RU2669360C2 - Devices and methods for removing elementary sulfur from hydrocarbon fluid media - Google Patents
Devices and methods for removing elementary sulfur from hydrocarbon fluid media Download PDFInfo
- Publication number
- RU2669360C2 RU2669360C2 RU2015148760A RU2015148760A RU2669360C2 RU 2669360 C2 RU2669360 C2 RU 2669360C2 RU 2015148760 A RU2015148760 A RU 2015148760A RU 2015148760 A RU2015148760 A RU 2015148760A RU 2669360 C2 RU2669360 C2 RU 2669360C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- adsorbent
- hydrocarbon fluid
- elemental sulfur
- sulfur
- gas
- Prior art date
Links
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 95
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims abstract description 64
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims abstract description 64
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 61
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 title claims abstract description 59
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 28
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 title description 19
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 title description 19
- 239000003463 adsorbent Substances 0.000 claims abstract description 51
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 34
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N aluminium oxide Inorganic materials [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 15
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 14
- 239000002808 molecular sieve Substances 0.000 claims abstract description 5
- URGAHOPLAPQHLN-UHFFFAOYSA-N sodium aluminosilicate Chemical compound [Na+].[Al+3].[O-][Si]([O-])=O.[O-][Si]([O-])=O URGAHOPLAPQHLN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 5
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 claims description 10
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 claims description 10
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 claims description 10
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims description 6
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 claims description 4
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 claims description 4
- 150000002462 imidazolines Chemical group 0.000 claims description 3
- 150000003856 quaternary ammonium compounds Chemical class 0.000 claims description 3
- 150000003014 phosphoric acid esters Chemical class 0.000 claims description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 abstract description 6
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 230000001172 regenerating effect Effects 0.000 abstract description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 30
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 17
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 14
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 9
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 8
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 8
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 7
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 7
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 6
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 6
- 239000000047 product Substances 0.000 description 5
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 4
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 4
- 239000011859 microparticle Substances 0.000 description 4
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 4
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 4
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 4
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 4
- UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N Benzene Chemical compound C1=CC=CC=C1 UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical class [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N Toluene Chemical compound CC1=CC=CC=C1 YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 3
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 3
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 3
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 3
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 3
- 239000000463 material Substances 0.000 description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229910000975 Carbon steel Inorganic materials 0.000 description 2
- BWGNESOTFCXPMA-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen disulfide Chemical compound SS BWGNESOTFCXPMA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- QUSNBJAOOMFDIB-UHFFFAOYSA-N Ethylamine Chemical compound CCN QUSNBJAOOMFDIB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000011149 active material Substances 0.000 description 2
- 239000003849 aromatic solvent Substances 0.000 description 2
- 239000010962 carbon steel Substances 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 2
- 238000004939 coking Methods 0.000 description 2
- 238000013461 design Methods 0.000 description 2
- WQOXQRCZOLPYPM-UHFFFAOYSA-N dimethyl disulfide Chemical compound CSSC WQOXQRCZOLPYPM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 2
- 229910010272 inorganic material Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 2
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 2
- 238000007670 refining Methods 0.000 description 2
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 2
- 235000012239 silicon dioxide Nutrition 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- 150000003464 sulfur compounds Chemical class 0.000 description 2
- 150000003568 thioethers Chemical class 0.000 description 2
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N Copper Chemical compound [Cu] RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N Ethene Chemical compound C=C VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000005977 Ethylene Substances 0.000 description 1
- -1 H 2 S Chemical class 0.000 description 1
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N Molybdenum Chemical compound [Mo] ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N Titanium Chemical compound [Ti] RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000003915 air pollution Methods 0.000 description 1
- 150000003973 alkyl amines Chemical class 0.000 description 1
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 1
- 239000001273 butane Substances 0.000 description 1
- DXHPZXWIPWDXHJ-UHFFFAOYSA-N carbon monosulfide Chemical compound [S+]#[C-] DXHPZXWIPWDXHJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 239000010941 cobalt Substances 0.000 description 1
- 229910017052 cobalt Inorganic materials 0.000 description 1
- GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N cobalt atom Chemical compound [Co] GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 description 1
- 229910052802 copper Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010949 copper Substances 0.000 description 1
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 description 1
- 238000001125 extrusion Methods 0.000 description 1
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 1
- 239000008187 granular material Substances 0.000 description 1
- 230000036541 health Effects 0.000 description 1
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 1
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011261 inert gas Substances 0.000 description 1
- 150000002484 inorganic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000011147 inorganic material Substances 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 description 1
- 238000002386 leaching Methods 0.000 description 1
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 1
- 239000002480 mineral oil Substances 0.000 description 1
- 235000010446 mineral oil Nutrition 0.000 description 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 229910052750 molybdenum Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011733 molybdenum Substances 0.000 description 1
- IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N n-butane Chemical compound CCCC IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N n-pentane Natural products CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- JCXJVPUVTGWSNB-UHFFFAOYSA-N nitrogen dioxide Inorganic materials O=[N]=O JCXJVPUVTGWSNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000002894 organic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 229920001021 polysulfide Polymers 0.000 description 1
- 239000005077 polysulfide Substances 0.000 description 1
- 150000008117 polysulfides Polymers 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 230000002265 prevention Effects 0.000 description 1
- 238000004886 process control Methods 0.000 description 1
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 1
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000011343 solid material Substances 0.000 description 1
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 1
- 239000010936 titanium Substances 0.000 description 1
- 229910052719 titanium Inorganic materials 0.000 description 1
- 231100000331 toxic Toxicity 0.000 description 1
- 230000002588 toxic effect Effects 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G25/00—Refining of hydrocarbon oils in the absence of hydrogen, with solid sorbents
- C10G25/02—Refining of hydrocarbon oils in the absence of hydrogen, with solid sorbents with ion-exchange material
-
- 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
- C10G25/00—Refining of hydrocarbon oils in the absence of hydrogen, with solid sorbents
- C10G25/12—Recovery of used adsorbent
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)
Abstract
Description
Перекрестная ссылка на родственные заявкиCross reference to related applications
Не применяется.Not applicable.
Заявление в отношении исследования, финансируемого на федеральном уровнеFederally funded study statement
Не применяется.Not applicable.
Область техники, к которой относится изобретениеFIELD OF THE INVENTION
Настоящее изобретение, в общем, относится к устройствам и способам для удаления элементарной серы из углеводородной текучей среды. Более конкретно настоящее изобретение относится к удалению элементарной серы из углеводородной текучей среды с использованием адсорбента.The present invention generally relates to devices and methods for removing elemental sulfur from a hydrocarbon fluid. More specifically, the present invention relates to the removal of elemental sulfur from a hydrocarbon fluid using an adsorbent.
Уровень техники, к которому относится изобретениеBACKGROUND OF THE INVENTION
Многие источники природного газа и сырой нефти содержат серу в форме элементарной серы, а также в форме сульфидов, полисульфидов, меркаптанов и других органических и неорганических соединений. Когда элементарная сера осаждается в твердой форме, она может накапливаться и воздавать препятствия для потока, что может снижать производительность разделительного оборудования. Сера может закупоривать соединения приборов, ухудшая управление технологическими процессами, и требует дополнительных эксплуатационных расходов. Когда элементарная сера образуется в сочетании с водой, элементарная сера может вызывать сильную коррозию изготовленных из углеродистой стали трубопроводов и деталей разделительного оборудования, которые обычно используют в операциях добычи, транспортировки и переработки нефти и газа. Элементарная сера может также соединяться или реагировать с химическими веществами для обработки продукции, образуя смолы и другие нежелательные твердые материалы.Many sources of natural gas and crude oil contain sulfur in the form of elemental sulfur, as well as in the form of sulfides, polysulfides, mercaptans and other organic and inorganic compounds. When elemental sulfur precipitates in solid form, it can build up and obstruct flow, which can reduce the performance of separation equipment. Sulfur can clog device connections, impairing process control, and requires additional operating costs. When elemental sulfur is formed in combination with water, elemental sulfur can cause severe corrosion of carbon steel pipelines and separation equipment parts that are commonly used in oil, gas and gas production, transportation and refining operations. Elemental sulfur can also combine or react with chemicals to process products to form resins and other undesirable solid materials.
Растворимость элементарной серы в природном газе зависит от множества факторов, включая состав углеводородной текучей среды, давление и температуру текучей среды в пласте и в уменьшающих давление и температуру устройствах в производственном трубопроводе. Растворимость элементарной серы в существенной степени зависит от концентрации других соединений серы, таких как H2S, и от количества жидкого углеводорода, добываемого вместе с газом. Кроме того, на растворимость могут влиять объем и соленость любой производимой воды, а также концентрация диоксида углерода в газе. Растворимость серы может уменьшаться при уменьшении давления и температуры природного газа во время движения из пласта в добывающее, транспортирующее и перерабатывающее оборудование. Загрязнение воздуха и взаимодействие сульфидных соединений с окисленными формами железа может быть связано с образованием элементарной серы и ее последующим осаждением.The solubility of elemental sulfur in natural gas depends on many factors, including the composition of the hydrocarbon fluid, the pressure and temperature of the fluid in the formation, and the pressure and temperature reducing devices in the production pipeline. The solubility of elemental sulfur substantially depends on the concentration of other sulfur compounds, such as H 2 S, and on the amount of liquid hydrocarbon produced with the gas. In addition, the volume and salinity of any produced water, as well as the concentration of carbon dioxide in the gas, can affect solubility. The solubility of sulfur can decrease with decreasing pressure and temperature of natural gas during movement from the formation to mining, transporting and processing equipment. Air pollution and the interaction of sulfide compounds with oxidized forms of iron can be associated with the formation of elemental sulfur and its subsequent precipitation.
Были выполнены исследования по использованию фильтров для удаления элементарной серы, как если бы она представляла собой твердые частицы, но поскольку она на самом деле растворена в углеводородной текучей среде, фильтр не отделяет серу. Однако падение давления, которое существует на большинстве фильтров для отделения твердых частиц, может заставлять некоторую часть элементарной серы осаждаться ниже по потоку на поверхности фильтра вследствие уменьшения растворимости, вызванного падением давления на фильтре, аналогично падению давления на регулирующем давление клапане. Так отделяется небольшая часть элементарной серы, которая осаждается из раствора, но все же существует значительное количество растворенной и нерастворенной элементарной серы, остающейся в углеводородной текучей среде.Studies have been performed on the use of filters to remove elemental sulfur, as if it were solid particles, but since it is actually dissolved in a hydrocarbon fluid, the filter does not separate sulfur. However, the pressure drop that exists on most particulate filters can cause some of the elemental sulfur to settle downstream on the surface of the filter due to the decrease in solubility caused by the pressure drop on the filter, similar to the pressure drop on the pressure control valve. This separates a small portion of elemental sulfur, which precipitates from solution, but still there is a significant amount of dissolved and undissolved elemental sulfur remaining in the hydrocarbon fluid.
Предотвращение осаждения элементарной серы стало целью разнообразных исследований в технике. Данные исследования включали меры для предотвращения поступления кислорода в ходе операций по добыче и переработке с целью уменьшения образования элементарной серы из других соединений серы, конструирования производственного оборудования со ступенчатым падением давления с целью сведения до минимума возможного осаждения элементарной серы, а также нагревания углеводородной текучей среды с целью сохранения любой элементарной серы в форме растворенного пара или в форме жидкой элементарной серы.Prevention of the deposition of elemental sulfur has become the goal of a variety of research in technology. These studies included measures to prevent oxygen from being extracted and refined in order to reduce the formation of elemental sulfur from other sulfur compounds, to design production equipment with a stepwise pressure drop in order to minimize the possible deposition of elemental sulfur, and to heat the hydrocarbon fluid with the purpose of preserving any elemental sulfur in the form of dissolved vapor or in the form of liquid elemental sulfur.
Кроме того, чтобы уменьшить закупоривание трубопроводов и оборудования в процессе работы, как правило, осуществляют периодическое или непрерывное введение растворителей для удаления осадков элементарной серы или предотвращения осаждения элементарной серы в устройствах. Растворители, используемые в данных операциях, могут представлять собой физические растворители (например, углеводороды или смеси углеводородов, газойль коксования, керосин/дизельное топливо, минеральное масло и ароматические растворители, такие как бензол и толуол) или химические растворители (например, химические соединения на основе аминов, включая водный раствор этиламина и растворы алкиламинов в ароматических растворителях, а также растворители на основе дисульфидов (например, диметилдисульфид).In addition, in order to reduce clogging of pipelines and equipment during operation, solvents are periodically or continuously introduced to remove precipitation of elemental sulfur or to prevent precipitation of elemental sulfur in devices. The solvents used in these operations may be physical solvents (e.g., hydrocarbons or hydrocarbon mixtures, coking gas oil, kerosene / diesel fuel, mineral oil and aromatic solvents, such as benzene and toluene) or chemical solvents (e.g., chemical compounds based on amines, including an aqueous solution of ethylamine and solutions of alkyl amines in aromatic solvents, as well as disulfide-based solvents (e.g. dimethyldisulfide).
Способ применения и количество растворителя специально рассчитывают или выбирают для каждого устройства. Применение этих растворителей также не происходит без проблем. В ходе операций по добыче газа растворители производятся с газом на газоперерабатывающем заводе. Для некоторых растворителей плотность растворителя, содержащего элементарную серу, может быть равной или превышать плотность добываемой воды, и в результате этого возникают проблемы разделения и переработки на газоперерабатывающем заводе. Некоторые растворители могут также вызывать технологические проблемы в последующих процессах. Кроме того, применение недостаточного количества растворителя может приводить к последующему осаждению элементарной серы при охлаждении продукта. Каждый из растворителей имеет специфические технологические проблемы. Растворители на основе дисульфидов имеют неприятный запах, являются ядовитыми и с ними очень трудно работать. Газойль коксования имеет неприятный запах, а другие растворители вызывают проблемы защиты окружающей среды, здравоохранения и/или безопасности. Применение растворителей, как правило, осуществляют однократно. Это может приводить к большим затратам, связанным с удалением серы.The method of application and the amount of solvent are specifically calculated or selected for each device. The use of these solvents also does not occur without problems. In gas production operations, solvents are produced with gas at a gas processing plant. For some solvents, the density of the solvent containing elemental sulfur may be equal to or greater than the density of the produced water, and as a result of this there are problems of separation and processing in a gas processing plant. Some solvents may also cause technological problems in subsequent processes. In addition, the use of an insufficient amount of solvent may lead to subsequent precipitation of elemental sulfur upon cooling of the product. Each of the solvents has specific technological problems. Disulfide-based solvents have an unpleasant odor, are toxic and very difficult to work with. Coking gas oil has an unpleasant odor, and other solvents cause environmental, health and / or safety problems. The use of solvents is usually carried out once. This can lead to high costs associated with sulfur removal.
Проблема осаждения элементарной серы в разнообразных устройствах для добычи природного газа и сырой нефти, а также в последующем технологическом оборудовании наблюдается, по меньшей мер, с 1960-х годов, и были выполнены исследования по определению уровней элементарной серы, которые могут присутствовать в углеводородных текучих средах, чтобы способствовать определению возможных мест осаждения элементарной серы в соответствующих устройствах. В результате выяснено, что осаждение элементарной серы может превратиться в серьезную проблему, особенно по мере того, как газ из угольных пластов и газ из нефтяных шельфов становится основным источником углеводородов. Существующие в настоящее время способы решения данной проблемы, таким образом, оказываются ограниченными вымыванием элементарной серы после ее осаждения или предотвращением осаждения элементарной серы путем ее связывания специальными растворителями.The problem of the deposition of elemental sulfur in various devices for the extraction of natural gas and crude oil, as well as in subsequent technological equipment, has been observed, at least since the 1960s, and studies have been carried out to determine the levels of elemental sulfur that may be present in hydrocarbon fluids to help determine the possible sites of deposition of elemental sulfur in the respective devices. As a result, it was found that the deposition of elemental sulfur can turn into a serious problem, especially as gas from coal seams and gas from oil shelves become the main source of hydrocarbons. Currently existing methods for solving this problem, thus, are limited by leaching of elemental sulfur after its deposition or by preventing the precipitation of elemental sulfur by binding with special solvents.
Другие традиционные способы, по существу, не используют адсорбент для удаления элементарной серы, которая включает элементарную серу, полимерную серу или нольвалентную полимерную серу, из углеводородных текучих сред, но предполагают использование адсорбента для удаления неэлементарной серы из углеводородных текучих сред. Патент США № 5686056, например, предлагает использование фильтрующей среды для адсорбции и/или разложения полисероводорода (H2SX) на сероводород и серу, которая собирается фильтрующей средой. Этот полисероводород может образовываться во время получения сероводорода в качестве продукта реакции водорода элементарной серы. В результате, получается (производится) поток сероводородного продукта, который очищают путем удаления серы и H2S. Фильтрующая среда, которая описана в патенте США № 5686056, таким образом, не отделяет серу от встречающихся в природе или переработанных углеводородных текучих сред, но отделяет ее от произведенного потока сероводородного продукта.Other conventional methods essentially do not use an adsorbent to remove elemental sulfur, which includes elemental sulfur, polymer sulfur or non-valent polymer sulfur, from hydrocarbon fluids, but involve the use of an adsorbent to remove non-elementary sulfur from hydrocarbon fluids. US patent No. 5686056, for example, proposes the use of a filter medium for adsorption and / or decomposition of polysulfur (H 2 S X ) into hydrogen sulfide and sulfur, which is collected by the filter medium. This polysulfur may be formed during the production of hydrogen sulfide as a reaction product of elemental sulfur hydrogen. As a result, a hydrogen sulfide product stream is obtained (produced), which is purified by removing sulfur and H 2 S. The filter medium, which is described in US Pat. No. 5,686,056, thus does not separate sulfur from naturally occurring or processed hydrocarbon fluids, but it does her from the produced stream of hydrogen sulfide product.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
Настоящее изобретение преодолевает один или несколько недостатков предшествующего уровня техники, предлагая устройства и способы для удаления элементарной серы из углеводородных текучих сред с использованием адсорбента.The present invention overcomes one or more of the drawbacks of the prior art by providing devices and methods for removing elemental sulfur from hydrocarbon fluids using an adsorbent.
В одном варианте осуществления настоящее изобретение предлагает устройство для удаления элементарной серы из углеводородной текучей среды, включающее: i) резервуар для углеводородной текучей среды; и ii) адсорбент для удаления элементарной серы из углеводородной текучей среды, причем адсорбент выбирают из группы, которую составляют оксид алюминия, активированный оксид алюминия, активированный углерод, активированный гамма-оксид алюминия и молекулярные сита.In one embodiment, the present invention provides a device for removing elemental sulfur from a hydrocarbon fluid, comprising: i) a reservoir for a hydrocarbon fluid; and ii) an adsorbent for removing elemental sulfur from a hydrocarbon fluid, the adsorbent being selected from the group consisting of alumina, activated alumina, activated carbon, activated gamma alumina, and molecular sieves.
В еще одном варианте осуществления настоящее изобретение предлагает способ для удаления элементарной серы из углеводородной текучей среды, включающий: i) обработку углеводородной текучей среды адсорбентом, выбранным из группы, которую составляют оксид алюминия, активированный оксид алюминия, активированный углерод, активированный гамма-оксид алюминия и молекулярные сита; и ii) удаление существенной части элементарной серы из углеводородной текучей среды.In yet another embodiment, the present invention provides a method for removing elemental sulfur from a hydrocarbon fluid, comprising: i) treating the hydrocarbon fluid with an adsorbent selected from the group consisting of alumina, activated alumina, activated carbon, activated gamma alumina, and molecular sieves; and ii) removing a substantial portion of elemental sulfur from the hydrocarbon fluid.
В следующем варианте осуществления настоящее изобретение предлагает способ для удаления элементарной серы из углеводородной текучей среды, включающий; i) обработку углеводородной текучей среды адсорбентом; ii) удаление существенной части элементарной серы из части углеводородной текучей среды, исключающей произведенный сероводород; и iii) регенерацию адсорбента с использованием циркулирующего газового потока, включающего углеводородную текучую среду без произведенного сероводорода.In a further embodiment, the present invention provides a method for removing elemental sulfur from a hydrocarbon fluid, the method comprising; i) treating the hydrocarbon fluid with an adsorbent; ii) removing a substantial portion of elemental sulfur from a portion of the hydrocarbon fluid excluding the hydrogen sulfide produced; and iii) regeneration of the adsorbent using a circulating gas stream comprising a hydrocarbon fluid without produced hydrogen sulfide.
Дополнительные аспекты, преимущества и варианты осуществления настоящего изобретения станут очевидными для специалистов в данной области техники из следующего описания разнообразных вариантов осуществления и соответствующих чертежей.Additional aspects, advantages, and embodiments of the present invention will become apparent to those skilled in the art from the following description of the various embodiments and associated drawings.
Краткое описание чертежейBrief Description of the Drawings
Настоящее изобретение описано ниже со ссылкой на сопровождающие чертежи, на которых аналогичные элементы имеют аналогичные численные обозначения и в числе которых:The present invention is described below with reference to the accompanying drawings, in which like elements have the same numerical designations and including:
фиг. 1A иллюстрирует один вариант осуществления устройства для осуществления настоящего изобретения.FIG. 1A illustrates one embodiment of an apparatus for implementing the present invention.
Фиг. 1B иллюстрирует еще один вариант осуществления устройства для осуществления настоящего изобретения.FIG. 1B illustrates yet another embodiment of an apparatus for implementing the present invention.
Фиг. 2 иллюстрирует один вариант осуществления устройства для регенерации адсорбента согласно настоящему изобретению.FIG. 2 illustrates one embodiment of an apparatus for regenerating an adsorbent according to the present invention.
Подробное описание предпочтительных вариантов осуществленияDetailed Description of Preferred Embodiments
Далее подробно описан предмет настоящего изобретения, однако данное описание само по себе не предназначено для ограничения объема настоящего изобретения. Таким образом, данный предмет можно также осуществлять и другими способами, включая различные стадии или сочетания стадий, аналогичные тем, которые описаны в настоящем документе, в сочетании с другими технологиями. Кроме того, хотя термин «стадия» может использоваться в настоящем документе для описания различных элементов применяемых способов, данный термин не следует истолковывать как предусматривающий какой-либо конкретный порядок осуществления разнообразных стадий, описанных в настоящем документе, если другое условие данного описания определенно не ограничивает осуществление данных стадий в конкретном порядке.The subject of the present invention is described in detail below, however, this description is not in itself intended to limit the scope of the present invention. Thus, this subject can also be carried out in other ways, including various stages or combinations of stages, similar to those described herein, in combination with other technologies. In addition, although the term “stage” can be used herein to describe various elements of the methods used, this term should not be construed as providing for any particular procedure for the various steps described herein, unless another condition of this description specifically restricts the implementation these stages in a specific order.
Настоящее изобретение предлагает устройства и способы для предотвращения или уменьшения осаждения элементарной серы в трубопроводах и частях оборудования, используемых в операциях добычи, транспортировки, разделения и переработки нефти и газа, в процессе транспортировки или переработки углеводородных текучих сред в данных трубопроводах и частях оборудования. Хотя последующее описание относится к нефтегазовой промышленности, устройства и способы согласно настоящему изобретению не ограничиваются этим, и их можно также применять и в других отраслях промышленности для достижения аналогичных результатов.The present invention provides devices and methods for preventing or reducing the deposition of elemental sulfur in pipelines and parts of equipment used in operations for the extraction, transportation, separation and refining of oil and gas, during transportation or processing of hydrocarbon fluids in these pipelines and parts of equipment. Although the following description relates to the oil and gas industry, the devices and methods according to the present invention are not limited to this, and they can also be used in other industries to achieve similar results.
Виды серы, которые являются подходящими для обработки согласно настоящему изобретению, включают элементарную серу, полимерную серу и ноль-валентную полимерную серу, в совокупности называются в настоящем документе термином «элементарная сера». Для целей настоящего описания содержащие элементарную серу текучие среды означают углеводородные текучие среды, содержащие элементарную серу, которая может быть захвачена, растворена, солюбилизирована или диспергирована в текучей среде и которая склонна к осаждению или образованию осадков на оборудовании для транспортировки или переработки.Types of sulfur that are suitable for processing according to the present invention include elemental sulfur, polymer sulfur and zero-valent polymer sulfur, collectively referred to herein as the term "elemental sulfur". For the purposes of the present description, elemental sulfur containing fluids means hydrocarbon fluids containing elemental sulfur that can be trapped, dissolved, solubilized or dispersed in a fluid and which is prone to precipitate or form precipitation on transport or processing equipment.
Типичные примеры углеводородных текучих сред могут включать сырой природный газ, переработанный природный газ, газ угольных пластов, газ нефтяных шельфов, газ нефтеносных песков, синтетический газ, сырые нефти, дистилляты, конденсат и т. п. Природный газ, как правило, означает смесь газообразных углеводородов, по меньшей мере, при окружающих поверхностных условиях температуры и давления, которая содержит, главным образом, метан, но также содержит и другие легкие углеводороды, такие как этан, этилен, пропан, бутан или даже углеводороды, имеющие более высокую молекулярную массу. Природный газ может также содержать в переменных количествах диоксид углерода, а также сероводород, сероксид углерода, меркаптаны и элементарную серу. Таким образом, углеводородные текучие среды могут включать, без ограничения, природный газ трубопроводного качества, попутный природный газ и продукты переработки на углеводородной основе.Typical examples of hydrocarbon fluids may include crude natural gas, processed natural gas, coal bed gas, oil shelf gas, oil sands gas, synthetic gas, crude oils, distillates, condensate, etc. Natural gas generally means a mixture of gaseous hydrocarbons, at least under ambient surface conditions of temperature and pressure, which contains mainly methane, but also contains other light hydrocarbons, such as ethane, ethylene, propane, butane or even hydrocarbons, I have s higher molecular weight. Natural gas may also contain carbon dioxide in varying amounts, as well as hydrogen sulfide, carbon sulfide, mercaptans and elemental sulfur. Thus, hydrocarbon fluids may include, without limitation, pipeline-grade natural gas, associated natural gas, and hydrocarbon-based processed products.
Трубопроводы и детали оборудования, которые подлежат защите, могут включать устройства, которые используются в передаче и распределении природного газа или в переработке природного газа, а также устройства, используемые на предприятиях по добыче углеводородов. Адсорбент можно также использовать в сочетании с другими видами обработки, которые используются в процессе добычи и/или транспортировки углеводородных текучих сред.Pipelines and equipment parts to be protected may include devices that are used in the transmission and distribution of natural gas or in the processing of natural gas, as well as devices used in hydrocarbon production plants. The adsorbent can also be used in combination with other types of processing, which are used in the production and / or transportation of hydrocarbon fluids.
Размеры используемого очистного оборудования можно определять эмпирически на основании предполагаемого или установленного массового содержания элементарной серы в текучей среде. Размеры оборудования можно также определять на основании компромисса между имеющимися капитальными средствами, доступной площадью участка, существующим давлением и желательным промежутком времени между сменами/регенерациями адсорбента.The dimensions of the treatment equipment used can be determined empirically based on the estimated or established mass content of elemental sulfur in the fluid. The dimensions of the equipment can also be determined on the basis of a compromise between available capital, available site area, existing pressure and the desired time interval between shifts / regenerations of the adsorbent.
Адсорбент можно соответствующим образом изготавливать в виде экструдатов, гранул или других форм, которые обеспечивают прохождение углеводородных текучих сред над адсорбентом (например, вокруг и через него). Для этой цели активный компонент адсорбента может состоять из имеющих высокую площадь внутренней поверхности материалов, таких как, например, оксид алюминия, активированный оксид алюминия, активированный углерод, активированный гамма-оксид алюминия и молекулярные сита, которые можно матрицировать, связывать и/или насыщать неактивным неорганическим материалом, таким как глины, диоксид кремния и/или другие металлы (или их оксиды), в том числе титан, медь, кобальт и молибден. Компоненты адсорбента могут представлять собой встречающиеся в природе материалы или иметь форму желатинообразных осадков или гелей, включающих смеси диоксида кремния и других металлов (или их оксидов). Может оказаться желательным использование, по меньшей мере, части из перечисленных выше материалов в коллоидной форме, чтобы таким способом упростить экструзию адсорбента. Относительные пропорции активного материала и матрицы изменяются в широких пределах, причем содержание активного материала составляет приблизительно от 1 до 100% масс.The adsorbent can be suitably made in the form of extrudates, granules or other forms that allow hydrocarbon fluids to pass over the adsorbent (for example, around and through it). For this purpose, the active component of the adsorbent may consist of materials having a high internal surface area, such as, for example, alumina, activated alumina, activated carbon, activated gamma alumina and molecular sieves that can be matrixed, bound and / or saturated with inactive inorganic material, such as clay, silicon dioxide and / or other metals (or their oxides), including titanium, copper, cobalt and molybdenum. The components of the adsorbent can be naturally occurring materials or take the form of gelatinous precipitates or gels, including mixtures of silicon dioxide and other metals (or their oxides). It may be desirable to use at least a portion of the above materials in colloidal form in order to simplify the extrusion of the adsorbent in such a way. The relative proportions of the active material and the matrix vary widely, and the content of the active material is from about 1 to 100% of the mass.
Условия температуры и давления могут изменяться. Процесс отделения элементарной серы можно осуществлять при давлении, составляющем приблизительно от 5 атмосфер (атм) (0,5 МПа) до 400 атм (40 МПа), или его можно осуществлять в более узком интервале давлений, составляющем приблизительно от 20 атм (2 МПа) до 100 атм (10 МПа). Процесс отделения элементарной серы можно осуществлять при температуре, составляющей от приблизительно -5°F (-20,56°C) и приблизительно 300°F (148,9°C), или его можно осуществлять в более узком интервале температур, составляющем от приблизительно 15°F (-9,444°C) до приблизительно 100°F (37,78°C).Temperature and pressure conditions are subject to change. The process of separating elemental sulfur can be carried out at a pressure of from about 5 atmospheres (bar) (0.5 MPa) to 400 bar (40 MPa), or it can be carried out in a narrower pressure range of about 20 bar (2 MPa) up to 100 atm (10 MPa). The process of separating elemental sulfur can be carried out at a temperature of from about -5 ° F (-20.56 ° C) and about 300 ° F (148.9 ° C), or it can be carried out in a narrower temperature range of from about 15 ° F (-9.444 ° C) to approximately 100 ° F (37.78 ° C).
В вариантах осуществления, представленных на фиг. 1A и фиг. 1B, устройство 100 включает адсорбент 184, причем адсорбент 104 выбран из перечисленных выше групп.In the embodiments of FIG. 1A and FIG. 1B, the
Устройство 100 может включать впускное фильтрационное устройство 114, имеющее очищающий от микрочастиц фильтр 106, размер ячеек которого составляет, как правило, 1,0 мкм, и необязательно резервный очищающий от микрочастиц фильтр 108, в который углеводородная текучая среда поступает через впуск 110, прежде чем пройти в резервуар 112, содержащий адсорбент 104. Резервуар 112 можно установить в любой ориентации, в том числе как горизонтальный резервуар, представленный на фиг. 1A, или как вертикально ориентированный резервуар, представленный на фиг. 1B. Резервуар 112 можно использовать в любой ориентации в зависимости от площади участка, существующего перепада давления, количества удаляемой серы и желательной частоты смены адсорбента. Кроме того, адсорбент 104 может находиться внутри существующей проточной линии, или его можно помещать в резервуар, чтобы предотвращать снижение давления/уменьшение потока в проточной линии. Устройство 100 может также включать выпускное фильтрационное устройство 116, содержащее очищающий от микрочастиц фильтр 118, размер ячеек которого составляет, как правило, 10 мкм, и необязательно резервный, очищающий от микрочастиц фильтр 120 перед выходом через выпуск 122. Эти впускные и выпускные фильтрационные устройства являются необязательными и устанавливаются в зависимости от общей конфигурации устройства и возможного использования специальных экранов в резервуаре 112. Наконец, адсорбент 104 можно полностью или частично обходить, если это необходимо, через обвод 124.The
Учитывая природу элементарной серы, которая обладает высокой способностью вызывать коррозию изготовленных из углеродистой стали трубопроводов и деталей оборудования, и тот факт, что адсорбент может удалять существенную часть, но не всю элементарную серу, существует возможность существования некоторых осадков элементарной серы, которые создают риск коррозии. Соответственно адсорбент можно использовать в сочетании с ингибитором коррозии для дополнительного уменьшения эффекта осаждения серы и коррозии внутренних поверхностей трубопроводов и деталей оборудования, через которые проходит или в которых перерабатывается содержащая серу текучая среда. Ингибиторы коррозии, которые можно выбирать, хорошо известны в технике. Типичные примеры ингибиторов коррозии включают, но не ограничиваются этим, имидазолины, соединения четвертичного аммония, сложные эфиры фосфорной кислоты и подобные соединения. Кроме того, множество слоев адсорбента можно устанавливать в непосредственной последовательности, параллельно или на протяжении всего устройства, чтобы оптимизировать удаление элементарной серы.Given the nature of elemental sulfur, which has a high ability to cause corrosion of pipelines and equipment parts made of carbon steel, and the fact that the adsorbent can remove a significant part, but not all elemental sulfur, there is the possibility of some precipitation of elemental sulfur, which creates a risk of corrosion. Accordingly, the adsorbent can be used in combination with a corrosion inhibitor to further reduce the effect of sulfur deposition and corrosion on the internal surfaces of pipelines and equipment parts through which sulfur-containing fluid passes or is processed. The corrosion inhibitors that can be selected are well known in the art. Representative examples of corrosion inhibitors include, but are not limited to, imidazolines, quaternary ammonium compounds, phosphoric acid esters, and the like. In addition, many layers of adsorbent can be installed in direct sequence, in parallel or throughout the device, to optimize the removal of elemental sulfur.
Как проиллюстрировано на фиг. 2, адсорбент 104 можно регенерировать почти до его исходного качества, избегая, таким образом, выбрасывания адсорбента. Регенерация может включать использование снижения давления и/или циркуляцию с нагреванием и охлаждением циркулирующего газового потока. Циркулирующий газовый поток может представлять собой углеводородную текучую среду, или это может быть инертный газ, такой как азот или диоксид углерода. Это можно осуществлять, устанавливая резервуар 112 в контур после циркуляционного нагнетателя 202 и нагревающего и охлаждающего устройства 284, после чего осуществляется выпуск на факел для сжигания через клапан 206 или возвращение в резервуар 112. В качестве альтернативы нагнетатель 202 и нагревающее и охлаждающее устройство 284 могут не присутствовать, поскольку простое уменьшение давления может оказаться достаточным, чтобы регенерировать адсорбент до надлежащего качество.As illustrated in FIG. 2, the adsorbent 104 can be regenerated almost to its original quality, thereby avoiding the ejection of the adsorbent. Regeneration may include the use of pressure reduction and / or circulation with heating and cooling of the circulating gas stream. The circulating gas stream may be a hydrocarbon fluid, or it may be an inert gas such as nitrogen or carbon dioxide. This can be done by installing the
В процессе осуществления способа для удаления элементарной серы из углеводородной текучей среды можно включать обработку углеводородной текучей среды адсорбентом, выбранным из представленной выше группы, и удаление существенной части элементарной серы из углеводородной текучей среды, причем конструкция резервуара, используемого для осуществления данного способа, может быть такого же типа, как конструкция, описанная выше по отношению к фиг. 1A и фиг. 1B. В качестве альтернативы способ для удаления элементарной серы из углеводородной текучей среды может включать обработку углеводородной текучей среды адсорбентом, выбранным из представленной выше группы, и удаление существенной части элементарной серы из части углеводородной текучей среды, исключающей произведенный сероводород.In the process of implementing the method for removing elemental sulfur from a hydrocarbon fluid, it may include treating the hydrocarbon fluid with an adsorbent selected from the above group and removing a substantial portion of the elemental sulfur from the hydrocarbon fluid, the reservoir design used to implement this method may be of the same type as the construction described above with respect to FIG. 1A and FIG. 1B. Alternatively, a method for removing elemental sulfur from a hydrocarbon fluid may include treating the hydrocarbon fluid with an adsorbent selected from the group above and removing a substantial portion of the elemental sulfur from a portion of the hydrocarbon fluid excluding the hydrogen sulfide produced.
Обработка может включать движение углеводородной текучей среды над адсорбентом или движение адсорбента в углеводородной текучей среде. В любом случае, сера адсорбируется на поверхности адсорбента или во внутренних порах и на площади внутренней поверхности адсорбента. После насыщения элементарной серой адсорбент можно подвергать утилизации приемлемым способом или регенерировать следующими способами: i) снижение давления, ii) введение тепла и/или iii) использование текучей среды, пропускаемой через слой адсорбента. Обработка может необязательно включать обработку углеводородной текучей среды ингибитором коррозии, который можно выбирать из группы, которую составляют имидазолины, соединения четвертичного аммония и сложные эфиры фосфорной кислоты.The treatment may include the movement of a hydrocarbon fluid above an adsorbent or the movement of an adsorbent in a hydrocarbon fluid. In any case, sulfur is adsorbed on the surface of the adsorbent or in the internal pores and on the area of the inner surface of the adsorbent. After saturation with elemental sulfur, the adsorbent can be disposed of in an acceptable manner or regenerated in the following ways: i) reducing pressure, ii) introducing heat and / or iii) using a fluid passed through the adsorbent bed. The treatment may optionally include treating the hydrocarbon fluid with a corrosion inhibitor, which can be selected from the group consisting of imidazolines, quaternary ammonium compounds and phosphoric esters.
Приведенное выше описание можно лучше понимать посредством ознакомления со следующим примером, который представлен исключительно для целей иллюстрации.The above description can be better understood by reading the following example, which is presented solely for purposes of illustration.
ПримерExample
Поток природного газа может содержать от менее чем 1 части на миллиард до более чем 100000 частей на миллиард растворимой элементарной серы в зависимости от давления, температуры и состава газа. Когда газовый поток находится при соответствующем давлении насыщения элементарной серы и соответствующей температуре, при уменьшении давления и/или при уменьшении температуры элементарная сера может десублимироваться и осаждаться на трубопроводах и деталях оборудования.The natural gas stream may contain from less than 1 part per billion to more than 100,000 parts per billion of soluble elemental sulfur, depending on the pressure, temperature and composition of the gas. When the gas stream is at the corresponding saturation pressure of elemental sulfur and the corresponding temperature, with decreasing pressure and / or decreasing temperature, elemental sulfur can be sublimated and deposited on pipelines and equipment parts.
Примерный газовый поток природного газа при 70 атм (7 МПа) и 75°F (23,89°C) может содержать приблизительно 20 частей на миллиард элементарной серы. Если давление уменьшается посредством дроссельного клапана, то газ также будет охлаждаться. При переходе от приблизительно 70 атм (7 МПа) и 75°F (23,89°C) до давления, составляющего приблизительно 60 атм (6 МПа), газ будет охлаждаться до приблизительно 67°F (19,44°C) (в зависимости от состава), и уровень насыщения газа элементарной серой будет уменьшаться до приблизительно 7 частей на миллиард. Полученное в результате уменьшение растворимости будет заставлять элементарную серу десублимироваться и образовывать осадок элементарной серы. При скорости газового потока, составляющего 100 миллионов кубических футов в сутки (3277 см3/с), это представляет собой 39 фунтов в год (0,56 мг/с) элементарной серы, осаждающейся в трубопроводах и деталях оборудования.An exemplary natural gas gas stream at 70 atm (7 MPa) and 75 ° F (23.89 ° C) may contain approximately 20 parts per billion elemental sulfur. If the pressure is reduced by means of a throttle valve, the gas will also be cooled. Moving from approximately 70 atm (7 MPa) and 75 ° F (23.89 ° C) to a pressure of approximately 60 atm (6 MPa), the gas will cool to approximately 67 ° F (19.44 ° C) (in depending on the composition), and the level of gas saturation with elemental sulfur will decrease to about 7 parts per billion. The resulting decrease in solubility will cause elemental sulfur to desublimate and form a precipitate of elemental sulfur. At a gas flow rate of 100 million cubic feet per day (3277 cm 3 / s), this represents 39 pounds per year (0.56 mg / s) of elemental sulfur deposited in pipelines and equipment parts.
При использовании устройства для осуществления настоящего изобретения содержание элементарной серы в газовом потоке должно снижаться от приблизительно 20 частей на миллиард до приблизительно 2 (1/10 от 20) частей на миллиард или менее. В данном случае, когда давление газа уменьшается от 70 атм (7 МПа) до 60 атм (6 МПа), элементарная сера не будет десублимироваться и осаждаться в трубопроводах и деталях оборудования, поскольку существующая растворимость элементарной серы (приблизительно 7 частей на миллиард) в газе превышает остаточное содержание элементарной серы, которое присутствует в газовых потоках после адсорбента (приблизительно 2 части на миллиард или менее).When using the device for implementing the present invention, the elemental sulfur content in the gas stream should decrease from about 20 parts per billion to about 2 (1/10 of 20) parts per billion or less. In this case, when the gas pressure decreases from 70 atm (7 MPa) to 60 atm (6 MPa), elemental sulfur will not be sublimated and deposited in pipelines and equipment parts, since the existing solubility of elemental sulfur (approximately 7 parts per billion) in gas exceeds the residual elemental sulfur content that is present in the gas streams after the adsorbent (approximately 2 parts per billion or less).
Как продемонстрировано в настоящем документе, когда углеводородная текучая среда, содержащая элементарную серу, проходит над типичным адсорбентом, этот адсорбент эффективно удаляет элементарную серу из углеводородной текучей среды.As demonstrated herein, when a hydrocarbon fluid containing elemental sulfur passes over a typical adsorbent, this adsorbent effectively removes elemental sulfur from the hydrocarbon fluid.
Хотя настоящее изобретение описано в связи с предпочтительными в настоящее время вариантами осуществления, специалисты в данной области техники должны понимать, что это описание не предназначено для ограничения настоящего изобретения представленными вариантами осуществления. Таким образом, предусмотрено, что можно производить разнообразные альтернативные варианты осуществления и модификации, а также соответствующие эквиваленты описанных вариантов осуществления без отклонения от идеи и выхода за пределы объема настоящего изобретения, как определено в прилагаемой формуле изобретения.Although the present invention has been described in connection with the currently preferred embodiments, those skilled in the art should understand that this description is not intended to limit the present invention to the presented embodiments. Thus, it is contemplated that it is possible to produce various alternative embodiments and modifications, as well as corresponding equivalents of the described embodiments without deviating from the idea and going beyond the scope of the present invention, as defined in the attached claims.
Claims (9)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015148760A RU2669360C2 (en) | 2015-11-13 | 2015-11-13 | Devices and methods for removing elementary sulfur from hydrocarbon fluid media |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015148760A RU2669360C2 (en) | 2015-11-13 | 2015-11-13 | Devices and methods for removing elementary sulfur from hydrocarbon fluid media |
Related Parent Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2013142359/04A Division RU2571413C2 (en) | 2011-06-10 | 2011-06-10 | Device and methods for elemental sulphur removal from carbon fluid |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2015148760A RU2015148760A (en) | 2017-05-19 |
| RU2669360C2 true RU2669360C2 (en) | 2018-10-11 |
Family
ID=58715457
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2015148760A RU2669360C2 (en) | 2015-11-13 | 2015-11-13 | Devices and methods for removing elementary sulfur from hydrocarbon fluid media |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2669360C2 (en) |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU857230A1 (en) * | 1979-12-19 | 1981-08-23 | Институт физико-органической химии АН Белорусской ССР | Method of desulfurizing light hydrocarbons |
| US20030226786A1 (en) * | 2002-06-05 | 2003-12-11 | Feimer Joseph L. | Process to remove sulfur contaminants from hydrocarbon streams |
| US20080108518A1 (en) * | 2006-11-02 | 2008-05-08 | Clark J Caleb | Method of removing dispersed sulfur from sulfur-containing fluids |
| US20100121126A1 (en) * | 2007-06-14 | 2010-05-13 | Northrop Paul S | Process For Purification of Hydrocarbons |
| CN101955794A (en) * | 2009-07-16 | 2011-01-26 | 中国石油化工股份有限公司石油化工科学研究院 | Desulphurization method |
| CN101481627B (en) * | 2008-01-09 | 2012-11-14 | 中国石油化工股份有限公司 | Hydrocarbon oil desulphurization adsorbing agent and use method thereof |
-
2015
- 2015-11-13 RU RU2015148760A patent/RU2669360C2/en active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU857230A1 (en) * | 1979-12-19 | 1981-08-23 | Институт физико-органической химии АН Белорусской ССР | Method of desulfurizing light hydrocarbons |
| US20030226786A1 (en) * | 2002-06-05 | 2003-12-11 | Feimer Joseph L. | Process to remove sulfur contaminants from hydrocarbon streams |
| US20080108518A1 (en) * | 2006-11-02 | 2008-05-08 | Clark J Caleb | Method of removing dispersed sulfur from sulfur-containing fluids |
| US20100121126A1 (en) * | 2007-06-14 | 2010-05-13 | Northrop Paul S | Process For Purification of Hydrocarbons |
| CN101481627B (en) * | 2008-01-09 | 2012-11-14 | 中国石油化工股份有限公司 | Hydrocarbon oil desulphurization adsorbing agent and use method thereof |
| CN101955794A (en) * | 2009-07-16 | 2011-01-26 | 中国石油化工股份有限公司石油化工科学研究院 | Desulphurization method |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2015148760A (en) | 2017-05-19 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US11040303B2 (en) | Systems and methods for removing elemental sulfur from a hydrocarbon fluid | |
| EP2943549B1 (en) | Synergistic h2s scavenger composition | |
| CA2698049C (en) | System and method for purifying an aqueous stream | |
| US9926250B2 (en) | System for regenerating mono ethylene glycol and a method thereof | |
| EP2619339B1 (en) | Method for removing mercury contamination from solid surfaces | |
| US9803144B2 (en) | Upgrading biofuel crude oils with solid sorbents for petroleum refinery processing | |
| RU2669360C2 (en) | Devices and methods for removing elementary sulfur from hydrocarbon fluid media | |
| US20210246376A1 (en) | Metal removal from glycol fluids | |
| US8808546B2 (en) | Hydrocarbon removal from gas process feed streams by regenerable filters | |
| CA2853993A1 (en) | Process and apparatus for separating metal carbonyls from gas mixtures | |
| KR20110106872A (en) | Removing unstable sulfur compounds from crude oil | |
| US20240109010A1 (en) | Pre-loading of filter media with contaminants for improved capture in process vessels | |
| US10493381B2 (en) | Sulfide oxidation process and apparatus | |
| AU2012296868B2 (en) | System and method for producing a hydrocarbon product stream from a hydrocarbon well stream, and a hydrocarbon well stream separation tank | |
| Muzic et al. | Kinetic, Equilibrium and Statistical Analysis of Diesel Fuel Adsorptive Desulfurization | |
| Lodge et al. | Technologies for Mercury Management in Operations |