учетом вариантов способа с использованием водорода и органического растворителя ксилола как вспомогательных компонентов. Таким образом, для того, чтобы изучить воздействие водорода и ксилола на процесс десульфурации в отношении выхода и образования побочных продуктов, были исследованы следующие схемы:
Пример 1: Десульфурация натрием в присутствии ксилола и при отсутствии H2
Пример 2: Десульфурация натрием в присутствии ксилола и в присутствии H2
Пример 3: Десульфурация натрием при отсутствии ксилола и при отсутствии H2
Пример 4: Десульфурация натрием при отсутствии ксилола и в присутствии H2
Пример 1:
Около 210 г CBFO и 90 мл ксилола помещали в реактор высокого давления. Это соответствует соотношению СВРО:ксилол 70:30 (вес:объем). Водород не добавляли в реактор. Затем в реактор добавляли стехиометрическое количество металлического натрия. После этого проводили реакцию при температуре около 290°C и продолжительности 1 ч. После реакции содержимое охлаждали и декантировали. Это привело к образованию двух отдельных фаз, а именно десульфурированного CBFO в виде жидкой фазы и шлама Na2S+CBFO в виде полутвердой фазы. Декантированный CBFO взвешивали и выходы этих CBFO и шлама даны в таблице 1.
Пример 2:
Около 210 г CBFO и 90 мл ксилола помещали в реактор высокого давления и около 300 фунтов/кв. дюйм водорода добавляли в реактор.
Пример 3:
Брали около 210 г CBFO и не добавляли ни ксилол, ни водород.
Пример 4:
Брали около 210 г CBFO и не добавляли ксилол, однако, около 300 фунтов/кв. дюйм водорода добавляли в реактор.
Во всех примерах 2-4 добавляли стехиометрическое количество металлического натрия и условия реакции и процессы были аналогичны приведенным в примере 1. Все эти примеры привели к образованию CBFO и шлама (Na2S+CBFO) в различных соотношениях. Выход декантированного CBFO и шлама представлены в таблице 1. Было отмечено, что в примерах (1 и 2), в которых использовали ксилол, выход CBFO выше, в то время как выход шлама ниже по сравнению с примерами (3 и 4) без ксилола.
| Таблица 1 | |||
| Выходы CBFO и шлама для различных схем способа | |||
| Пример | Состав | Выход десульфурированного CBFO (%) | Шлам (%) |
| 1. | Без водорода + Ксилол (30%) | 72 | 28 |
| 2. | Водород + Ксилол (30%) | 78 | 22 |
| 3. | Без водорода + Без ксилола | 54 | 46 |
| 4. | Водород + Без ксилола | 60 | 40 |
Другой эксперимент десульфурации проводили с использованием меньшего количества ксилола (5%) для того, чтобы уменьшить содержание ксилола с целью большей экономии процесса, а также для улучшения эффективности десульфурации и обработки. Детали эксперимента описаны в примере 5 ниже.
Пример 5: Десульфуризация в присутствии небольшого количества ксилола (5%) и в присутствии H2:
В этом случает 285 г CBFO и 15 мл ксилола помещали в реактор высокого давления и около 300 фунтов/кв. дюйм водорода добавляли в реактор. К этому добавляли стехиометрическое количество металлического натрия. Температуру реакции поддерживали около 290°C в течение 1 ч. После реакции CBFO охлаждали и декантировали. Эта схема также привела к существенному количеству фазы шлама (Na2S+CBFO). Декантированный CBFO взвешивали. Выход CBFO и шлама представлен в таблице 2.
| Таблица 2 | |||
| Пример | Состав | Выход десульфурированного CBFO (%) | Шлам (%) |
| 5 | H2 + Ксилол (5%) | 76 | 24 |
Во всех примерах (1-5) осуществляли отделение и очистку присутствующего в шламе Na2S посредством одновременного добавления органического растворителя и воды к этому шламу. Органическим растворителем, используемым в соответствии с предпочтительным вариантом настоящего изобретения, был ксилол. Таким образом, смесь (1:1) ксилола и воды готовили, взяв 250 мл ксилола и 250 мл воды. Следует отметить, что термин смесь здесь относится к ксилолу и воде, которые были помещены вместе в химический стакан, однако, не являлись гомогенной смесью и были, понятное дело, несмешивающимися. Таким образом смесь (1:1) ксилол:вода добавляли к 28% шламу, образованному в примере 1, и затем нагревали при 100°C в течение 1 ч при интенсивном перемешивании. Содержимое затем охлаждали и весь раствор собирали в химическом стакане. Таким образом, было обнаружено, что шлам, содержащий вязкий CBFO и твердый Na2S, превратился в однородный раствор без каких-либо твердых включений. Таким образом, не существовало необходимости дальнейшей фильтрации для отделения твердой фазы от масла. Весь раствор затем переносили в делительную воронку и давали возможность стабилизироваться. В конечном итоге это привело к четкому фазовому разделению слоя воды с Na2S, растворенным в ней, и слоя ксилола с остаточным CBFS, растворенным в нем. В дальнейшем для примеров (2-4) различные количества шлама обрабатывали таким же количеством смеси ксилола:воды и затем нагревали до 100°C в течение 1 ч, охлаждали и давали возможность разделиться.
После разделения на два слоя, слои собирали индивидуально для каждого примера (1-4). Слой ксилола + CBFO затем подвергали в роторном испарителе дистилляции ксилола из смеси. Чистый ксилол затем выделяли и собирали обратно, оставляя остаточный CBFO. Собранный ксилол затем можно рециркулировать на десульфуризацию. CBFO можно добавлять обратно на десульфуризацию CBFO, тем самым увеличить общий выход или свести к минимуму потери. Аналогичным образом, для слоя воды, воду дистиллируют в роторном испарителе и собирают обратно, оставляя желтый порошок сульфида натрия.
В примере 5 отделение и очистку Na2S, присутствующего в шламе, осуществляли таким же образом, как и в примере (1-4). Единственным изменением в процессе было количество смеси ксилол-вода, добавляемой к системе. В этом случае около 100 мл ксилола и 100 мл воды добавляли к 24% шламу, образованному в процессе. Затем эту смесь нагревали до 100°C в течение 1 ч, и затем системе давали остыть. Весь появившийся раствор, однородный и смешивающийся, собирали в химическом стакане. Затем ему давали возможность стабилизироваться в делительной воронке, что привело к четкому фазовому разделению на слой воды с Na2S, растворенным в ней, и слой ксилола с остаточным CBFS, растворенным в нем. Слой ксилола и воды затем дистиллировали, как в предыдущих примерах. В таблице 3 представлены обобщенные эффективности десульфуризации для схем различных примеров, а также количество полученного твердого Na2S.
| Таблица 3 | ||||
| Эффективности десульфуризации для различных схем и количество Na2S | ||||
| Пример | Композиция | Десульфуризация (%) | Шлам | Na2S (г) |
| 1 | Без водорода + Ксилол | 60 | 28 | 16.7 |
| 2 | Водород + Ксилол | 68 | 22 | 12 |
| 3 | Без водорода + Без ксилола | 80 | 46 | 15 |
| 4 | Водород + Без ксилола | 70 | 40 | - |
| 5 | Водород + Ксилол (5%) | 80 | 24 | - |
Вторая часть изобретения относительно очистки и конверсии Na2S в Na2SO3 описана ниже с помощью следующих примеров.
Пример 6
210 г CBFO смешивали с 90 мл ксилола. Это привело к смеси CBFO:ксилол = 70:30 (вес:объем). Смесь тщательно перемешивали и помещали в реактор высокого давления. Стехиометрическое количество металлического натрия взвешивали отдельно. Металлический натрий затем резали на мелкие кусочки и добавляли к смеси CBFO/ксилол в реактор. Затем в реакторе создавали давление около 300 фунтов/кв. дюйм водорода. Затем реактор нагревали до температуры 290°C в течение 1 ч. После завершения реакции весь раствор оставляли охлаждаться до комнатной температуры и затем CBFO декантировали. CBFO и шлам разделяли и взвешивали. Процент десульфуризации вместе с процентом выхода CBFO и шлама приведены ниже.
| Таблица 4 | ||||
| Пример | Состав | Десульфуризация (%) | Выход десульфурированного CBFO (%) | Шлам (%) |
| 6 | H2 + ксилол (30%) | 70 | 78 | 22 |
В этом примере (6) отделение и очистку присутствующего в шламе Na2S осуществляли другим путем, в котором шлам подвергали промывке ксилолом, 100 мл ксилола при 60°C. Эту процедуру промывки ксилолом повторяли трижды, чтобы максимально очистить Na2S посредством растворения CBFO, присоединенного к шламу в ксилоле. После промывки ксилолом твердую массу обрабатывали 200 мл водой при 90°C, в результате чего образовался мутный раствор черного цвета, в основном состоящий из нерастворенного сульфида натрия и некоторых твердых примесей углерода. Этот полученный раствор затем фильтровали с использованием активированного угля для удаления примесей углерода и получали прозрачный раствор желтого цвета сульфида натрия. Помимо этого, воду из этого раствора удаляли термической дегидратацией с получением желтого порошка сульфида натрия.
Этот твердый продукт сульфида натрия, полученный после полной десульфуризации и процесса очистки, после этого подвергали этапу окисления с использованием сжатого воздуха для получения сульфита натрия.
Таким образом, около 1.2 г порошка сульфида натрия, полученного в примере 6, помещали в химический стакан и растворяли в 25 мл дистиллированной воды.
Затем этот раствор переносили в 3-горлую плоскодонную колбу и нагревали при температуре в диапазоне 60-70°C с обратным холодильником. Затем сжатым воздухом продували этот раствор при этой температуре в течение 30 минут. Через 30 минут раствор переносили в химический стакан и затем далее нагревали до температуры 160°C. Это привело к испарению избыточной воды и регенерации твердого порошка сульфита натрия.
Кроме того, проводили эксперименты для оптимизации процесса получения сульфита натрия. Эти исследования оптимизации обсуждаются в примерах 7, 8 и 9. Условия/параметры процесса приведены в таблице 5.
| Таблица 5 | ||||
| Оптимизация процесса при различной продолжительности | ||||
| Пример | Количество сульфида натрия (г) | Количество H2O (мл) | Время (мин) | Температура (°C) |
| 7 | 1.0 | 25 | 30 | 60-70 |
| 8 | 1.0 | 25 | 60 | 60-70 |
| 9 | 1.0 | 25 | 90 | 60-70 |
Вышеуказанная таблица описывает влияние времени на образование продукта сульфита натрия (Na2SO3). Таким образом, в каждом случае количество сульфида натрия (Na2S) и воды, требуемой для растворения, сохранялись постоянными. Реакции снова проводили при температуре 60-70°C с различными интервалами продолжительности в 30 мин, 60 мин и 90 мин соответственно. Систему затем охлаждали, и регенерированный твердый материал затем подвергали рентгеноструктурному анализу (XRD) для его фазового определения. Было отмечено, что чистота образованного сульфита натрия в каждом случае была похожа независимо от продолжительности реакции.
Пример 10:
В этом примере стадию термической дегидратации, как описано в Примере 6, исключали, т.е. раствор сульфида натрия не преобразовывали в твердый сульфит натрия. Вместо этого слой воды, полученный по примеру 1, непосредственно фильтровали с помощью активированного угля, в результате чего получали прозрачный желтый раствор. Около 25 мл этого раствора помещали в 3-горлую плоскодонную колбу и нагревали при температуре 60-70°C с обратным холодильником. Затем сжатым воздухом продували этот раствор при этой температуре в течение 30 минут. Через 30 минут раствор переносили в химический стакан и затем нагревали до 160°C для регенерации твердого сульфида натрия.
В данном описании слово «включают» или его вариации, такие как «включает» или «включающий», следует понимать, как включение указанного элемента, системы или стадии, или групп элементов, систем или стадий, но не исключение любого другого элемента, системы или стадии, или групп элементов, систем или стадий.
Использование выражения «по меньшей мере» или «по меньшей мере один» предполагает использование одного или более элементов или ингредиентов или количеств, как использование может быть в варианте осуществления изобретения для достижения одного или более из желаемых объектов или результатов.
Любые обсуждения документов, проектов, материалов, схем, статей или тому подобного, которые были включены в это описание, предназначены только лишь для обеспечения контекста раскрытия изобретения. Их не следует рассматривать как допущение, что любой или все из этих вопросов образуют часть уровня техники или являются общими знаниями в данной области, релевантной изобретению, так как существовали всюду до даты приоритета данной заявки.
Численные значения, упоминаемые для различных физических параметров, размеров или количеств, являются только приблизительными и предполагают значения выше/ниже численных значений, относящихся к параметрам, размерам или количествам, которые входят в объем изобретения, если конкретно не заявлено обратного.
Приведенное выше описание конкретных вариантов осуществления изобретения настолько полно раскрывает общий характер вариантов, чтобы другие могли, применяя современные знания, легко модифицировать и/или адаптировать для различных применений таких конкретных вариантов без отхода от общей концепции, и, следовательно, такие адаптации и модификации предназначены для понимания смысла и диапазона эквивалентов раскрытых вариантов осуществления. Следует понимать, что фразеология или терминология, используемая здесь, дана с целью описания, а не ограничения. Поэтому несмотря на то, что варианты осуществления были описаны в виде предпочтительных вариантов, специалистам в данной области техники будет понятно, что варианты осуществления настоящего изобретения на практике могут быть модифицированы в пределах сущности и объема вариантов осуществления, описанных в заявке.
Claims (6)
1. Способ извлечения сульфида натрия (Na2S) из шлама, образованного в процессе десульфурации нефтяных остатков в виде шлама, включающий обработку шлама, содержащего Na2S, полученного в процессе десульфурации нефтяных остатков, смесью воды и по меньшей мере одного органического растворителя, при этом указанный по меньшей мере один органический растворитель способен к растворению нефтяного остатка, разделение обработанного шлама на органическую фазу, содержащую нефтяное масло, и водную фазу, содержащую Na2S, и дистилляцию водной фазы с получением извлеченного Na2S с последующей его очисткой.
2. Способ извлечения сульфида натрия (Na2S) из шлама, образованного в процессе десульфурации нефтяных остатков, включающий следующие стадии:
- приготовление смеси из воды и по меньшей мере одного органического растворителя,
- добавление смеси к шламу при температуре от около 25 до 100°C в течение от около 20 мин до 2 часов при перемешивании и при необходимости охлаждение с получением раствора,
- перенесение раствора в делительную воронку и отстаивание его до получения смеси, содержащей водную фазу, содержащую Na2S, и органическую фазу, содержащую нефтяное масло, и
- дистилляцию каждой из двух фаз отдельно с получением органического растворителя и масла из органической фазы и воды и Na2S из водной фазы соответственно.
- приготовление смеси из воды и по меньшей мере одного органического растворителя,
- добавление смеси к шламу при температуре от около 25 до 100°C в течение от около 20 мин до 2 часов при перемешивании и при необходимости охлаждение с получением раствора,
- перенесение раствора в делительную воронку и отстаивание его до получения смеси, содержащей водную фазу, содержащую Na2S, и органическую фазу, содержащую нефтяное масло, и
- дистилляцию каждой из двух фаз отдельно с получением органического растворителя и масла из органической фазы и воды и Na2S из водной фазы соответственно.
3. Способ по п. 1 или 2, в котором органический растворитель выбирают из группы, состоящей из алканов, ароматических углеводородов, алкенов, циклических алкенов, алкинов и их смесей.
4. Способ по п. 1 или 2, в котором органический растворитель представляет собой по меньшей мере один углеводородный растворитель, выбранный из группы, состоящей из ксилола, н-гексана, циклогексана, гептана, гексана, гептена, октана и толуола.
5. Способ по п. 1 или 2, в котором соотношение органического растворителя к воде в смеси составляет от 0,5:1 до 2:1.
6. Способ по п. 1 или 2, в котором сульфид натрия (Na2S) дополнительно окисляют до Na2SO3, причем указанное окисление включает растворение Na2S в дистиллированной воде с получением раствора, нагревание с обратным холодильником раствора при температуре от около 50 до 80°C, продувку раствора сжатым воздухом в течение от около 20 минут до 120 минут и нагревание раствора при температуре от около 140 до 180°C с получением твердого порошка сульфита натрия Na2SO3.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| IN1235MU2011 | 2011-04-15 | ||
| IN1235/MUM/2011 | 2011-04-15 | ||
| PCT/IN2012/000263 WO2012147097A2 (en) | 2011-04-15 | 2012-04-12 | A process for separation and purification of sodium sulfide |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2013150805A RU2013150805A (ru) | 2015-05-20 |
| RU2561625C2 true RU2561625C2 (ru) | 2015-08-27 |
Family
ID=47072834
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2013150805/02A RU2561625C2 (ru) | 2011-04-15 | 2012-04-12 | Способ отделения и очистки сульфида натрия |
Country Status (12)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US9114988B2 (ru) |
| EP (1) | EP2696954B1 (ru) |
| JP (1) | JP5824137B2 (ru) |
| KR (1) | KR101897454B1 (ru) |
| CN (2) | CN106904641B (ru) |
| BR (1) | BR112013026498B1 (ru) |
| CA (1) | CA2833208C (ru) |
| ES (1) | ES2897456T3 (ru) |
| HU (1) | HUE057015T2 (ru) |
| MX (1) | MX356615B (ru) |
| RU (1) | RU2561625C2 (ru) |
| WO (1) | WO2012147097A2 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US9873797B2 (en) | 2011-10-24 | 2018-01-23 | Aditya Birla Nuvo Limited | Process for the production of carbon black |
Families Citing this family (12)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US9475998B2 (en) | 2008-10-09 | 2016-10-25 | Ceramatec, Inc. | Process for recovering alkali metals and sulfur from alkali metal sulfides and polysulfides |
| US9546325B2 (en) | 2009-11-02 | 2017-01-17 | Field Upgrading Limited | Upgrading platform using alkali metals |
| US9441170B2 (en) | 2012-11-16 | 2016-09-13 | Field Upgrading Limited | Device and method for upgrading petroleum feedstocks and petroleum refinery streams using an alkali metal conductive membrane |
| US9688920B2 (en) | 2009-11-02 | 2017-06-27 | Field Upgrading Limited | Process to separate alkali metal salts from alkali metal reacted hydrocarbons |
| US9512368B2 (en) | 2009-11-02 | 2016-12-06 | Field Upgrading Limited | Method of preventing corrosion of oil pipelines, storage structures and piping |
| EP2696954B1 (en) | 2011-04-15 | 2021-08-25 | Aditya Birla Science and Technology Company Private Limited | A process for separation and purification of sodium sulfide |
| RU2635808C2 (ru) | 2012-03-30 | 2017-11-16 | Адитиа Бирла Сайенс Энд Текнолоджи Компани Лтд. | Способ получения порошка технического углерода с пониженным содержанием серы |
| MX358116B (es) | 2012-07-13 | 2018-08-06 | Field Upgrading Ltd | Produccion de petroleo integrada y mejora utilizando un metal alcalino fundido. |
| JP6480914B2 (ja) * | 2013-04-15 | 2019-03-13 | フィールド アップグレーディング リミテッド | アルカリ金属反応炭化水素からアルカリ金属塩を分離する方法 |
| WO2016059725A1 (ja) * | 2014-10-17 | 2016-04-21 | Ｊｆｅエンジニアリング株式会社 | 石油精製廃棄物処理装置及び石油精製廃棄物処理方法 |
| US20160377052A1 (en) * | 2015-06-29 | 2016-12-29 | General Electric Company | Blade root section for a modular rotor blade and method of manufacturing same |
| US10436068B2 (en) * | 2016-02-12 | 2019-10-08 | General Electric Company | Flowpath contouring |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JPS5012871A (ru) * | 1973-06-06 | 1975-02-10 | ||
| US6210564B1 (en) * | 1996-06-04 | 2001-04-03 | Exxon Research And Engineering Company | Process for desulfurization of petroleum feeds utilizing sodium metal |
| CN101391940A (zh) * | 2008-10-27 | 2009-03-25 | 西安应化生物技术有限公司 | 香紫苏醇的分离方法 |
| CN101481307A (zh) * | 2009-01-13 | 2009-07-15 | 湖南瑞源石化股份有限公司 | 一种从反应产物中分离出乙酸和乙酸仲丁酯的方法 |
| RU2402594C1 (ru) * | 2006-07-19 | 2010-10-27 | Юоп Ллк | Способ десульфуризации углеводородов |
Family Cites Families (26)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3165378A (en) | 1961-06-26 | 1965-01-12 | Joy S Greenawalt | Conversion of sodium sulfide to sodium sulfite |
| US3320157A (en) * | 1964-11-16 | 1967-05-16 | Exxon Research Engineering Co | Desulfurization of residual crudes |
| US3565792A (en) | 1968-06-07 | 1971-02-23 | Frank B Haskett | Cyclic process for desulfurizing crude petroleum fractions with sodium |
| US3698860A (en) | 1968-10-30 | 1972-10-17 | Kaoru Shiba | Method for converting sodium sulfide to sodium sulfite |
| US3657064A (en) | 1969-09-18 | 1972-04-18 | Owens Illinois Inc | Direct oxidative conversion of sodium sulfide to sodium sulfite by absorbing the heat of reaction in a fluidized bed system using adiabatic cooling |
| JPS5012871B1 (ru) | 1969-11-21 | 1975-05-15 | ||
| US3755149A (en) * | 1971-06-09 | 1973-08-28 | Sun Oil Co Pennsylvania | Process for desulfurizing petroleum resids |
| JPS5130877B2 (ru) * | 1972-05-26 | 1976-09-03 | ||
| US3859425A (en) * | 1972-11-27 | 1975-01-07 | Stauffer Chemical Co | Process for recovery of sulfur values |
| JPS5112480B2 (ru) * | 1973-01-30 | 1976-04-20 | ||
| JPS5618710B2 (ru) * | 1973-08-20 | 1981-05-01 | ||
| US4248693A (en) * | 1979-11-15 | 1981-02-03 | Rollan Swanson | Process for recovering hydrocarbons and other values from tar sands |
| JPS6155283A (ja) * | 1984-08-21 | 1986-03-19 | 北陽製紙株式会社 | 亜硫酸ソ−ダ消解廃液の再生方法 |
| JPH0637761B2 (ja) | 1985-12-16 | 1994-05-18 | 義之 大串 | コンクリ−ト構造体 |
| CN86104945A (zh) * | 1986-07-31 | 1988-02-10 | 张新球 | 生产氢氧化物、硫代硫酸盐、硫酸盐、硫磺的方法 |
| JPH0626402B2 (ja) | 1990-10-24 | 1994-04-06 | 松下電送株式会社 | ファクシミリ放送受信装置 |
| US7192516B2 (en) | 2003-04-17 | 2007-03-20 | Trans Ionics Corporation | Desulfurization of petroleum streams using metallic sodium |
| US7588680B1 (en) * | 2003-04-17 | 2009-09-15 | Trans Ionics Corporation | Desulphurization of petroleum streams using metallic sodium |
| US7632396B2 (en) * | 2004-07-14 | 2009-12-15 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Method for reducing the level of elemental sulfur and total sulfur in hydrocarbon streams |
| JP4637761B2 (ja) | 2006-02-07 | 2011-02-23 | パナソニック株式会社 | 半導体装置およびその製造方法 |
| CN100406092C (zh) * | 2006-11-03 | 2008-07-30 | 中国科学院长春应用化学研究所 | 一种水溶液中离子液体富集工艺 |
| CA2706957C (en) * | 2007-11-28 | 2016-07-19 | Chevron U.S.A. Inc. | Process for recovering base metals from used hydroprocessing catalyst |
| CN101445458B (zh) | 2009-01-06 | 2010-10-06 | 烟台巨力异氰酸酯有限公司 | 一种二硝基甲苯相分离方法 |
| US8404106B2 (en) * | 2009-12-18 | 2013-03-26 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Regeneration of alkali metal reagent |
| US8901537B2 (en) | 2010-12-21 | 2014-12-02 | Intel Corporation | Transistors with high concentration of boron doped germanium |
| EP2696954B1 (en) | 2011-04-15 | 2021-08-25 | Aditya Birla Science and Technology Company Private Limited | A process for separation and purification of sodium sulfide |
-
2012
- 2012-04-12 EP EP12777572.4A patent/EP2696954B1/en active Active
- 2012-04-12 US US14/111,048 patent/US9114988B2/en active Active
- 2012-04-12 CN CN201710168697.7A patent/CN106904641B/zh active Active
- 2012-04-12 WO PCT/IN2012/000263 patent/WO2012147097A2/en active Application Filing
- 2012-04-12 RU RU2013150805/02A patent/RU2561625C2/ru active
- 2012-04-12 HU HUE12777572A patent/HUE057015T2/hu unknown
- 2012-04-12 BR BR112013026498-5A patent/BR112013026498B1/pt active IP Right Grant
- 2012-04-12 CA CA2833208A patent/CA2833208C/en active Active
- 2012-04-12 JP JP2014504453A patent/JP5824137B2/ja active Active
- 2012-04-12 MX MX2013012042A patent/MX356615B/es active IP Right Grant
- 2012-04-12 CN CN201280018300.1A patent/CN103635241B/zh active Active
- 2012-04-12 ES ES12777572T patent/ES2897456T3/es active Active
- 2012-04-12 KR KR1020137028911A patent/KR101897454B1/ko active IP Right Grant
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JPS5012871A (ru) * | 1973-06-06 | 1975-02-10 | ||
| US6210564B1 (en) * | 1996-06-04 | 2001-04-03 | Exxon Research And Engineering Company | Process for desulfurization of petroleum feeds utilizing sodium metal |
| RU2402594C1 (ru) * | 2006-07-19 | 2010-10-27 | Юоп Ллк | Способ десульфуризации углеводородов |
| CN101391940A (zh) * | 2008-10-27 | 2009-03-25 | 西安应化生物技术有限公司 | 香紫苏醇的分离方法 |
| CN101481307A (zh) * | 2009-01-13 | 2009-07-15 | 湖南瑞源石化股份有限公司 | 一种从反应产物中分离出乙酸和乙酸仲丁酯的方法 |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US9873797B2 (en) | 2011-10-24 | 2018-01-23 | Aditya Birla Nuvo Limited | Process for the production of carbon black |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| JP2014517798A (ja) | 2014-07-24 |
| CN106904641A (zh) | 2017-06-30 |
| CA2833208A1 (en) | 2012-11-01 |
| EP2696954B1 (en) | 2021-08-25 |
| WO2012147097A3 (en) | 2013-03-21 |
| CN106904641B (zh) | 2019-07-09 |
| MX2013012042A (es) | 2014-05-27 |
| ES2897456T3 (es) | 2022-03-01 |
| CN103635241B (zh) | 2017-04-19 |
| MX356615B (es) | 2018-06-06 |
| US9114988B2 (en) | 2015-08-25 |
| RU2013150805A (ru) | 2015-05-20 |
| EP2696954A2 (en) | 2014-02-19 |
| EP2696954A4 (en) | 2015-01-14 |
| CA2833208C (en) | 2016-06-28 |
| KR101897454B1 (ko) | 2018-09-12 |
| WO2012147097A2 (en) | 2012-11-01 |
| KR20140026450A (ko) | 2014-03-05 |
| CN103635241A (zh) | 2014-03-12 |
| JP5824137B2 (ja) | 2015-11-25 |
| BR112013026498B1 (pt) | 2020-12-15 |
| US20140030185A1 (en) | 2014-01-30 |
| HUE057015T2 (hu) | 2022-04-28 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2561625C2 (ru) | Способ отделения и очистки сульфида натрия | |
| KR102342647B1 (ko) | 열처리에 의한 공급원료의 정제방법 | |
| CA3182517A1 (en) | Process for purifying a crude pyrolysis oil originating from the pyrolysis of plastic waste | |
| RU2565594C2 (ru) | Реакционная система и получаемые в ней продукты | |
| JP2009515967A (ja) | クメンハイドロパーオキサイド分解生成物の蒸留による回収法 | |
| JP2017523961A (ja) | 黒液からリグニンを分離および精製する方法ならびにその組成物 | |
| NL7908322A (nl) | Werkwijze voor de opwerking van oude olie. | |
| US2701750A (en) | Recovery of diethanolamine and salts | |
| US2937986A (en) | Spent caustic treating process | |
| US4786405A (en) | Method of desulfurizing and deodorizing sulfur bearing hydrocarbon feedstocks | |
| CN103842481B (zh) | 使用超临界水的砜裂化 | |
| JP2020523470A (ja) | リグニンの触媒変換 | |
| JP3720728B2 (ja) | Ｘ線照射脱硫装置 | |
| CA2389354A1 (en) | A process for recovering hydrocarbons from a carbon containing material | |
| US2059542A (en) | Process for treating oils | |
| US2767220A (en) | Separation of thiophenols and tar acids | |
| RU2731216C2 (ru) | Способ комплексной добычи и переработки матричной нефти | |
| US2556157A (en) | Desulfurization process | |
| JP2004175729A (ja) | エチレン製造プラントの洗浄塔処理液の処理方法 | |
| US2881221A (en) | Purification of cresylic acids | |
| CN106560468A (zh) | 一种橡胶硫化促进剂m生产工艺 | |
| US2658906A (en) | Removal of iron contaminants from hydrocarbon synthesis products | |
| US2872486A (en) | Recovery of phenolic substances | |
| JP3872749B2 (ja) | エチレン製造プラントの洗浄塔処理液の処理方法 | |
| SU715448A1 (ru) | Способ извлечени серы |