RU2609013C2 - Способ промывки газа из гидропереработанного выходящего потока и относящиеся к нему установка и сепаратор - Google Patents

Способ промывки газа из гидропереработанного выходящего потока и относящиеся к нему установка и сепаратор Download PDF

Info

Publication number
RU2609013C2
RU2609013C2 RU2015115986A RU2015115986A RU2609013C2 RU 2609013 C2 RU2609013 C2 RU 2609013C2 RU 2015115986 A RU2015115986 A RU 2015115986A RU 2015115986 A RU2015115986 A RU 2015115986A RU 2609013 C2 RU2609013 C2 RU 2609013C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
tower
separator
cylindrical body
substantially cylindrical
stream
Prior art date
Application number
RU2015115986A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2015115986A (ru
Inventor
Соумендра Мохан БАНЕРЖИ
Ричард ХОЭН
Original Assignee
Юоп Ллк
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 Юоп Ллк filed Critical Юоп Ллк
Publication of RU2015115986A publication Critical patent/RU2015115986A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2609013C2 publication Critical patent/RU2609013C2/ru

Links

Images

Classifications

    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D19/00—Degasification of liquids
    • B01D19/0042—Degasification of liquids modifying the liquid flow
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/14—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
    • B01D53/1456—Removing acid components
    • B01D53/1468—Removing hydrogen sulfide
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/14—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
    • B01D53/18—Absorbing units; Liquid distributors therefor
    • 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
    • C10G70/00—Working-up undefined normally gaseous mixtures obtained by processes covered by groups C10G9/00, C10G11/00, C10G15/00, C10G47/00, C10G51/00
    • C10G70/04—Working-up undefined normally gaseous mixtures obtained by processes covered by groups C10G9/00, C10G11/00, C10G15/00, C10G47/00, C10G51/00 by physical processes
    • C10G70/06—Working-up undefined normally gaseous mixtures obtained by processes covered by groups C10G9/00, C10G11/00, C10G15/00, C10G47/00, C10G51/00 by physical processes by gas-liquid contact
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10K—PURIFYING OR MODIFYING THE CHEMICAL COMPOSITION OF COMBUSTIBLE GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE
    • C10K1/00—Purifying combustible gases containing carbon monoxide
    • C10K1/002—Removal of contaminants
    • C10K1/003—Removal of contaminants of acid contaminants, e.g. acid gas removal
    • C10K1/004—Sulfur containing contaminants, e.g. hydrogen sulfide
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10K—PURIFYING OR MODIFYING THE CHEMICAL COMPOSITION OF COMBUSTIBLE GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE
    • C10K1/00—Purifying combustible gases containing carbon monoxide
    • C10K1/08—Purifying combustible gases containing carbon monoxide by washing with liquids; Reviving the used wash liquors
    • C10K1/10—Purifying combustible gases containing carbon monoxide by washing with liquids; Reviving the used wash liquors with aqueous liquids
    • C10K1/101—Purifying combustible gases containing carbon monoxide by washing with liquids; Reviving the used wash liquors with aqueous liquids with water only
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2257/00—Components to be removed
    • B01D2257/40—Nitrogen compounds
    • B01D2257/406—Ammonia
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/14—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
    • B01D53/1425—Regeneration of liquid absorbents

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Analytical Chemistry (AREA)
  • Gas Separation By Absorption (AREA)
  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
  • Separating Particles In Gases By Inertia (AREA)
  • Vaporization, Distillation, Condensation, Sublimation, And Cold Traps (AREA)
  • Treating Waste Gases (AREA)

Abstract

Изобретение относится к способу промывки газа из гидропереработанного выходящего потока из зоны гидропереработки. Согласно предлагаемому способу добавляют первую часть потока промывочной воды в гидропереработанный выходящий поток с образованием объединенного потока и конденсируют объединенный поток. Затем направляют объединенный поток в сепаратор, который содержит по существу цилиндрический корпус, соединенный в свою очередь с отстойником и башней. При этом вторую часть потока промывочной воды подают в башню для промывки аммиака и сероводорода, поднимающихся в башне. Способ позволяет достичь более высокого уровня удаления аммиака из рециркулирующего газа и избежать коррозии расположенного ниже по потоку оборудования. Изобретение относится также к сепаратору, который используется в предлагаемом способе. 2 н. и 6 з.п. ф-лы, 1 ил.

Description

Данная заявка испрашивает приоритет на основании заявки США №12/629868, поданной 28 сентября 2012 года.
Область техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение в целом относится к способу промывки газа из гидропереработанного выходящего потока и к относящимся к нему установке и сепаратору.
Уровень техники
В большинстве случаев существует все возрастающая тенденция среди нефтепереработчиков обрабатывать более тяжелые сырые нефти, которые содержат большое количество соединений серы и азота. Вакуумный газойль, полученный из таких сырых нефтей, может, в свою очередь, также содержать большое количество соединений серы и азота. В ходе гидропереработки такого сырья вакуумного газойля соединения серы и азота могут быть конвертированы в сероводород и аммиак с помощью реакции соединений серы и азота с водородом. Образующийся в результате выходящий поток реактора может содержать большое количество сероводорода и аммиака. При достаточных концентрациях аммиак и сероводород могут объединяться с образованием бисульфида аммония, который обычно осаждается в конденсаторе выходящего потока реактора и может приводить к закупорке этого теплообменника.
Вода может добавляться, чтобы предотвратить закупорку теплообменника в результате затруднения растворения солей бисульфида аммония. Как правило, не весь аммиак объединяется с сероводородом в выходящем потоке реактора и, таким образом, не весь аммиак удаляется.
Таким образом, некоторое количество аммиака может проходить через сепаратор и в рециркулирующий газ. Как правило, рециркулирующий газ приводится в контакт с аминовым раствором в расположенном ниже по потоку скруббере рециркулирующего газа. Аммиак, абсорбированный амином, вместе с абсорбированным сероводородом может направляться в регенератор аминов. Из-за солей бисульфида аммония, которые могут осаждаться в конденсаторе верхнего погона регенератора аминов, может возникнуть сильная коррозия системы отведения головного погона регенератора аминов, особенно если температура является достаточно низкой для осаждения солей.
Раскрытие изобретения
Один иллюстративный вариант осуществления может быть способом промывки газа из гидропереработанного выходящего потока из зоны гидропереработки. Способ может включать в себя добавление первой части потока промывочной воды в гидропереработанный выходящий поток с образованием объединенного потока, конденсирование объединенного потока, добавление первой части потока промывочной воды в выходящий поток с образованием объединенного потока, направление объединенного потока в сепаратор и подачу второй части потока промывочной воды в башню для промывки одного или нескольких газов, поднимающихся в башне. Сепаратор может содержать по существу цилиндрический корпус, соединенный в свою очередь с отстойником и башней.
Другим иллюстративным вариантом осуществления может быть установка. Установка может содержать зону гидропереработки и сепаратор. Часто сепаратор содержит по существу цилиндрический корпус, соединенный в свою очередь с башней. Как правило, башня имеет одну или несколько стенок, окружающих полость, одну или несколько тарелок, расположенных внутри полости, и распределитель, расположенный над указанной одной или несколькими тарелками. Обычно башня имеет высоту большую, чем ее ширина, указанный по существу цилиндрический корпус имеет длину, большую, чем его высота, и высота башни ориентирована по существу перпендикулярно к длине по существу цилиндрического корпуса.
Дополнительным иллюстративным вариантом осуществления может быть сепаратор для гидропереработанного выходящего потока. Часто сепаратор содержит по существу цилиндрический корпус, башню, соединенную с верхней стороной по существу цилиндрического корпуса, и отстойник, соединенный с нижней стороной по существу цилиндрического корпуса.
В описанных здесь вариантах осуществления могут применяться две стадии использования промывочной воды, что может эффективно ограничивать количество аммиака в рециркулирующем газе, выходящем из сепаратора, обычно холодного сепаратора. В одном иллюстративном варианте осуществления на верху сепаратора предусмотрена дополнительная колонна. Нормальная промывочная вода может подаваться на вход конденсатора для выходящего потока реактора, и смесь после этого может вводиться в сепаратор. Перед тем как рециркулирующий газ может выйти из сепаратора, рециркулирующий газ может быть направлен через данную секцию с тарелками и может быть промыт пресной промывочной водой для удаления аммиака. Как правило, пресная промывочная вода подается в данную секцию над тарелками и ниже сетки, расположенной над тарелками.
Противоточное контактирование рециркулирующего газа с промывочной водой в секции с тарелками может гарантировать эффективную промывку аммиака из рециркулирующего газа и значительно снижает унос аммиака в расположенный ниже по потоку скруббер рециркулирующего газа или охладитель рециркулирующего газа, если он присутствует. Вода может собираться на тарелке с патрубком для прохода газа, которая может иметь сливную трубу для направления воды к отстойнику сепаратора. Из отстойника вся кислая вода может отводиться в испарительный барабан и затем в отпарную колонку кислой воды. Описываемые здесь настоящие варианты осуществления могут давать гораздо более высокий уровень удаления аммиака из рециркулирующего газа до уровней, которые могут снижать или не допускать коррозию расположенного ниже по потоку оборудования или загрязнение обогащенного амина.
Определения
Используемый в настоящем документе термин «поток» может содержать различные углеводородные молекулы, такие как линейные, разветвленные или циклические алканы, алкены, алкадиены и алкины, и необязательно другие вещества, такие как газы, например водород, или примеси, такие как тяжелые металлы, и соединения серы и азота. Поток может также содержать ароматические и неароматические углеводороды. Кроме того, углеводородные молекулы могут сокращаться как C1, С2, С3…Сn, где «n» представляет собой количество атомов углерода в одной или нескольких углеводородных молекулах. Кроме того, надстрочный знак «+» или «-» может использоваться с сокращенной записью одного или нескольких углеводородов, например,
Figure 00000001
 или
Figure 00000002
, включая сокращенные один или несколько углеводородов. Например, сокращение «
Figure 00000003
» означает одну или более углеводородных молекул из трех атомов углерода и/или более. Кроме того, поток может содержать другие текучие среды, такие как воду, в дополнение к или вместо одного или более углеводородов.
Используемый в настоящем документе термин «зона» может относиться к области, содержащей одну или более единицу оборудования и/или одну или более подзону. Единицы оборудования могут включать один или несколько реакторов или реакционных сосудов, нагревателей, теплообменников, трубопроводов, насосов, компрессоров и управляющих устройств. Кроме того, единица оборудования, такая как реактор, осушитель или сосуд, может дополнительно включать в себя одну или более зону или подзону.
Используемый в настоящем документе термин «богатый» может означать количество, по меньшей мере, обычно 20 мол. %, и предпочтительно 40 мол. % соединения или класса соединений в потоке.
Используемый в настоящем документе термин «по существу» может означать количество, по меньшей мере, обычно 80 мол. %, предпочтительно 90 мол. % и оптимально 99 мол. % соединения или класса соединений в потоке.
Используемый в настоящем документе термин «нафта» может включать в себя один или несколько C5-C10 углеводородов, имеющих точку кипения от 25°C до 190°C при атмосферном давлении. Термин «легкая нафта» может включать в себя один или несколько С5-С6 углеводородов, имеющих точку кипения от 25°C до 90°C.
Используемый в настоящем документе термин «соединенный» может означать две единицы оборудования: прямо или косвенно присоединенные, закрепленные, сообщающиеся, соединенные друг с другом или выполненные как одно целое с помощью химических или механических средств, в том числе с помощью процессов штамповки, литья или сварки. Более того, две единицы оборудования могут быть соединены с помощью третьего элемента, такого как механический крепежный элемент, например винт, гвоздь, скобка или заклепка; клей или припой.
Используемые в настоящем документе термины «абсорбент» и «абсорбер» включают в себя соответственно адсорбент и адсорбер и относятся, но без ограничения, к абсорбции и/или адсорбции.
Используемый в настоящем документе термин «пар» может означать газ или дисперсную систему, которая может содержать или состоять из одного или нескольких углеводородов.
Используемый в настоящем документе термин «испарение» может означать использование по меньшей мере одного из воздействий теплоты и давления для превращения по меньшей мере части жидкости в газ, необязательно, образуя дисперсную систему, например газ, увлекающий по меньшей мере одно из жидкости и твердых частиц.
Используемый в настоящем документе термин «головной поток» может означать поток, отводимый из верхней части сосуда или вблизи верхней части сосуда, такого как сепаратор.
Используемый в настоящем документе термин «донный поток» может означать поток, отводимый из дна сосуда или вблизи дна сосуда, такого как сепаратор.
Как показано, линии технологического потока на фигурах могут называться взаимозаменяемо, как, например, линии, трубы, подачи, газы, продукты, отводы, части, порции или потоки.
Краткое описание чертежа
На фигуре изображена приводимая в качестве примера установка.
Осуществление изобретения
Как показано на фигуре, установка 100 может содержать зону 140 гидропереработки, сепаратор 200 и барабан-хранилище 410. Зона 140 гидропереработки может принимать сырье 120. Как правило, сырье может быть любым подходящим тяжелым нефтяным сырьем. Такое тяжелое нефтяное сырье может включать углеводородсодержащие потоки, имеющие компоненты, кипящие выше 200°C, например атмосферные газойли, вакуумный газойль, остатки деасфальтизации, вакуумные и атмосферные остатки, дистилляты коксования, прямогонные дистилляты, деасфальтированные растворителем масла, пиролизные масла, высококипящие синтетические масла, рецикловые газойли, гидрокрекированное сырье и дистилляты каталитического крекинга. Данное углеводородсодержащее сырье может содержать от 0,1 до 4% по массе серы. Другое подходящее тяжелое нефтяное сырье описано, например, в US 3719740.
Сырье 120 может объединяться с газообразным водородом 124. Газообразный водород может включать в себя рециркулированный газообразный водород, а также свежий подпиточный водород. При этом другие газы, такие как метан, также могут присутствовать в меньших количествах, в дополнение к водороду. Скорость подачи газообразного водорода может составлять от 80 до 1700 нормальных кубических метров водорода на кубический метр углеводородного сырья.
Зона 140 гидропереработки может включать в себя любой подходящий реактор гидропереработки для осуществления таких процессов, как деметаллизация, десульфуризация, деазотирование, гидроизомеризация, гидроочистка и гидрокрекинг. Может использоваться более одного реактора гидропереработки. Реактор гидропереработки может содержать по меньшей мере один металл VIII группы, предпочтительно железо, кобальт и никель, на материале носителя с высокой площадью поверхности, предпочтительно оксиде алюминия. Другие подходящие катализаторы гидроочистки включают цеолитные катализаторы, а также катализаторы, содержащие благородные металлы, где благородный металл может быть по меньшей мере одним из палладия и платины. Металл VIII группы обычно присутствует в количестве от 2 до 20% по массе, предпочтительно от 4 до 12% по массе, в расчете на массу катализатора. Металл VI группы может присутствовать в количестве от 1 до 25% по массе, предпочтительно от 2 до 25% по массе, в расчете на массу катализатора. Другие катализаторы и/или способы изготовления описаны, например, в US 2012/0248011 и US 3719740.
Условия гидропереработки могут включать в себя температуру от 290°C до 460°C, давление от 3 до 20 МПа и часовую объемную скорость жидкости свежего углеводородсодержащего сырья от 0,1 до 4 ч-1. Гидропереработанный выходящий поток 160, получаемый из зоны 140 гидропереработки, может содержать один или несколько углеводородов, таких как один или несколько C1-С30, и может подаваться в сепаратор 200.
Сепаратор 200 может быть холодным сепаратором, обычно работающим при температуре менее 150°C, например при 50-65°C, и может содержать по существу цилиндрический корпус 220, отстойник 260 и башню 300. Как правило, отстойник 260 и башня 300 присоединены на противоположных сторонах 226 и 228 по существу цилиндрического корпуса 220. Как правило, по существу цилиндрический корпус 220 имеет основание 224, верхнюю сторону 226 и нижнюю сторону 228. Как правило, по существу цилиндрический корпус 220 имеет длину 234, большую, чем высота 238. Кроме того, первый регулятор 250 уровня может быть присоединен к концу по существу цилиндрического корпуса 220.
Отстойник 260 имеет по существу цилиндрическую форму и соединен с нижней стороной 228 по существу цилиндрического корпуса 220. Как правило, отстойник 260 может принимать воду, которая может быть отведена в виде водного потока 278, который обычно является кислым. Как правило, второй регулятор 270 уровня соединен с отстойником 260 для измерения уровня воды и сообщается с регулирующим клапаном 274 для регулирования этого уровня.
Башня 300 может быть ориентирована по существу перпендикулярно к по существу цилиндрическому корпусу 220 и имеет по существу цилиндрическую форму. Как правило, башня 300 имеет высоту 304, которая больше, чем ширина 308, и имеет одну или несколько стенок 330, окружающих полость 334. Как правило, башня 300 содержит каплеотбойник 340 и одну или несколько тарелок 350, расположенных внутри полости 334, при этом по меньшей мере одна из тарелок является по меньшей мере одной тарелкой 360 с патрубком для прохода газа. Каплеотбойник 340 может быть любым подходящим устройством, таким как сетка или одна или несколько лопастей. Как правило, одна или несколько тарелок 350 могут быть расположены со смещением в башне 300. По меньшей мере одна тарелка 360 с патрубком для прохода газа может иметь патрубок 368 с расположенным над ним колпачком 364.
Как правило, по меньшей мере одна тарелка 360 с патрубком для прохода газа может образовывать перегородку между башней 300 и по существу цилиндрическим корпусом 220. Трубопровод 390 может передавать воду из башни 300 к основанию 224 по существу цилиндрического корпуса 220, чтобы поместить воду рядом с отстойником 260. В одном аспекте выпускное отверстие трубопровода 390 может быть горизонтально смещено относительно отстойника 260. Кроме того, распределитель 370 может быть расположен внутри башни 300 под каплеотбойником 340 и над одной или несколькими тарелками 350. Распределитель 370 может содержать трубу 374, образующую одно или несколько сопел 376. В качестве альтернативы, одно или несколько сопел 376 могут быть заменены одним или несколькими отверстиями.
Барабан-хранилище 410 может удерживать излишки из воды потока 400 промывочной воды. Как правило, азотная подушка может создаваться с помощью сообщения потока 414 азота с барабаном-хранилищем 410. Разгрузочный манифольд 418 может удалять излишки газов для понижения давления. Поток 400 промывочной воды может подводиться ниже по потоку от барабана-хранилища 410 и необязательно может быть объединен с донным потоком 412 с образованием объединенного потока 416, поступающего к стороне всасывания насоса 422. Насос 422 может обеспечивать выходящий поток 424, который может быть поделен на первую часть 426 и вторую часть 428. Первая часть 426 может проходить через диафрагму 446 и может регулироваться регулирующим клапаном 440. Первая часть 426 может быть объединена с гидропереработанным выходящим потоком 160. Вторая часть 428 может проходить через диафрагму 436 и может регулироваться регулирующим клапаном 430. Вторая часть 428 может подаваться в башню 300 сепаратора 200.
В процессе работы сырье 120 может объединяться с газообразным водородом 124 с образованием объединенной подачи 128 в зону 140 гидропереработки. Зона 140 гидропереработки может, в свою очередь, обеспечивать гидропереработанный выходящий поток 160. Как правило, гидропереработанный выходящий поток 160 объединяют с первой частью 426 выходящего потока 424. Часто объединенный поток 454 пропускают через охладитель 450 и конденсируют перед входом в сепаратор 200. В сепараторе 200 углеводородная жидкость, пар и вода могут разделяться.
Вода может перемещаться в отстойник 260, и ее уровень регулируется вторым регулятором 270 уровня, сообщающимся с регулирующим клапаном 274 для отведения потока 278 кислой воды. Углеводороды могут отводиться при использовании первого регулятора 250 уровня, имеющего первый регулирующий клапан 254 для регулирования углеводородного потока 258. Газы, которые выделяются из углеводородов внутри по существу цилиндрического корпуса 220, могут подниматься через патрубок 368 и вверх через башню 300.
Вторая часть 428 выходящего потока 424 может подаваться в башню 300 через распределитель 370. Промывочная вода может выходить из одной или нескольких форсунок 376 для орошения газов, поднимающихся внутри башни 300. Как правило, газы внутри полости 334 промываются водой, падающей вниз к основанию башни 300. Газы могут продолжать подниматься вверх через башню 300, при этом вода промывает поднимающиеся газы с удалением аммиака и сероводорода. После этого газы могут проходить через каплеотбойник 340, удаляющий любые захваченные капли, и, в конце концов, выходить в виде потока 380 рециркулирующего газа, который может содержать водород, и впоследствии приводиться в контакт с раствором амина для удаления сероводорода для последующей рециркуляции. Двух стадий контактирования с промывочной водой обычно бывает достаточно для удаления аммиака из потока 380 рециркулирующего газа до уровня, который может не допускать коррозии в установке регенерации амина.
Трубопровод 390 может передавать воду из башни 300 к основанию 224 по существу цилиндрического корпуса 220, чтобы поместить воду рядом с отстойником 260. При этом вода может выходить из отстойника 260, как описано выше.
Без дополнительного уточнения считается, что специалист с помощью предшествующего описания сможет использовать настоящее изобретение в его максимальной полноте. Поэтому приведенные выше предпочтительные конкретные варианты осуществления следует рассматривать только как иллюстративные и не ограничивающие каким бы то ни было образом остальную часть описания.
В вышеизложенном все температуры приведены в градусах Цельсия и все части и проценты являются массовыми, если не указано иное.
На основе приведенного выше описания специалист может легко оценить существенные признаки данного изобретения и без отклонения от его сущности и объема сможет выполнить различные изменения и модификации изобретения с целью приспособления его к различным областям применения и условиям.
Первый вариант осуществления изобретения может представлять собой способ промывки газа из гидропереработанного выходящего потока из зоны гидропереработки, включающий добавление первой части потока промывочной воды в гидропереработанный выходящий поток с образованием объединенного потока; конденсирование объединенного потока; направление объединенного потока в сепаратор; при этом сепаратор содержит по существу цилиндрический корпус, соединенный в свою очередь с отстойником и башней; и подачу второй части потока промывочной воды в башню для промывки одного или нескольких газов, поднимающихся в башне. Вариант осуществления изобретения представляет собой один какой-либо или все предыдущие варианты осуществления в данном параграфе, восходящие к первому варианту осуществления в данном параграфе, где один или несколько газов в башне содержат по меньшей мере один из аммиака и сероводорода. Вариант осуществления изобретения представляет собой один какой-либо или все предыдущие варианты осуществления в данном параграфе, восходящие к первому варианту осуществления в данном параграфе, дополнительно включающие отведение водного потока из отстойника сепаратора. Вариант осуществления изобретения представляет собой один какой-либо или все предыдущие варианты осуществления в данном параграфе, восходящие к первому варианту осуществления в данном параграфе, где башня содержит одну или несколько стенок, окружающих полость, каплеотбойник, расположенный в полости, и распределитель, расположенный ниже каплеотбойника; причем башня имеет высоту большую, чем ее ширина, по существу цилиндрический корпус имеет длину, большую, чем его высота, и высота башни ориентирована по существу перпендикулярно к длине по существу цилиндрического корпуса. Вариант осуществления изобретения представляет собой один какой-либо или все предыдущие варианты осуществления в данном параграфе, восходящие к первому варианту осуществления в данном параграфе, где башня дополнительно содержит одну или несколько тарелок, расположенных под распределителем. Вариант осуществления изобретения представляет собой один какой-либо или все предыдущие варианты осуществления в данном параграфе, восходящие к первому варианту осуществления в данном параграфе, где одна или несколько стенок башни имеют по существу цилиндрическую форму. Вариант осуществления изобретения представляет собой один какой-либо или все предыдущие варианты осуществления в данном параграфе, восходящие к первому варианту осуществления в данном параграфе, где одна или несколько тарелок включают по меньшей мере одну тарелку с патрубком для прохода газа. Вариант осуществления изобретения представляет собой один какой-либо или все предыдущие варианты осуществления в данном параграфе, восходящие к первому варианту осуществления в данном параграфе, дополнительно включающие в себя трубопровод, отводящий воду из башни к основанию сепаратора. Вариант осуществления изобретения представляет собой один какой-либо или все предыдущие варианты осуществления в данном параграфе, восходящие к первому варианту осуществления в данном параграфе, дополнительно включающие в себя пропускание потока рециркулирующего газа из башни, при этом поток рециркулирующего газа содержит водород. Вариант осуществления изобретения представляет собой один какой-либо или все предыдущие варианты осуществления в данном параграфе, восходящие к первому варианту осуществления в данном параграфе, где распределитель содержит вытянутую трубу, образующую одну или несколько форсунок. Вариант осуществления изобретения представляет собой один какой-либо или все предыдущие варианты осуществления в данном параграфе, восходящие к первому варианту осуществления в данном параграфе, где гидропереработанный выходящий поток содержит один или несколько С1-С30 углеводородов.
Второй вариант осуществления изобретения представляет собой установку, содержащую зону гидропереработки; и сепаратор, содержащий по существу цилиндрический корпус, соединенный в свою очередь с башней, которая содержит одну или несколько стенок, окружающих полость, одну или несколько тарелок, расположенных в полости, и распределитель, расположенный над одной или несколькими тарелками; при этом башня имеет высоту большую, чем ее ширина, по существу цилиндрический корпус имеет длину, большую, чем его высота, и высота башни ориентирована по существу перпендикулярно к длине по существу цилиндрического корпуса. Вариант осуществления изобретения представляет собой один какой-либо или все предыдущие варианты осуществления в данном параграфе, восходящие ко второму варианту осуществления в данном параграфе, где сепаратор дополнительно содержит трубопровод, соединенный с тарелкой из одной или нескольких тарелок и передающий жидкость из башни к основанию по существу цилиндрического корпуса. Вариант осуществления изобретения представляет собой один какой-либо или все предыдущие варианты осуществления в данном параграфе, восходящие ко второму варианту осуществления в данном параграфе, где башня дополнительно содержит каплеотбойник, расположенный над распределителем. Вариант осуществления изобретения представляет собой один какой-либо или все предыдущие варианты осуществления в данном параграфе, восходящие ко второму варианту осуществления в данном параграфе, где распределитель содержит трубу, образующую одну или несколько форсунок. Вариант осуществления изобретения представляет собой один какой-либо или все предыдущие варианты осуществления в данном параграфе, восходящие ко второму варианту осуществления в данном параграфе, где одна или несколько тарелок включают по меньшей мере одну тарелку с патрубком для прохода газа и колпачок, расположенный над по меньшей мере одной тарелкой с патрубком для прохода газа.
Третий вариант осуществления изобретения представляет собой сепаратор для гидропереработанного выходящего потока, содержащий по существу цилиндрический корпус, башню, соединенную с верхней стороной по существу цилиндрического корпуса, и отстойник, соединенный с нижней стороной по существу цилиндрического корпуса. Вариант осуществления изобретения представляет собой один какой-либо или все предыдущие варианты осуществления в данном параграфе, восходящие к третьему варианту осуществления в данном параграфе, где башня имеет одну или несколько стенок, окружающих полость, одну или несколько тарелок, расположенных внутри полости, и распределитель, расположенный выше одной или нескольких тарелок, при этом башня имеет высоту большую, чем ее ширина, по существу цилиндрический корпус имеет длину, большую, чем его высота, и высота башни ориентирована по существу перпендикулярно к длине по существу цилиндрического корпуса. Вариант осуществления изобретения представляет собой один какой-либо или все предыдущие варианты осуществления в данном параграфе, восходящие к третьему варианту осуществления в данном параграфе, где отстойник имеет одну или несколько стенок, образующих по существу цилиндрическую форму для приема воды. Вариант осуществления изобретения представляет собой один какой-либо или все предыдущие варианты осуществления в данном параграфе, восходящие к третьему варианту осуществления в данном параграфе, дополнительно включающие в себя первый и второй регуляторы уровня, при этом первый регулятор уровня регулирует уровень одного или нескольких углеводородов в по существу цилиндрическом корпусе, а второй регулятор уровня регулирует уровень воды в отстойнике.

Claims (16)

1. Способ промывки газа из гидропереработанного выходящего потока из зоны гидропереработки, в котором:
a) добавляют первую часть потока промывочной воды в гидропереработанный выходящий поток с образованием объединенного потока;
b) конденсируют объединенный поток;
c) направляют объединенный поток в сепаратор, который содержит по существу цилиндрический корпус, соединенный в свою очередь с отстойником и башней; и
d) подают вторую часть потока промывочной воды в башню для промывки аммиака и сероводорода, поднимающихся в башне.
2. Способ по п.1, дополнительно включающий в себя отведение водного потока из отстойника сепаратора.
3. Способ по п.1 или 2, в котором башня содержит одну или несколько стенок, окружающих полость, каплеотбойник, расположенный внутри полости, и распределитель, расположенный под каплеотбойником; при этом башня имеет высоту, большую чем ее ширина, по существу цилиндрический корпус имеет длину, большую чем его высота, и высота башни ориентирована по существу перпендикулярно к длине по существу цилиндрического корпуса.
4. Способ по п.3, в котором башня дополнительно содержит одну или несколько тарелок, расположенных под распределителем.
5. Способ по п.3, в котором одна или несколько стенок башни образуют по существу цилиндрическую форму.
6. Способ по п.4, в котором одна или несколько тарелок включают по меньшей мере одну тарелку с патрубком для прохода газа.
7. Способ по п.1 или 2, дополнительно включающий трубопровод, передающий воду из башни к основанию сепаратора.
8. Сепаратор, используемый в способе по п.1, содержащий:
по существу цилиндрический корпус, соединенный в свою очередь с башней, которая содержит:
i) одну или несколько стенок, окружающих полость;
ii) одну или несколько тарелок, расположенных в полости; и
iii) распределитель, расположенный над одной или несколькими тарелками; при этом башня имеет высоту, большую чем ее ширина, по существу цилиндрический корпус имеет длину, большую чем его высота, и высота башни ориентирована по существу перпендикулярно к длине по существу цилиндрического корпуса.
RU2015115986A 2012-09-28 2013-09-05 Способ промывки газа из гидропереработанного выходящего потока и относящиеся к нему установка и сепаратор RU2609013C2 (ru)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US13/629,868 US9157038B2 (en) 2012-09-28 2012-09-28 Process for washing a gas from a hydroprocessed effluent, and an apparatus and separator relating thereto
US13/629,868 2012-09-28
PCT/US2013/058117 WO2014051946A1 (en) 2012-09-28 2013-09-05 Process for washing a gas from a hydroprocessed effluent, and an apparatus and separator relating thereto

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2015115986A RU2015115986A (ru) 2016-11-20
RU2609013C2 true RU2609013C2 (ru) 2017-01-30

Family

ID=50384201

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2015115986A RU2609013C2 (ru) 2012-09-28 2013-09-05 Способ промывки газа из гидропереработанного выходящего потока и относящиеся к нему установка и сепаратор

Country Status (5)

Country Link
US (1) US9157038B2 (ru)
CN (1) CN104704084B (ru)
IN (1) IN2015DN02022A (ru)
RU (1) RU2609013C2 (ru)
WO (1) WO2014051946A1 (ru)

Families Citing this family (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US9364773B2 (en) 2013-02-22 2016-06-14 Anschutz Exploration Corporation Method and system for removing hydrogen sulfide from sour oil and sour water
US9708196B2 (en) 2013-02-22 2017-07-18 Anschutz Exploration Corporation Method and system for removing hydrogen sulfide from sour oil and sour water
US11440815B2 (en) 2013-02-22 2022-09-13 Anschutz Exploration Corporation Method and system for removing hydrogen sulfide from sour oil and sour water
CA2843041C (en) 2013-02-22 2017-06-13 Anschutz Exploration Corporation Method and system for removing hydrogen sulfide from sour oil and sour water
CN106367126A (zh) * 2016-08-19 2017-02-01 陕西紫兆装备制造有限公司 一种焦炉荒煤气直接、间接混合冷却工艺
RU2752481C1 (ru) * 2021-03-01 2021-07-28 Сергей Яковлевич Чернин Устройство комплексной очистки дымовых газов и загрязненного воздуха

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6402935B1 (en) * 1999-11-23 2002-06-11 Uop Llc Hydrocracking process
US20060165575A1 (en) * 2003-02-19 2006-07-27 Paolo Bassi Process and equipment for treating refinary gases containing hydrogen sulphide
US20100122936A1 (en) * 2008-11-14 2010-05-20 Jonathan Andrew Tertel Separation vessel or part thereof, and process relating thereto
RU2009119279A (ru) * 2006-11-15 2010-12-20 Эни С.П.А. (It) Способ получения углеводородных фракций из смесей биологического происхождения

Family Cites Families (13)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3206389A (en) * 1963-05-13 1965-09-14 Pullman Inc Hydrocracking process with desulfurization and denitrogenization of the feed oil and the separation of hydrogen and hydrocarbon gases from the products
GB1191958A (en) 1968-10-08 1970-05-13 Shell Int Research Three-Stage Hydrocracking Process
US3719740A (en) 1970-11-16 1973-03-06 Chevron Res Purification of hydrogen
US4088735A (en) 1974-07-10 1978-05-09 Metallgesellschaft Aktiengesellschaft Process for purifying gases from the gasification of fossil fuels
DE3306664A1 (de) 1983-02-25 1984-08-30 Krupp-Koppers Gmbh, 4300 Essen Zwei- oder mehrstufiges verfahren zur auswaschung von ammoniak aus gasen, insbesondere aus koksofengas
US4447315A (en) 1983-04-22 1984-05-08 Uop Inc. Hydrocracking process
US4892643A (en) 1986-09-03 1990-01-09 Mobil Oil Corporation Upgrading naphtha in a single riser fluidized catalytic cracking operation employing a catalyst mixture
CH677885A5 (ru) 1988-09-08 1991-07-15 Von Roll Ag
US5858206A (en) * 1997-05-20 1999-01-12 Uop Llc Process for improved water wash in FCC gas concentration units
US6361683B1 (en) 2000-02-22 2002-03-26 Uop Llc Hydrocracking process
US20090101546A1 (en) * 2007-10-22 2009-04-23 Exxonmobil Research And Engineering Company Distillation tower construction and operation
US8173009B2 (en) 2009-02-06 2012-05-08 Uop Llc Process for improving a hydrotreated stream
US8133446B2 (en) 2009-12-11 2012-03-13 Uop Llc Apparatus for producing hydrocarbon fuel

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6402935B1 (en) * 1999-11-23 2002-06-11 Uop Llc Hydrocracking process
US20060165575A1 (en) * 2003-02-19 2006-07-27 Paolo Bassi Process and equipment for treating refinary gases containing hydrogen sulphide
RU2009119279A (ru) * 2006-11-15 2010-12-20 Эни С.П.А. (It) Способ получения углеводородных фракций из смесей биологического происхождения
US20100122936A1 (en) * 2008-11-14 2010-05-20 Jonathan Andrew Tertel Separation vessel or part thereof, and process relating thereto

Also Published As

Publication number Publication date
WO2014051946A1 (en) 2014-04-03
RU2015115986A (ru) 2016-11-20
CN104704084B (zh) 2017-05-17
US20140091009A1 (en) 2014-04-03
US9157038B2 (en) 2015-10-13
CN104704084A (zh) 2015-06-10
IN2015DN02022A (ru) 2015-08-14

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2609013C2 (ru) Способ промывки газа из гидропереработанного выходящего потока и относящиеся к нему установка и сепаратор
RU2666589C1 (ru) Способ гидроочистки газойля в последовательных реакторах с рециркуляцией водорода
US8852404B2 (en) Apparatus for removing heavy polynuclear aromatic compounds from a hydroprocessed stream
BRPI0307181B1 (pt) Processo para aumentar a pressão parcial do hidrogênio durante a hidrogenação de uma corrente de alimentação em um reator de hidroprocessamento
US20140091010A1 (en) Process and apparatus for removing hydrogen sulfide
US7419582B1 (en) Process for hydrocracking a hydrocarbon feedstock
US20120145594A1 (en) Process for removing heavy polynuclear aromatic compounds from a hydroprocessed stream
US7803334B1 (en) Apparatus for hydrocracking a hydrocarbon feedstock
KR20010088296A (ko) 개질된 하이드로크래킹 방법
CA2737881C (en) Hydrocarbon compound synthesis reaction unit and operating method thereof
CN103814116A (zh) 具有芳族分离的整合的加氢处理和异构化方法
US4743356A (en) Increasing resid hydrotreating conversion
RU2654478C2 (ru) Переработка остатка вакуумной дистилляции нефти и вакуумного газойля в системах реакторов с кипящим слоем
KR102330117B1 (ko) 방향족 포화를 사용하여 2 단계로 잔사 스트림을 수소화분해하기 위한 방법 및 장치
US10253272B2 (en) Process for hydrotreating a residue stream
EP2419492B1 (en) High pressure revamp of low pressure distillate hydrotreating process units
CN111315849B (zh) 用于对烃流进行加氢加工的方法和装置
US9233893B2 (en) Selective hydrogenation of alkynyl-containing compounds and polyunsaturated compounds
RU2545181C2 (ru) Способ гидрообработки углеводородного масла
CN108472574A (zh) 用于通过海绵吸收回收轻质烃的方法和装置
RU2531589C1 (ru) Способ и установка для извлечения тяжелых полициклических ароматических соединений из потока гидрообработки
CN102807898B (zh) 一种增产优质中间馏分油的加氢裂化方法
CN106010639A (zh) 一种催化裂化汽油脱硫方法
US8883036B2 (en) Hydrogen sulfide stream for catalyst sulfidation from refinery rich amines
CN102807896B (zh) 一种最大量生产中间馏分油的加氢方法

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20200906