RU2783539C1 - Integrated methods for mercaptan extraction and/or desulphurisation, combined with thermal oxidation and flue gas treatment - Google Patents
Integrated methods for mercaptan extraction and/or desulphurisation, combined with thermal oxidation and flue gas treatment Download PDFInfo
- Publication number
- RU2783539C1 RU2783539C1 RU2021121821A RU2021121821A RU2783539C1 RU 2783539 C1 RU2783539 C1 RU 2783539C1 RU 2021121821 A RU2021121821 A RU 2021121821A RU 2021121821 A RU2021121821 A RU 2021121821A RU 2783539 C1 RU2783539 C1 RU 2783539C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- alkali
- section
- stream
- thermal oxidation
- directing
- Prior art date
Links
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 title claims abstract description 124
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 title claims abstract description 124
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 60
- 239000003546 flue gas Substances 0.000 title claims abstract description 57
- 238000000605 extraction Methods 0.000 title description 7
- 239000003513 alkali Substances 0.000 claims abstract description 149
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 90
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims abstract description 72
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 68
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 65
- 238000010791 quenching Methods 0.000 claims abstract description 58
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 55
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 48
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 37
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 claims abstract description 36
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate dianion Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 23
- 230000000171 quenching Effects 0.000 claims abstract description 22
- 125000000853 cresyl group Chemical class C1(=CC=C(C=C1)C)* 0.000 claims abstract description 16
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims abstract description 12
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 claims abstract description 11
- -1 sulphur compound Chemical class 0.000 claims abstract description 11
- 230000001603 reducing Effects 0.000 claims abstract description 10
- GEHJYWRUCIMESM-UHFFFAOYSA-L Sodium sulfite Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]S([O-])=O GEHJYWRUCIMESM-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 8
- PMZURENOXWZQFD-UHFFFAOYSA-L na2so4 Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]S([O-])(=O)=O PMZURENOXWZQFD-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 8
- 229910052938 sodium sulfate Inorganic materials 0.000 claims abstract description 7
- 235000011152 sodium sulphate Nutrition 0.000 claims abstract description 7
- 235000010265 sodium sulphite Nutrition 0.000 claims abstract description 7
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 6
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims abstract description 6
- MWUXSHHQAYIFBG-UHFFFAOYSA-N nitric oxide Chemical compound O=[N] MWUXSHHQAYIFBG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 76
- 239000002699 waste material Substances 0.000 claims description 76
- 239000003518 caustics Substances 0.000 claims description 59
- 238000006477 desulfuration reaction Methods 0.000 claims description 58
- 230000003009 desulfurizing Effects 0.000 claims description 58
- 239000002737 fuel gas Substances 0.000 claims description 50
- 150000002019 disulfides Chemical class 0.000 claims description 45
- TXKMVPPZCYKFAC-UHFFFAOYSA-N disulfur monoxide Inorganic materials O=S=S TXKMVPPZCYKFAC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 43
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 claims description 43
- XTQHKBHJIVJGKJ-UHFFFAOYSA-N sulfur monoxide Chemical compound S=O XTQHKBHJIVJGKJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 43
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 claims description 42
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 37
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims description 29
- YLQBMQCUIZJEEH-UHFFFAOYSA-N furane Chemical compound C=1C=COC=1 YLQBMQCUIZJEEH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 26
- 229910052813 nitrogen oxide Inorganic materials 0.000 claims description 24
- 239000002351 wastewater Substances 0.000 claims description 23
- 239000003502 gasoline Substances 0.000 claims description 22
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 22
- 239000003915 liquefied petroleum gas Substances 0.000 claims description 20
- 150000003464 sulfur compounds Chemical class 0.000 claims description 17
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 claims description 11
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims description 10
- XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N urea Chemical compound NC(N)=O XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 150000002240 furans Chemical class 0.000 claims description 7
- 239000010812 mixed waste Substances 0.000 claims description 5
- 230000001590 oxidative Effects 0.000 claims description 5
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 claims description 5
- 239000002912 waste gas Substances 0.000 claims description 5
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 239000004202 carbamide Substances 0.000 claims description 4
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 3
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 3
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims description 2
- 238000006722 reduction reaction Methods 0.000 claims description 2
- 125000000101 thioether group Chemical group 0.000 claims description 2
- HGUFODBRKLSHSI-UHFFFAOYSA-N 2,3,7,8-tetrachloro-dibenzo-p-dioxin Chemical compound O1C2=CC(Cl)=C(Cl)C=C2OC2=C1C=C(Cl)C(Cl)=C2 HGUFODBRKLSHSI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 6
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 5
- UFWIBTONFRDIAS-UHFFFAOYSA-N naphthalene Chemical compound C1=CC=CC2=CC=CC=C21 UFWIBTONFRDIAS-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 3
- 239000005864 Sulphur Substances 0.000 abstract 8
- RAHZWNYVWXNFOC-UHFFFAOYSA-N sulphur dioxide Chemical compound O=S=O RAHZWNYVWXNFOC-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract 4
- UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N benzene Chemical compound C1=CC=CC=C1 UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract 2
- 239000002994 raw material Substances 0.000 abstract 2
- 239000004291 sulphur dioxide Substances 0.000 abstract 2
- 235000010269 sulphur dioxide Nutrition 0.000 abstract 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 235000001508 sulfur Nutrition 0.000 description 38
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 26
- KVGZZAHHUNAVKZ-UHFFFAOYSA-N p-dioxin Chemical compound O1C=COC=C1 KVGZZAHHUNAVKZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 26
- ISWSIDIOOBJBQZ-UHFFFAOYSA-N phenol Chemical compound OC1=CC=CC=C1 ISWSIDIOOBJBQZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 16
- 150000004763 sulfides Chemical class 0.000 description 15
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M sodium hydroxide Inorganic materials [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 14
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 13
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 10
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 7
- JJWKPURADFRFRB-UHFFFAOYSA-N Carbonyl sulfide Chemical compound O=C=S JJWKPURADFRFRB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 6
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 6
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 6
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 5
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 description 5
- 235000011121 sodium hydroxide Nutrition 0.000 description 5
- 229910002089 NOx Inorganic materials 0.000 description 4
- UIIMBOGNXHQVGW-UHFFFAOYSA-M NaHCO3 Chemical compound [Na+].OC([O-])=O UIIMBOGNXHQVGW-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 4
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000000463 material Substances 0.000 description 4
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 4
- ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N Diethanolamine Chemical compound OCCNCCO ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 description 3
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 3
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 3
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 3
- HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N ethanolamine Chemical compound NCCO HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 3
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 3
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 3
- 238000006011 modification reaction Methods 0.000 description 3
- 230000001264 neutralization Effects 0.000 description 3
- 238000005504 petroleum refining Methods 0.000 description 3
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 3
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 3
- 238000004065 wastewater treatment Methods 0.000 description 3
- WQOXQRCZOLPYPM-UHFFFAOYSA-N Dimethyl disulfide Chemical compound CSSC WQOXQRCZOLPYPM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 description 2
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 2
- 125000004432 carbon atoms Chemical group C* 0.000 description 2
- QGJOPFRUJISHPQ-UHFFFAOYSA-N carbon bisulphide Chemical compound S=C=S QGJOPFRUJISHPQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000003197 catalytic Effects 0.000 description 2
- 230000005591 charge neutralization Effects 0.000 description 2
- 238000007872 degassing Methods 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 2
- 238000000622 liquid--liquid extraction Methods 0.000 description 2
- LSDPWZHWYPCBBB-UHFFFAOYSA-N methanethiol Chemical compound SC LSDPWZHWYPCBBB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000006386 neutralization reaction Methods 0.000 description 2
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 150000002989 phenols Chemical class 0.000 description 2
- 238000010926 purge Methods 0.000 description 2
- KEAYESYHFKHZAL-UHFFFAOYSA-N sodium Chemical compound [Na] KEAYESYHFKHZAL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 159000000000 sodium salts Chemical class 0.000 description 2
- 238000000638 solvent extraction Methods 0.000 description 2
- QFUVURAMXUMLLT-UHFFFAOYSA-N CCO.CCO.NC(N)=O Chemical compound CCO.CCO.NC(N)=O QFUVURAMXUMLLT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- HYHCSLBZRBJJCH-UHFFFAOYSA-M Sodium hydrosulfide Chemical compound [Na+].[SH-] HYHCSLBZRBJJCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- KKCBUQHMOMHUOY-UHFFFAOYSA-N Sodium oxide Chemical compound [O-2].[Na+].[Na+] KKCBUQHMOMHUOY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 230000002378 acidificating Effects 0.000 description 1
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 description 1
- 150000001345 alkine derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 150000004945 aromatic hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 150000007514 bases Chemical class 0.000 description 1
- IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N butane Chemical compound CCCC IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000001273 butane Substances 0.000 description 1
- 238000010531 catalytic reduction reaction Methods 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 229910052570 clay Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 238000007405 data analysis Methods 0.000 description 1
- 150000001993 dienes Chemical class 0.000 description 1
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 1
- 150000002013 dioxins Chemical class 0.000 description 1
- CETBSQOFQKLHHZ-UHFFFAOYSA-N ethyldisulfanylethane Chemical compound CCSSCC CETBSQOFQKLHHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 1
- 238000005187 foaming Methods 0.000 description 1
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 1
- 229910052736 halogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000002367 halogens Chemical class 0.000 description 1
- 229910001385 heavy metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000004677 hydrates Chemical class 0.000 description 1
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 1
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 125000004435 hydrogen atoms Chemical class [H]* 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 238000011068 load Methods 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- XLTBPTGNNLIKRW-UHFFFAOYSA-N methyldisulfanylethane Chemical compound CCSSC XLTBPTGNNLIKRW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 125000005608 naphthenic acid group Chemical class 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000012457 nonaqueous media Substances 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N pentane Chemical compound CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011591 potassium Substances 0.000 description 1
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 1
- 239000000376 reactant Substances 0.000 description 1
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 description 1
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 description 1
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L sodium carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229910000029 sodium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910001415 sodium ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910001948 sodium oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- NESLWCLHZZISNB-UHFFFAOYSA-M sodium phenolate Chemical class [Na+].[O-]C1=CC=CC=C1 NESLWCLHZZISNB-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 241000894007 species Species 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 125000004434 sulfur atoms Chemical group 0.000 description 1
- 150000003573 thiols Chemical class 0.000 description 1
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 1
Images
Abstract
Description
Предпосылки создания изобретенияPrerequisites for the creation of the invention
Общепринятой практикой в настоящее время является обработка кислых углеводородных и газовых потоков для удаления меркаптанов. При обработке потоков легких углеводородов и газа для удаления меркаптанов обычно используют процессы извлечения. Традиционно меркаптаны удаляли из углеводородных потоков из-за их неприятного запаха.It is now common practice to treat acidic hydrocarbon and gas streams to remove mercaptans. When treating light hydrocarbon and gas streams, recovery processes are commonly used to remove mercaptans. Traditionally, mercaptans have been removed from hydrocarbon streams because of their unpleasant odor.
Используемые сегодня технологии обессеривания и экстракции серы производят потоки щелочи, которые требуют обработки. Например, в процессе жидкостно-жидкостной экстракции дисульфиды, удаленные из углеводородного потока, не подлежат возврату. Процесс жидкостно-жидкостной экстракции в общем описан в G.A. Dziabis, Handbook of Petroleum Refining Processes 11.32 (Robert A. Meyers ed. 2003). В типичном процессе экстракции поток углеводородного сырья направляют в экстрактор и приводят в контакт с направленным в противоположную сторону потоком щелочи. Меркаптаны в углеводородном потоке реагируют со щелочью с образованием меркаптидов, которые растворимы в щелочи. Поток продукта выходит из верхней части экстракционной колонны и направляется на хранение или дальнейшую обработку. Обработанный продукт может быть направлен в аппарат песчаного фильтра или на водную промывку. Богатый меркаптидами поток щелочи выходит из донной части экстракционной колонны. Этот богатый меркаптидами поток щелочи направляют в установку для окисления на регенерацию. Перед входом в установку для окисления к богатому меркаптидами потоку щелочи может быть добавлен воздух и катализатор. Меркаптиды окисляются до дисульфидов для регенерации раствора щелочи. Отходящий поток из установки для окисления направляется в дисульфидный сепаратор, где он разделяется на поток воздуха, поток дисульфида и поток регенерированной щелочи. Регенерированная щелочь возвращается обратно в экстрактор. В некоторых системах предусмотрена предварительная промывка щелочи для удаления H2S из потока. В некоторых системах до или после экстрактора может быть добавлен дополнительный этап для удаления карбонилсульфида (COS) с использованием смеси щелочи и аминов, таких как моноэтаноламин (MEA) или диэтаноламин (DEA).Desulfurization and sulfur extraction technologies in use today produce caustic streams that require treatment. For example, in a liquid-liquid extraction process, disulfides removed from a hydrocarbon stream are not recycled. The liquid-liquid extraction process is generally described in GA Dziabis, Handbook of Petroleum Refining Processes 11.32 (Robert A. Meyers ed. 2003). In a typical extraction process, a hydrocarbon feed stream is sent to an extractor and brought into contact with an opposing alkali stream. Mercaptans in the hydrocarbon stream react with alkali to form mercaptides, which are soluble in alkali. The product stream exits the top of the extraction column and is sent to storage or further processing. The processed product can be sent to the sand filter apparatus or water washing. The mercaptide-rich alkali stream exits the bottom of the extraction column. This mercaptide-rich alkali stream is sent to an oxidizer for regeneration. Air and a catalyst may be added to the mercaptide-rich alkali stream prior to entering the oxidizer. Mercaptides are oxidized to disulfides to regenerate the alkali solution. The effluent from the oxidizer is sent to a disulfide separator where it is separated into an air stream, a disulfide stream and a regenerated alkali stream. The regenerated lye is returned to the extractor. Some systems include a caustic pre-flush to remove H 2 S from the stream. In some systems, an additional step may be added before or after the extractor to remove carbonyl sulfide (COS) using a mixture of alkali and amines such as monoethanolamine (MEA) or diethanolamine (DEA).
Аналогичные процессы производят нафтенсодержащие потоки отходов.Similar processes produce naphthenic waste streams.
Сульфид-, нафтен-, фенол-/крезолсодержащие потоки отходов от таких процессов требуют обязательной обработки. Для обработки таких потоков разработаны различные способы, но все они имеют свои ограничения. Кроме того, законодательство в области охраны окружающей среды будет становиться все более жестким, повышая потребность в подходящих способах.Sulfide, naphthene, phenol/cresol containing waste streams from such processes require mandatory treatment. Various methods have been developed for processing such streams, but they all have their limitations. In addition, environmental legislation will become increasingly stringent, increasing the need for suitable methods.
Поэтому сохраняется необходимость в разработке всеобъемлющего способа для обработки сульфид-, нафтен-, фенол-/крезолсодержащих потоков отходов.Therefore, there remains a need to develop a comprehensive process for the treatment of sulfide, naphthene, phenol/cresol containing waste streams.
ОпределенияDefinitions
Используемый в настоящей заявке термин «поток» может включать в себя различные углеводородные молекулы, такие как неразветвленные, разветвленные или циклические алканы, алкены, алкадиены и алкины, и необязательно другие вещества, такие как газы, например водород, или примеси, такие как тяжелые металлы, соединения серы и азота. Поток может также включать в себя ароматические и неароматические углеводороды. Кроме того, молекулы углеводородов могут сокращенно обозначаться как C1, C2, C3... Cn, где «n» представляет собой число атомов углерода в одной или более молекул углеводорода. Более того, вместе с сокращенным обозначением одного или более углеводородов может использоваться надстрочный знак «+» или «-», например C3 - или C3 -, что включает в себя сокращение одного или более углеводородов. В качестве примера сокращение «C3 +» означает одну или более углеводородных молекул c тремя и/или более атомами углерода. Кроме того, термин «поток» может применяться к другим флюидам, таким как водные и неводные растворы щелочных или основных соединений, таких как гидроксид натрия.As used herein, the term “stream” may include various hydrocarbon molecules such as straight, branched or cyclic alkanes, alkenes, alkadienes and alkynes, and optionally other substances such as gases such as hydrogen, or impurities such as heavy metals. , compounds of sulfur and nitrogen. The stream may also include aromatic and non-aromatic hydrocarbons. In addition, hydrocarbon molecules may be abbreviated as C 1 , C 2 , C 3 ... C n , where "n" is the number of carbon atoms in one or more hydrocarbon molecules. Moreover, an accent "+" or "-", such as C 3 - or C 3 - can be used together with the abbreviation for one or more hydrocarbons, which includes the abbreviation of one or more hydrocarbons. By way of example, the abbreviation "C 3 + " means one or more hydrocarbon molecules with three and/or more carbon atoms. In addition, the term "flow" can be applied to other fluids such as aqueous and non-aqueous solutions of alkaline or basic compounds such as sodium hydroxide.
При использовании в настоящем документе термин «зона» или «установка» может относиться к объекту, включающему в себя одну или более единиц оборудования и/или одну или более подзон. Единицы оборудования могут включать в себя один или более реакторов или аппаратов реактора, нагревателей, обменников, труб, насосов, компрессоров и контроллеров. Кроме того, единица оборудования, такая как реактор, осушитель или сосуд, может дополнительно включать в себя одну или более зон или подзон.As used herein, the term "zone" or "installation" may refer to an entity that includes one or more pieces of equipment and/or one or more sub-zones. The items of equipment may include one or more reactors or reactor vessels, heaters, exchangers, pipes, pumps, compressors, and controllers. In addition, a piece of equipment such as a reactor, dryer, or vessel may further include one or more zones or subzones.
При использовании в настоящем документе термин «меркаптан» означает тиол и может включать в себя соединения формулы RSH, а также их соли, такие как меркаптиды формулы RS-M+, где R представляет собой углеводородную группу, такую как алкильная или арильная группа, которая является насыщенной или ненасыщенной и необязательно замещенной, а M представляет собой металл, такой как натрий или калий.As used herein, the term "mercaptan" means a thiol and may include compounds of formula RSH as well as salts thereof such as mercaptides of formula RS - M + , where R is a hydrocarbon group such as an alkyl or aryl group, which is saturated or unsaturated and optionally substituted, and M is a metal such as sodium or potassium.
При использовании в настоящем документе термин «дисульфиды» может включать в себя диметилдисульфид, диэтилдисульфид, этилметилдисульфид и, возможно, другие виды, имеющие молекулярную формулу RSSR’, где каждый из R и R’ независимо представляет собой углеводородную группу, такую как алкильная или арильная группа, которая является насыщенной или ненасыщенной и необязательно замещенной. Как правило, дисульфид образуется в результате окисления меркаптансодержащей щелочи и образует отдельную углеводородную фазу, которая не растворима в водной щелочной фазе. В общем случае термин «дисульфиды», используемый в настоящем документе, исключает дисульфид углерода (CS2).As used herein, the term "disulfides" may include dimethyl disulfide, diethyl disulfide, ethyl methyl disulfide, and possibly other species having the molecular formula RSSR', where R and R' are each independently a hydrocarbon group such as an alkyl or aryl group. , which is saturated or unsaturated and optionally substituted. As a rule, the disulfide is formed as a result of the oxidation of the mercaptan-containing alkali and forms a separate hydrocarbon phase, which is insoluble in the aqueous alkali phase. In general, the term "disulfides" as used herein excludes carbon disulfide (CS 2 ).
При использовании в настоящем документе мас. м. д. серы, например, «мас. м. д.-серы», представляет собой количество серы в углеводородном потоке, а не количество серосодержащих веществ, если не указано иное. В качестве примера метилмеркаптан, CH3SH имеет молекулярную массу 48,1, в которой 32,06 представляет собой атом серы, так что масса молекулы на 66,6 мас.% образована серой. В результате фактическая концентрация соединения серы может быть выше, чем содержание серы в соединении в мас. м. д. Исключением является то, что содержание дисульфидного вещества в щелочи может быть представлено в виде мас. м. д. дисульфидного соединения.When used in this document wt. ppm sulfur, for example, “wt. ppm sulfur" is the amount of sulfur in the hydrocarbon stream, and not the amount of sulfur-containing substances, unless otherwise indicated. As an example, methyl mercaptan, CH 3 SH has a molecular weight of 48.1, in which 32.06 is a sulfur atom, so that the mass of the molecule is 66.6 wt.% sulfur. As a result, the actual concentration of the sulfur compound may be higher than the sulfur content of the compound in wt. ppm An exception is that the content of the disulfide substance in alkali can be presented as wt. ppm of the disulfide compound.
При использовании в настоящем документе термин «регенерация» применительно к потоку растворителя может означать удаление одного или нескольких видов дисульфидной серы из потока растворителя для обеспечения его повторного использования, например, в зоне щелочной обработки или в зоне удаления дисульфидов.As used herein, the term "recovery" in relation to a solvent stream may refer to the removal of one or more disulfide sulfurs from a solvent stream to allow it to be reused, for example, in a caustic treatment zone or in a disulfide removal zone.
Краткое описание графических материаловBrief description of graphic materials
На Фиг. 1 показан один вариант осуществления интегрированного способа извлечения меркаптанов и/или обессеривания, объединенного с термическим окислением и обработкой дымовых газов, настоящего изобретения.On FIG. 1 shows one embodiment of the integrated mercaptan recovery and/or desulfurization process combined with thermal oxidation and flue gas treatment of the present invention.
На Фиг. 2 показан пример различных потоков, выходящих из установки удаления меркаптанов, и обработки, используемые для каждого потока в способе предшествующего уровня техники.On FIG. 2 shows an example of the various streams leaving the mercaptan removal unit and the treatments used for each stream in the prior art process.
На Фиг. 3 показан пример различных потоков, выходящих из установки удаления меркаптанов, и обработки, используемые для каждого потока в способе настоящего изобретения.On FIG. 3 shows an example of the various streams leaving the mercaptan removal unit and the treatments used for each stream in the process of the present invention.
Подробное описаниеDetailed description
В настоящем изобретении предложен интегрированный способ извлечения меркаптанов и/или обессеривания, объединенный с термическим окислением и обработкой дымовых газов, для полной обработки широкого спектра потоков отходов с серными, нафтеновыми, фенольными/крезольными загрязнениями. Способ термического окисления работает при близком к атмосферному давлении, что снижает расходы и потенциал коррозии по сравнению со способами высокого давления, такими как окисление влажным воздухом. Кроме того, в технологии термического окисления отсутствует проблема пенообразования. Более того, по сравнению с другими технологиями обработки отработанной щелочи, такими как нейтрализация, технология термического окисления не требует больших количеств поставляемых извне установки реагентов.The present invention provides an integrated mercaptan recovery and/or desulfurization process combined with thermal oxidation and flue gas treatment for the complete treatment of a wide range of sulfur, naphthenic, phenolic/cresol contaminated waste streams. The thermal oxidation process operates at near atmospheric pressure, which reduces costs and potential for corrosion compared to high pressure processes such as wet air oxidation. In addition, there is no problem of foaming in thermal oxidation technology. Moreover, compared to other waste alkali treatment technologies such as neutralization, thermal oxidation technology does not require large amounts of reagents supplied from outside the plant.
Такой интегрированный способ извлечения меркаптанов и/или обессеривания, объединенный с термическим окислением, обеспечивает всеобъемлющую обработку для безопасной утилизации сульфидных, нафтеновых, фенольных/крезольных отходов отработанной щелочи, дисульфидных потоков, потоков отработанного воздуха, смешанных потоков отработанных аминов и щелочи (известных также как потоки растворителя COS) из способов обработки серы. Интегрированный способ извлечения меркаптанов и/или обессеривания, объединенный с термическим окислением и обработкой дымовых газов, позволяет использовать регенерированную отработанную щелочь из способа извлечения меркаптанов и/или обессеривания в секции удаления оксида серы системы термического окисления, снижая потребность в свежем NaOH. Аналогичным образом интегрированный способ извлечения меркаптанов и/или обессеривания, объединенный с термическим окислением и обработкой дымовых газов, содержит интегрированную систему подпиточной воды для способа извлечения меркаптанов и/или обессеривания с термическим окислением. Кроме того, интегрирование позволяет использовать сжиженный нефтяной газ (СНГ) или другое углеводородное сырье, поступающее в соответствующий способ извлечения или обессеривания, чтобы снизить требования к внешнему топливному газу для системы термического окисления и пуш-пульной системы уравнительной емкости для отработанной щелочи.This integrated mercaptan recovery and/or desulfurization process combined with thermal oxidation provides a comprehensive treatment for the safe disposal of sulfide, naphthenic, phenolic/cresol waste caustics, disulfide streams, exhaust air streams, mixed amine and caustic waste streams (also known as COS solvent) from sulfur treatment processes. An integrated mercaptan recovery and/or desulfurization process combined with thermal oxidation and flue gas treatment allows the reclaimed spent caustic from the mercaptan recovery and/or desulfurization process to be used in the sulfur oxide removal section of the thermal oxidation system, reducing the need for fresh NaOH. Similarly, an integrated mercaptan recovery and/or desulfurization process combined with thermal oxidation and flue gas treatment comprises an integrated make-up water system for the mercaptan recovery and/or desulfurization process with thermal oxidation. In addition, integration allows the use of liquefied petroleum gas (LPG) or other hydrocarbon feedstock fed into an appropriate recovery or desulfurization process to reduce external fuel gas requirements for the thermal oxidation system and push-pull waste caustic surge tank system.
Интегрированный способ извлечения меркаптанов и/или обессеривания, объединенный с термическим окислением и обработкой дымовых газов, позволяет использовать интегрированную систему управления для бесперебойной работы установок извлечения меркаптанов и/или обессеривания и термического окисления для уменьшения нагрузки на общезаводские системы, снижения габаритов оборудования и выбросов. Тесная интеграция системы извлечения меркаптанов и/или обессеривания и термического окисления может также снижать площадь занимаемого оборудованием участка.An integrated mercaptan recovery and/or desulfurization process combined with thermal oxidation and flue gas treatment allows the use of an integrated control system for the smooth operation of mercaptan recovery and/or desulfurization and thermal oxidation plants to reduce the load on plant-wide systems, reduce equipment size and emissions. The tight integration of a mercaptan recovery and/or desulfurization and thermal oxidation system can also reduce the footprint of the equipment.
Интегрированный способ извлечения меркаптанов и/или обессеривания, объединенный с термическим окислением и обработкой дымовых газов, позволяет свести все требования к разрешениям на выбросы в один способ, разработанный для обеспечения полного соответствия всем нормам.An integrated mercaptan recovery and/or desulfurization process, combined with thermal oxidation and flue gas treatment, brings all emissions permit requirements into one process designed to ensure full compliance with all regulations.
Интегрированный способ извлечения меркаптанов и/или обессеривания, объединенный с термическим окислением и обработкой дымовых газов, включает несколько новых элементов оборудования. В нем используют уравнительную емкость для отработанной щелочи для сбора и хранения подлежащих обработке потоков отходов множества разных типов. Некоторые из этих потоков поступают периодически, другие являются непрерывными. Применение уравнительной емкости для отработанной щелочи обеспечивает постоянный и непрерывный поток в секцию термического окисления. Уравнительная емкость для отработанной щелочи позволяет секции термического окисления конвертировать соединения в различных потоках в соединения, удовлетворяющие экологическим требованиям, независимо от композиции потоков, поступающих из секции извлечения меркаптанов и/или обессеривания. Уравнительная емкость для отработанной щелочи работает с пуш-пульной системой, используя газовый поток, который используют в качестве топлива для системы термического окисления. Для поддержания постоянного давления имеется газовый поток в уравнительную емкость для отработанной щелочи и газовый поток из емкости. При высоком давлении газ будет выталкиваться из емкости, а при низком давлении он будет засасываться в емкость. Кроме того, для достижения максимального периода непрерывной эксплуатации системы в уравнительную емкость для отработанной щелочи подают подпиточную воду для регулирования концентрации отработанной щелочи, которую направляют в систему термического окисления.The integrated mercaptan recovery and/or desulfurization process combined with thermal oxidation and flue gas treatment includes several new pieces of equipment. It uses a waste caustic surge tank to collect and store many different types of waste streams to be treated. Some of these streams are intermittent, others are continuous. The use of a waste caustic surge tank ensures a constant and uninterrupted flow to the thermal oxidation section. The spent caustic surge tank allows the thermal oxidation section to convert compounds in various streams into compounds that meet environmental requirements, regardless of the composition of the streams coming from the mercaptan recovery and/or desulfurization section. The waste caustic surge tank operates with a push-pull system using a gas stream that is used as fuel for the thermal oxidation system. To maintain a constant pressure, there is a gas flow into the spent alkali surge tank and a gas flow from the tank. At high pressure, the gas will be pushed out of the tank, and at low pressure, it will be sucked into the tank. In addition, to achieve the maximum period of continuous operation of the system, make-up water is supplied to the spent alkali surge tank to control the concentration of spent alkali, which is sent to the thermal oxidation system.
Интегрированный способ извлечения меркаптанов и/или обессеривания, объединенный с термическим окислением и обработкой дымовых газов, включает уравнительную емкость для углеводородов, в которую поступает и накапливается поток нефти с дисульфидом из установки удаления меркаптанов. Уравнительная емкость для углеводородов также работает по пуш-пульному принципу. Применение уравнительной емкости для углеводородов обеспечивает постоянный и непрерывный поток в систему термического окисления.The integrated mercaptan recovery and/or desulfurization process, combined with thermal oxidation and flue gas treatment, includes a hydrocarbon surge tank that receives and accumulates an oil stream with disulfide from the mercaptan removal unit. The hydrocarbon surge tank also works on the push-pull principle. The use of a hydrocarbon surge tank ensures a constant and uninterrupted flow to the thermal oxidation system.
Размеры уравнительной емкости для отработанной щелочи и уравнительной емкости для углеводородов можно выбирать таким образом, чтобы обеспечить возможность непрерывной работы секций извлечения меркаптанов и/или обессеривания, когда система термического окисления останавливается на техническое обслуживание.The spent caustic surge vessel and hydrocarbon surge vessel can be dimensioned to allow continuous operation of the mercaptan recovery and/or desulfurization sections when the thermal oxidation system is shut down for maintenance.
Интегрированный способ извлечения меркаптанов и/или обессеривания, объединенный с термическим окислением и обработкой дымовых газов, может включать испаритель, который уменьшает/регулирует содержание воды в потоках отработанной промывочной воды, снижая требования к расходу топлива для системы термического окисления.An integrated mercaptan recovery and/or desulfurization process combined with thermal oxidation and flue gas treatment may include an evaporator that reduces/controls the water content of the waste wash water streams, reducing the fuel consumption requirements of the thermal oxidation system.
В некоторых вариантах осуществления интегрированный способ извлечения меркаптанов и/или обессеривания, объединенный с термическим окислением и обработкой дымовых газов, может обходиться без нескольких элементов оборудования, обычно имеющихся в автономном способе экстракции, включая дисульфидный песчаный фильтр и соответствующий насос для обработки потока продуктов из секции регенерации щелочи, барабан для дегазации отработанной щелочи и соответствующий насос для дегазации потоков отработанной щелочи перед обработкой и выхлопную головку для выброса отработанного воздуха в атмосферу.In some embodiments, an integrated mercaptan recovery and/or desulfurization process combined with thermal oxidation and flue gas treatment may dispense with several items of equipment typically found in a stand-alone extraction process, including a disulphide sand filter and an associated pump to treat the product stream from the recovery section. alkali, a waste alkali degassing drum and an appropriate pump for degassing the waste alkali streams before treatment, and an exhaust head for exhausting the exhaust air into the atmosphere.
Один аспект настоящего изобретения представляет собой интегрированный способ извлечения меркаптанов и/или обессеривания, объединенный с термическим окислением и обработкой дымовых газов, для уменьшения количества серы в углеводородном сырье. В одном варианте осуществления способ включает: направление потока отработанной жидкости в уравнительную емкость для отработанной щелочи, причем отработанная жидкость содержит по меньшей мере одно из: смешанного потока аминов и щелочи из установки удаления меркаптанов; потока отработанной щелочи из установки удаления меркаптанов; потока отработанной нафтенсодержащей щелочи из установки обессеривания керосина; потока отработанной сульфид-, фенол-/крезолсодержащей щелочи из установки обессеривания бензина или установки обессеривания керосина или обеих установок; или потока отработанной щелочи из другой технологической установки; пропускание смешанного потока отработанной щелочи из уравнительной емкости для отработанной щелочи в секцию термического окисления и гашения системы термического окисления, при этом смешанный поток отработанной щелочи содержит по меньшей мере одно соединение серы, причем система термического окисления содержит секцию термического окисления и гашения, секцию удаления твердых частиц и секцию удаления оксида серы; окисление по меньшей мере одного соединения серы в секции термического окисления и гашения с образованием твердых частиц окисленной серы и твердых частиц карбоната в дымовом газе; отделение части твердых частиц окисленной серы или твердых частиц карбоната от дымового газа в секции удаления твердых частиц; конвертацию части твердых частиц окисленной серы в секции удаления оксида серы путем приведения дымового газа в контакт со щелочью с образованием твердых частиц сульфата или сульфита натрия; и удаление части одного или более из: твердых частиц окисленной серы или твердых частиц карбоната.One aspect of the present invention is an integrated mercaptan recovery and/or desulfurization process combined with thermal oxidation and flue gas treatment to reduce the amount of sulfur in a hydrocarbon feed. In one embodiment, the method includes: directing a spent liquid stream into a spent caustic surge tank, the spent liquor comprising at least one of: a mixed amine and caustic stream from a mercaptan removal unit; a spent alkali stream from a mercaptan removal unit; the flow of spent naphthenic alkali from the kerosene desulfurization unit; a spent sulfide, phenol/cresol containing alkali stream from a gasoline desulfurization unit or a kerosene desulfurization unit or both; or a spent alkali stream from another process unit; passing the mixed spent alkali stream from the spent alkali surge tank to the thermal oxidation and quenching section of the thermal oxidation system, wherein the mixed spent alkali stream contains at least one sulfur compound, the thermal oxidation system comprising a thermal oxidation and quenching section, a solids removal section and a sulfur oxide removal section; oxidizing at least one sulfur compound in the thermal oxidation and quench section to form oxidized sulfur particulates and carbonate particulates in the flue gas; separating a portion of the oxidized sulfur solids or carbonate solids from the flue gas in the solids removal section; converting a portion of the oxidized sulfur solids in the sulfur oxide removal section by contacting the flue gas with an alkali to form sodium sulfate or sulfite solids; and removing a portion of one or more of: oxidized sulfur solids or carbonate solids.
В некоторых вариантах осуществления система термического окисления дополнительно содержит комбинированную секцию удаления оксида азота и секцию разрушения диоксина/фуранов, и при этом способ дополнительно включает: направление дымового газа из секции удаления оксида серы в комбинированную секцию удаления оксида азота и секцию разрушения диоксина/фуранов и по меньшей мере одно из: удаления любых диоксиновых или фурановых соединений в дымовом газе из секции удаления оксида серы или восстановления NOx до N2 с образованием обработанных газов; и выпуск обработанных газов из трубы.In some embodiments, the thermal oxidation system further comprises a combined nitrogen oxide removal section and a dioxin/furan destruction section, wherein the method further comprises: directing flue gas from the sulfur oxide removal section to a combined nitrogen oxide removal section and a dioxin/furan destruction section, and at least one of: removing any dioxin or furan compounds in the flue gas from the sulfur oxide removal section or reducing NOx to N 2 to form treated gases; and the release of treated gases from the pipe.
В некоторых вариантах осуществления способ дополнительно включает: направление потока нефти с дисульфидом из установки удаления меркаптанов в уравнительную емкость для углеводородов, причем поток нефти с дисульфидом содержит дисульфиды и/или промывочную нефть/растворитель и щелочь; направление потока сернистых углеводородов из уравнительной емкости для углеводородов в секцию термического окисления и гашения; и необязательно направление потока углеводородных отходов из технологической установки в уравнительную емкость для углеводородов.In some embodiments, the method further includes: directing a disulphide oil stream from a mercaptan removal unit to a hydrocarbon surge tank, the disulfide oil stream comprising disulfides and/or wash oil/solvent and caustic; directing the flow of sour hydrocarbons from the hydrocarbon surge tank to the thermal oxidation and quench section; and optionally directing the hydrocarbon waste stream from the process unit to a hydrocarbon surge tank.
В некоторых вариантах осуществления способ дополнительно включает: направление потока отработанной щелочи из уравнительной емкости для углеводородов в уравнительную емкость для отработанной щелочи.In some embodiments, the method further includes: directing a spent caustic stream from a hydrocarbon surge vessel to a spent caustic surge vessel.
В некоторых вариантах осуществления способ дополнительно включает: направление отработанного воздуха из аппарата отделения дисульфидов в установку удаления меркаптанов, в газожидкостный сепаратор отработанного воздуха; направление потока отработанной щелочи из газожидкостного сепаратора отработанного воздуха в уравнительную емкость для отработанной щелочи; и необязательно направление дополнительного потока отработанного воздуха из технологической установки в газожидкостный сепаратор отработанного воздуха.In some embodiments, the method further includes: directing exhaust air from the disulfide separator to a mercaptan removal unit, to an exhaust air gas-liquid separator; directing the waste alkali flow from the exhaust air gas-liquid separator to the waste alkali surge tank; and optionally directing the additional exhaust air flow from the process unit to the exhaust air gas/liquid separator.
В некоторых вариантах осуществления способ дополнительно включает: направление потока отработанного воздуха из газожидкостного сепаратора отработанного воздуха в секцию термического окисления и гашения.In some embodiments, the method further includes: directing the exhaust air flow from the exhaust air gas-liquid separator to the thermal oxidation and quench section.
В некоторых вариантах осуществления способ дополнительно включает: направление воздуха для сжигания в секцию термического окисления и гашения или в комбинированную секцию удаления оксида азота и секцию разрушения диоксина/фуранов или в обе секции.In some embodiments, the method further includes: directing combustion air to a thermal oxidation and quench section, or to a combined nitrogen oxide removal section and a dioxin/furan destruction section, or to both sections.
В некоторых вариантах осуществления способ дополнительно включает: одно или более из: направления первого потока отработанной воды из установки удаления меркаптанов в испаритель, причем первый поток отработанной воды содержит воду и одно или более из щелочи или аминного соединения; или направления второго потока отработанной воды из установки обработки керосина, при этом второй поток отработанной воды содержит по меньшей мере воду и солевой раствор; и удаления воды из по меньшей мере одного из первого или второго потоков отработанной воды с образованием упаренного потока, имеющего сниженное количество воды; и направления упаренного потока в уравнительную емкость для отработанной щелочи.In some embodiments, the method further comprises: one or more of: directing a first waste water stream from the mercaptan removal unit to an evaporator, the first waste water stream comprising water and one or more of an alkali or an amine compound; or directing a second waste water stream from the kerosene treatment plant, wherein the second waste water stream contains at least water and brine; and removing water from at least one of the first or second waste water streams to form a stripped stream having a reduced amount of water; and directing the evaporated stream to a surge tank for waste alkali.
В некоторых вариантах осуществления тепло для испарителя поступает из секции термического окисления и гашения или из внешнего источника тепла.In some embodiments, heat for the evaporator comes from the thermal oxidation and quench section or from an external heat source.
В некоторых вариантах осуществления способ дополнительно включает: направление по меньшей мере одного из сжиженного нефтяного газа, топливного газа или отходящего газа в газожидкостный сепаратор топливного газа; и направление потока топливного газа из газожидкостного сепаратора топливного газа в по меньшей мере одну из секции термического окисления и гашения или комбинированной секции удаления оксида азота и секции разрушения диоксина/фуранов.In some embodiments, the method further includes: directing at least one of the liquefied petroleum gas, fuel gas, or exhaust gas to a fuel gas gas-liquid separator; and directing the fuel gas flow from the gas-liquid fuel gas separator to at least one of the thermal oxidation and quenching section or the combined nitrogen oxide removal section and the dioxin/furan destruction section.
В некоторых вариантах осуществления способ дополнительно включает: направление потока углеводородов из газожидкостного сепаратора топливного газа в уравнительную емкость для углеводородов.In some embodiments, the method further includes: directing a flow of hydrocarbons from the gas/liquid fuel gas separator to a hydrocarbon surge vessel.
В некоторых вариантах осуществления способ дополнительно включает: регулирование давления в по меньшей мере одной из уравнительной емкости для отработанной щелочи или уравнительной емкости для углеводородов в пуш-пульной системе путем направления по меньшей мере одного из сжиженного нефтяного газа, топливного газа или отходящего газа в по меньшей мере одну из уравнительной емкости для отработанной щелочи или уравнительной емкости для углеводородов; и отведение избытка сжиженного нефтяного газа, топливного газа или отходящего газа в газожидкостный сепаратор топливного газа.In some embodiments, the method further includes: adjusting the pressure in at least one of the spent caustic surge tank or hydrocarbon surge tank in a push-pull system by directing at least one of LPG, fuel gas, or off-gas to at least at least one of the waste alkali surge tank or the hydrocarbon surge tank; and diverting excess liquefied petroleum gas, fuel gas, or off-gas to a gas-liquid fuel gas separator.
В некоторых вариантах осуществления удаление одного или более из: части твердых частиц окисленной серы или твердых частиц карбоната включает по меньшей мере одно из: удаления по меньшей мере части твердых частиц карбоната из одного или более из секции термического окисления и гашения, секции удаления твердых частиц и секции удаления оксида серы; или удаления по меньшей мере части твердых частиц окисленной серы из одного или более из секции удаления оксида серы, или секции термического окисления и гашения, или секции удаления твердых частиц.In some embodiments, removing one or more of: a portion of the oxidized sulfur solids or carbonate solids comprises at least one of: removing at least a portion of the carbonate solids from one or more of the thermal oxidation and quench section, the solids removal section, and sulfur oxide removal sections; or removing at least a portion of the oxidized sulfur solids from one or more of the sulfur oxide removal section, or the thermal oxidation and quench section, or the particulate removal section.
В некоторых вариантах осуществления способ дополнительно включает: направление потока подпиточной воды в по меньшей мере одну из уравнительной емкости для отработанной щелочи, секции термического окисления и гашения и секции удаления оксида серы; причем поток подпиточной воды содержит поток воды из по меньшей мере одной из установки удаления меркаптанов, установки обработки керосина или установки обработки бензина.In some embodiments, the method further includes: directing the make-up water flow to at least one of a spent alkali surge tank, a thermal oxidation and quench section, and a sulfur oxide removal section; wherein the make-up water stream comprises a water stream from at least one of a mercaptan removal unit, a kerosene treatment unit, or a gasoline treatment unit.
В некоторых вариантах осуществления способ дополнительно включает: направление потока щелочи в секцию удаления оксида серы, причем поток щелочи поступает из по меньшей мере одной из установки удаления меркаптанов, установки обработки керосина или установки обработки бензина.In some embodiments, the method further includes: directing the alkali stream to a sulfur oxide removal section, the alkali stream coming from at least one of a mercaptan removal unit, a kerosene treatment unit, or a gasoline treatment unit.
В некоторых вариантах осуществления способ дополнительно включает: направление по меньшей мере одного из: аммиака, мочевины, воздуха для сжигания или топливного газа в комбинированную секцию удаления оксида азота и секцию разрушения диоксина/фуранов.In some embodiments, the method further includes: directing at least one of ammonia, urea, combustion air, or fuel gas to a combined nitrogen oxide removal section and a dioxin/furan destruction section.
Другой аспект настоящего изобретения представляет собой интегрированный способ извлечения меркаптанов и/или обессеривания, объединенный с термическим окислением и обработкой дымовых газов, для уменьшения количества серы в углеводородном сырье. В одном варианте осуществления способ включает: направление потока отработанной жидкости в уравнительную емкость для отработанной щелочи, причем отработанная жидкость содержит по меньшей мере одно из: смешанного потока аминов и щелочи из установки удаления меркаптанов; потока отработанной сульфидсодержащей щелочи из установки удаления меркаптанов; потока отработанной нафтенсодержащей щелочи из установки обессеривания керосина; потока отработанной сульфид-, фенол-/крезолсодержащей щелочи из установки обессеривания бензина или установки обессеривания керосина или обеих установок; или потока отработанной щелочи из другой технологической установки; пропускание смешанного потока отработанной щелочи из уравнительной емкости для отработанной щелочи в секцию термического окисления и гашения системы термического окисления, при этом смешанный поток отработанной щелочи содержит по меньшей мере одно соединение серы, причем система термического окисления содержит секцию термического окисления и гашения, секцию удаления твердых частиц, секцию удаления оксида серы и комбинированную секцию удаления оксида азота и секцию разрушения диоксина/фуранов; окисление по меньшей мере одного соединения серы в секции термического окисления и гашения с образованием твердых частиц окисленной серы и твердых частиц карбоната в дымовом газе; отделение части твердых частиц окисленной серы или твердых частиц карбоната от дымового газа в секции удаления твердых частиц; конвертацию части твердых частиц окисленной серы в секции удаления оксида серы путем приведения дымового газа в контакт со щелочью с образованием твердых частиц сульфата или сульфита натрия; и удаление части одного или более из: твердых частиц окисленной серы или твердых частиц карбоната из одного или более из секции термического окисления и гашения или секции удаления оксида серы; направление дымового газа из секции удаления оксида серы в комбинированную секцию удаления оксида азота и секцию разрушения диоксина/фуранов и по меньшей мере одно из: удаления любых диоксиновых или фурановых соединений в дымовом газе из секции удаления оксида серы или восстановления NOx до N2 с образованием обработанных газов; и выпуск обработанных газов из трубы.Another aspect of the present invention is an integrated mercaptan recovery and/or desulfurization process combined with thermal oxidation and flue gas treatment to reduce the amount of sulfur in a hydrocarbon feed. In one embodiment, the method includes: directing a spent liquid stream into a spent caustic surge tank, the spent liquor comprising at least one of: a mixed amine and caustic stream from a mercaptan removal unit; a spent sulfide-containing alkali stream from a mercaptan removal unit; the flow of spent naphthenic alkali from the kerosene desulfurization unit; a spent sulfide, phenol/cresol containing alkali stream from a gasoline desulfurization unit or a kerosene desulfurization unit or both; or a spent alkali stream from another process unit; passing the mixed spent alkali stream from the spent alkali surge tank to the thermal oxidation and quenching section of the thermal oxidation system, wherein the mixed spent alkali stream contains at least one sulfur compound, the thermal oxidation system comprising a thermal oxidation and quenching section, a solids removal section , a sulfur oxide removal section and a combined nitrogen oxide removal section and a dioxin/furan destruction section; oxidizing at least one sulfur compound in the thermal oxidation and quench section to form oxidized sulfur particulates and carbonate particulates in the flue gas; separating a portion of the oxidized sulfur solids or carbonate solids from the flue gas in the solids removal section; converting a portion of the oxidized sulfur solids in the sulfur oxide removal section by contacting the flue gas with an alkali to form sodium sulfate or sulfite solids; and removing a portion of one or more of: oxidized sulfur solids or carbonate solids from one or more of the thermal oxidation and quench section or the sulfur oxide removal section; directing flue gas from the sulfur oxide removal section to a combined nitrogen oxide removal section and a dioxin/furan destruction section and at least one of: removing any dioxin or furan compounds in the flue gas from the sulfur oxide removal section or reducing NOx to N 2 to form treated gases; and the release of treated gases from the pipe.
В некоторых вариантах осуществления способ дополнительно включает: регулирование давления в по меньшей мере одной из уравнительной емкости для отработанной щелочи или уравнительной емкости для углеводородов в пуш-пульной системе путем направления по меньшей мере одного из сжиженного нефтяного газа, топливного газа или отходящего газа в по меньшей мере одну из уравнительной емкости для отработанной щелочи или уравнительной емкости для углеводородов; и отведение избытка сжиженного нефтяного газа, топливного газа или отходящего газа в газожидкостный сепаратор топливного газа.In some embodiments, the method further includes: adjusting the pressure in at least one of the spent caustic surge tank or hydrocarbon surge tank in a push-pull system by directing at least one of LPG, fuel gas, or off-gas to at least at least one of the waste alkali surge tank or the hydrocarbon surge tank; and diverting excess liquefied petroleum gas, fuel gas, or off-gas to a gas-liquid fuel gas separator.
В некоторых вариантах осуществления способ дополнительно включает: направление потока нефти с дисульфидом из установки удаления меркаптанов в уравнительную емкость для углеводородов, причем поток нефти с дисульфидом содержит дисульфиды и/или промывочную нефть/растворитель и щелочь; направление потока сернистых углеводородов из уравнительной емкости для углеводородов в секцию термического окисления и гашения; необязательно направление потока углеводородных отходов из технологической установки в уравнительную емкость для углеводородов; и направление потока отработанной щелочи из уравнительной емкости для углеводородов в уравнительную емкость для отработанной щелочи.In some embodiments, the method further includes: directing a disulphide oil stream from a mercaptan removal unit to a hydrocarbon surge tank, the disulfide oil stream comprising disulfides and/or wash oil/solvent and caustic; directing the flow of sour hydrocarbons from the hydrocarbon surge tank to the thermal oxidation and quench section; optionally directing a stream of hydrocarbon waste from the process unit to a hydrocarbon surge tank; and directing the spent alkali flow from the hydrocarbon surge tank to the spent alkali surge tank.
В некоторых вариантах осуществления способ дополнительно включает: направление отработанного воздуха из аппарата отделения дисульфидов в установку удаления меркаптанов, в газожидкостный сепаратор отработанного воздуха; направление потока отработанной щелочи из газожидкостного сепаратора отработанного воздуха в уравнительную емкость для отработанной щелочи; необязательно направление дополнительного потока отработанного воздуха из технологической установки в газожидкостный сепаратор отработанного воздуха; и направление потока отработанного воздуха из газожидкостного сепаратора отработанного воздуха в секцию термического окисления и гашения.In some embodiments, the method further includes: directing exhaust air from the disulfide separator to a mercaptan removal unit, to an exhaust air gas-liquid separator; directing the waste alkali flow from the exhaust air gas-liquid separator to the waste alkali surge tank; optionally directing the additional flow of exhaust air from the process unit to the gas-liquid exhaust air separator; and directing the exhaust air flow from the exhaust air gas-liquid separator to the thermal oxidation and quenching section.
Общее понимание интегрированного способа и аппарата для извлечения меркаптанов и/или обессеривания, объединенного с термическим окислением и обработкой дымовых газов, настоящего изобретения можно получить при изучении Фиг. 1. Фиг. 1 была упрощена путем удаления большого числа устройств, обычно применяемых в способе такого типа, таких как внутренние элементы сосудов, системы контроля температуры и давления, клапаны управления потоком, насосы рециркуляции и т. д., которые конкретно не требуются для иллюстрации рабочих характеристик способа и аппарата настоящего изобретения. Кроме того, демонстрация интегрированного способа и аппарата для извлечения меркаптанов и/или обессеривания, объединенного с термическим окислением и обработкой дымовых газов, настоящего изобретения в варианте осуществления конкретного чертежа не подразумевает ограничения изобретения или исключения других вариантов осуществления, изложенных в настоящем документе, или их обоснованно ожидаемых модификаций. Наконец, хотя в качестве предпочтительного реагента для конверсии соединений серы упоминается водная щелочь, предусмотрено также использование и других щелочных растворов.A general understanding of the integrated process and apparatus for mercaptan recovery and/or desulfurization combined with thermal oxidation and flue gas treatment of the present invention can be obtained from a study of FIG. 1. FIG. 1 has been simplified by removing a large number of devices commonly used in this type of process, such as vessel internals, temperature and pressure control systems, flow control valves, recirculation pumps, etc., that are not specifically required to illustrate process performance and apparatus of the present invention. In addition, the demonstration of an integrated method and apparatus for mercaptan recovery and/or desulfurization combined with thermal oxidation and flue gas treatment of the present invention in an embodiment of a specific drawing is not intended to limit the invention or exclude the other embodiments set forth herein, or their justification. expected modifications. Finally, while aqueous alkali is mentioned as the preferred reactant for the conversion of sulfur compounds, other alkaline solutions are also contemplated.
На Фиг. 1 показан один вариант осуществления интегрированного способа извлечения меркаптанов и/или обессеривания, объединенного с термическим окислением и обработкой дымовых газов, настоящего изобретения.On FIG. 1 shows one embodiment of the integrated mercaptan recovery and/or desulfurization process combined with thermal oxidation and flue gas treatment of the present invention.
Способ может включать одну или более из установки 100 удаления меркаптанов, установки 102 обессеривания керосина и установки 104 обессеривания бензина.The method may include one or more of a
Поток 10 сырья направляют в установку 100 удаления меркаптанов, где он проходит обработку для удаления меркаптанов с использованием известных способов, таких как описаны в патентах США № 5,862,060, 6,306,288, 7,223,332, 8,028,975, 8,173,856, 9,157,032, 9,394,188, 9,394,490, 9,422,483, 9,481,844, 9,522,861, 9,523,047, которые включены в настоящий документ путем ссылки. Поток 10 сырья как правило содержит насыщенные или ненасыщенные СНГ, пропан, бутан, пентан или углеводороды из диапазона легкой нафты. Установка 100 удаления меркаптанов как правило включает в себя один или более из следующих элементов оборудования: аппарат предварительной щелочной промывки, аппарат экстракции меркаптанов, аппарат окисления, аппарат отделения дисульфидов, дисульфидный песчаный фильтр, продувочный бак, аппарат нефтяной промывки или секцию удаления COS. Процесс удаления меркаптанов может производить различные потоки отходов, включая потоки отработанной щелочи и/или потоки, содержащие соединения серы. Например, может иметься смешанный поток 24 аминов и щелочи и/или поток 26 отработанной сульфидсодержащей щелочи. Смешанный поток 24 аминов и щелочи может содержать смесь щелочи и аминных соединений. Поток 26 отработанной сульфидсодержащей щелочи может содержать смесь щелочи и соединений серы.
Поток 8 сырья направляют в установку 102 обессеривания керосина, где он проходит обработку для обессеривания керосина с использованием известных способов. Поток сырья 8 как правило содержит керосин или реактивное топливо. В процессе обессеривания керосина содержащиеся в сырье меркаптаны конвертируются в дисульфиды с использованием неподвижного слоя катализатора. В обессеривании с неподвижным слоем используют реактор, который содержит слой активированного угля, пропитанный катализатором окисления меркаптанов и смоченный щелочью. Поток сырья смешивается с воздухом, и смесь пропускается через слой катализатора, где меркаптаны окисляются до дисульфидов. Выходной поток из реактора направляют в отстойник, в котором обработанный углеводород отделяется от щелочи. Слой катализатора периодически омывают щелочью для смачивания слоя и поддержания требуемой щелочности. Поток дисульфидов не производится. В установках обессеривания керосина может быть использована предварительная щелочная промывка для удаления из сырья нафтеновых кислот с получением нафтенсодержащей щелочи. Некоторые конфигурации включают в себя солевой фильтр. Способ описан в Handbook of Petroleum Refining Processes на стр. 11.34.The
Установка 102 обессеривания керосина как правило включает в себя один или более из следующих элементов оборудования: предварительная промывка в электростатическом коалесценторе, предварительная промывка в жидкостно-жидкостном коалесценторе, реактор/отстойник щелочи, аппарат водной промывки, соляной фильтр и глиняный фильтр. Процесс обессеривания керосина может производить различные потоки отходов, включая потоки отработанной щелочи и/или потоки, содержащие соединения серы. Например, может иметься поток 58 отработанной нафтенсодержащей щелочи. Поток 58 отработанной нафтенсодержащей щелочи может содержать смесь щелочи и нафтенов.The
Поток 6 сырья направляют в установку 104 обессеривания бензина, где он проходит обработку для обессеривания бензина с использованием известных способов. Поток 6 сырья как правило содержит материал в интервале кипения бензиновой фракции, такой как нафта полного диапазона кипения, легкая нафта, средняя нафта или тяжелая нафта. В процессе обессеривания нафты/бензина производится небольшое постоянное впрыскивание слабого щелочного раствора в слой катализатора. Для удаления H2S может быть использована предварительная промывка с получением сульфидов. Способ также может включать песчаный фильтр. Некоторые фенолы также будут удалены щелочью. Щелочь может содержать сульфидные, фенольные/крезольные примеси или их комбинацию. Эти способы описаны в Handbook of Petroleum Refining Processes на стр. 11.34–11.35.The feed stream 6 is sent to a
Установка 104 обессеривания бензина как правило включает в себя один или более из следующих элементов оборудования: щелочная предварительная промывка, реактор и песчаный фильтр. Процесс обессеривания бензина может производить различные потоки отходов, включая потоки отработанной щелочи и/или потоки, содержащие соединения серы. Например, может иметься поток 60 отработанной сульфид-/фенол-/крезолсодержащей щелочи. Поток 60 отработанной сульфид-/фенол-/крезолсодержащей щелочи может содержать смесь щелочи, соединений серы, фенольных/крезольных соединений. Поток 60 отработанной сульфид-/фенол-/крезолсодержащей щелочи может представлять собой один поток; в альтернативном варианте осуществления может быть два или более потоков, имеющих разные составы.The gasoline desulfurizer 104 typically includes one or more of the following items of equipment: an alkaline pre-wash, a reactor, and a sand filter. The gasoline desulfurization process can produce a variety of waste streams, including spent caustic streams and/or streams containing sulfur compounds. For example, there may be a spent sulfide-/phenol-/cresol-containing alkali stream 60. The spent sulfide-/phenol-/cresol-containing alkali stream 60 may contain a mixture of alkali, sulfur compounds, phenolic/cresol compounds. The spent sulfide-/phenol-/cresol-containing alkali stream 60 may be a single stream; in an alternative embodiment, there may be two or more streams having different compositions.
Потоки отходов из установки 100 удаления меркаптанов, установки 102 обессеривания керосина и/или установки 104 обессеривания бензина можно направлять в уравнительную емкость 112 для отработанной щелочи. Например, в уравнительную емкость для отработанной щелочи можно направлять один или более из следующих потоков: смешанный поток 24 аминов и щелочи, поток 26 отработанной сульфидсодержащей щелочи, поток 58 отработанной нафтенсодержащей щелочи или поток 60 отработанной сульфид-/фенол-/крезолсодержащей щелочи. Уравнительная емкость для отработанной щелочи может содержать один или более из следующих компонентов: Na2S, NaHS, NaOH, кислые нефти, MEA, DEA, COS, CS2, Na2CO3, Na2SO3, Na2SO4, NaCl, NaHCO3, фенолы, меркаптиды натрия (RSNa), меркаптаны (RSH), нафтенаты натрия, феноляты натрия, H2O, диэтанолмочевина.The waste streams from the
В некоторых вариантах осуществления может иметься поток 12 отработанного воздуха из аппарата отделения дисульфидов в установке 100 удаления меркаптанов. Поток 12 отработанного воздуха может быть направлен в газожидкостный сепаратор 108 отработанного воздуха, необязательно вместе с дополнительными потоками 16 отработанного воздуха из других технологических установок. Дополнительные потоки отработанного воздуха могут поступать из технологических установок, включающих без ограничений, установки обработки керосина и установки обработки бензина, или представлять собой иные потоки отработанного воздуха на нефтеперегонном заводе или комплексе. Поток 12 отработанного воздуха и дополнительные потоки 16 отработанного воздуха (при их наличии) разделяют на поток 18 отработанного воздуха и поток 20 отработанной щелочи в газожидкостном сепараторе 108 отработанного воздуха. В некоторых вариантах осуществления поток 18 отработанного воздуха из газожидкостного сепаратора 108 отработанного воздуха при необходимости может быть обработан угольным фильтром и выброшен в атмосферу через линию 19. Поток 20 отработанной щелочи из газожидкостного сепаратора 108 отработанного воздуха может быть направлен в уравнительную емкость 112 для отработанной щелочи.In some embodiments, there may be an
В некоторых вариантах осуществления могут иметься потоки отработанной воды из одной или более из установки 100 удаления меркаптанов или установки 102 обессеривания керосина. Поток 14 отработанной воды может включать в себя одно или более из аминных соединений или щелочи из аппарата водной промывки в установке 100 удаления меркаптанов. Поток 62 отработанной воды может представлять собой солевой раствор из аппарата водной промывки и/или песчаного фильтра в установке 102 обессеривания керосина. Поток 14 отработанной воды и/или поток 62 отработанной воды могут быть направлены в испаритель 110. Тепло 34, подводимое к испарителю 110, удаляет водяной пар 36. В некоторых вариантах осуществления тепло для испарителя 110 может поступать из описанной ниже системы термического окисления. Также можно использовать другие источники тепла. Сконцентрированный поток 32 отработанной воды может быть направлен в уравнительную емкость 112 для отработанной щелочи.In some embodiments, there may be waste water streams from one or more of the
В некоторых вариантах осуществления может иметься поток 22 нефти с дисульфидом из установки 100 удаления меркаптанов. Поток нефти с дисульфидом 22 может содержать дисульфиды и/или промывочную нефть/растворитель и щелочь из аппарата отделения дисульфидов в установке 100 удаления меркаптанов. Промывочную нефть используют для уменьшения количества дисульфидов в регенерированной щелочи. Источники промывочной нефти включают в себя, без ограничений, гидроочищенный керосин, гидроочищенную тяжелую нафту, гидроочищенную нафту полного диапазона кипения, гидроочищенную легкую нафту, риформат, алкилат, легкую нафту прямого отгона, обработанную для окисления меркаптанов, и легкую нафту жидкого каталитического крекинга, обработанную для окисления меркаптанов.In some embodiments, there may be a
Поток 22 нефти с дисульфидом может быть направлен в уравнительную емкость 106 для углеводородов, необязательно вместе с дополнительными потоками 28 углеводородных отходов из других технологических установок. Поток 22 нефти с дисульфидом и любые дополнительные потоки 28 углеводородных отходов (при их наличии) разделяются в уравнительной емкости 106 для углеводородов на поток 46 отработанной щелочи и поток 64 сернистых углеводородов. Поток 46 отработанной щелочи может быть направлен в уравнительную емкость 112 для отработанной щелочи.The
В некоторых вариантах осуществления один или более потоков 54 отработанной щелочи из других технологических установок могут быть направлены в уравнительную емкость 112 для отработанной щелочи.In some embodiments, one or more waste
В некоторых вариантах осуществления один или более водных потоков 56 из установки 100 удаления меркаптанов, установки 102 обессеривания керосина и/или установки 104 обессеривания бензина могут быть направлены непосредственно в уравнительную емкость 112 для отработанной щелочи без отправки в испаритель 110.In some embodiments, one or more of the water streams 56 from the
Смешанный поток 66 отработанной щелочи из уравнительной емкости 112 для отработанной щелочи направляют в систему термического окисления. Давление в уравнительной емкости 112 для отработанной щелочи регулируется с использованием пуш-пульной системы, позволяющей отработанной щелочи течь в систему термического окисления. Давление в уравнительной емкости 112 для отработанной щелочи регулируется путем направления по меньшей мере одного из сжиженного нефтяного газа, топливного газа или отходящего газа в уравнительную емкость 112 для отработанной щелочи по линии 42. Избыток сжиженного нефтяного газа, топливного газа или отходящего газа отводят в газожидкостный сепаратор 114 топливного газа по линии 44. Такие пуш-пульные системы хорошо известны в данной области.The mixed waste
Аналогичным образом давление в уравнительной емкости 106 для углеводородов регулируется с использованием пуш-пульной системы путем направления по меньшей мере одного из сжиженного нефтяного газа, топливного газа или отходящего газа в уравнительную емкость 106 для углеводородов по линии 30. Избыток сжиженного нефтяного газа, топливного газа или отходящего газа отводят в газожидкостный сепаратор 114 топливного газа по линиям 38 и 44. Конденсированные жидкие углеводороды из донной части газожидкостного сепаратора топливного газа могут быть направлены в уравнительную емкость 106 для углеводородов по линии 52.Similarly, the pressure in
Сжиженный нефтяной газ, топливный газ или отходящий газ подают в газожидкостный сепаратор топливного газа по линии 48. Дополнительный отходящий газ из других технологических установок может быть подан в газожидкостный сепаратор топливного газа по линии 50.LPG, fuel gas or off-gas is fed to the fuel gas gas-liquid separator via line 48. Additional off-gas from other process units may be fed to the fuel gas gas-liquid separator via line 50.
Смешанный поток 66 отработанной щелочи из уравнительной емкости 112 для отработанной щелочи направляют в секцию 116 термического окисления и гашения системы термического окисления. Система термического окисления включает секцию 116 термического окисления и гашения, секцию 118 удаления твердых частиц, секцию 120 удаления оксида серы и необязательно комбинированную секцию удаления оксида азота и секцию 122 разрушения диоксина/фуранов.The mixed
В некоторых вариантах осуществления поток 64 сернистых углеводородов из уравнительной емкости 106 для углеводородов может быть направлен в секцию 116 термического окисления и гашения.In some embodiments,
Топливный газ из газожидкостного сепаратора 114 топливного газа может быть направлен в секцию 116 термического окисления и гашения по линиям 72 и 74. Топливный газ в линии 74 и воздух для сжигания 68 направляют в секцию 116 термического окисления и гашения для сжигания смешанного потока 66 отработанной щелочи и необязательно потока 64 сернистых углеводородов. Необязательно поток 18 отработанного воздуха из газожидкостного сепаратора 108 отработанного воздуха может быть подан в секцию 116 термического окисления и гашения либо напрямую по линии 70, либо путем смешивания с воздухом 68 для сжигания.The fuel gas from the gas-liquid
Смешанный поток 66 отработанной щелочи и поток 64 сернистых углеводородов (при его наличии) термически окисляются в секции 116 термического окисления и гашения. Часть термического окислителя работает при температуре в диапазоне 800–1300 °C со временем выдержки от 0,5 до 2 секунд. Необязательная секция селективного некаталитического восстановления (SNCR), которая может присутствовать в некоторых случаях, будет работать при температуре в диапазоне 800–1000 °C со временем выдержки от 0,2 до 1 секунды. Стадия термического окисления будет отделена от стадии восстановления SNCR штуцерной стенкой в сосуде. Ионы натрия реагируют с CO2 и O2 от сжигания углеводородов с образованием оксида натрия и твердых частиц карбоната, включая, без ограничений, Na2O, Na2CO3 и NaHCO3 (и его гидраты). NaHCO3 может далее конвертироваться в Na2CO3. Сульфиды из потока отработанной щелочи конвертируются в твердые частицы окисленной серы, включая без ограничений SO2 и SO3. Образующиеся дымовые газы текут в секцию гашения, где температура потока дымовых газов понижается до температуры насыщения и образуются твердые частицы.The mixed
Часть твердых частиц окисленной серы и/или твердых частиц карбоната может быть удалена из секции 116 термического окисления и гашения по линии 78.A portion of the oxidized sulfur solids and/or carbonate solids may be removed from thermal oxidation and quench
Дымовой газ из секции 116 термического окисления и гашения направляют в секцию 118 удаления твердых частиц по линии 90. Газообразные материалы смешиваются с водным раствором щелочи 124 для отделения твердых частиц от газообразных материалов. Подходящие установки удаления твердых частиц известны в данной области и включают в себя, без ограничений, мокрые электрофильтры (WESP), скрубберы Вентури и т.п., как известно специалистам в данной области.The flue gas from the thermal oxidation and quench
Дымовой газ, смешанный с твердыми частицами из секции 118 удаления твердых частиц, поступает в секцию 120 удаления оксида серы по линии 92. Поток 84 щелочи подается в секцию 120 удаления оксида серы в верхней части, протекает вниз и контактирует с дымовым газом из секции 118 удаления твердых частиц. В насадке происходит удаление SO2 и SO3 из дымового газа путем их конвертации в соли натрия. Присутствие Na2CO3 и NaHCO3, которые образовались выше по потоку в секции 116 термического окисления и гашения, помогает в получении щелочного раствора, тем самым значительно снижая потребность в подпитке NaOH в секции 120 удаления оксида серы. Протекающие в секции 120 удаления оксида серы реакции приводят к образованию и/или конверсии твердых частиц сульфата и сульфита натрия, включая, без ограничений, Na2SO3, Na2SO4 и NaHSO3. Нейтральные соли натрия (и потенциально некоторые твердые частицы) могут быть удалены из секции 120 удаления оксида серы по линии 82.The flue gas mixed with solids from the
Если во входном потоке сырья имеются какие-либо галогены, это может привести к образованию диоксина и/или фуранов. Эти соединения должны быть удалены перед выбросом газов в атмосферу. Поэтому в некоторых вариантах осуществления дымовой газ из секции 120 удаления оксида серы направляют в комбинированную секцию удаления оксида азота и секцию 122 разрушения диоксина/фуранов по линии 94. Топливный газ из газожидкостного сепаратора 114 топливного газа может быть направлен в комбинированную секцию удаления оксида азота и секцию 122 разрушения диоксина/фуранов по линиям 72 и 76. Топливный газ в линии 76 и воздух 88 для сжигания направляют в комбинированную секцию удаления оксида азота и секцию 122 разрушения диоксина/фуранов для сжигания. В комбинированную секцию удаления оксида азота и секцию 122 разрушения диоксина/фуранов может быть подан поток 86 аммиака и/или мочевины. Любые диоксины или фурановые соединения в дымовом газе из секции удаления оксида серы удаляют и/или NOx восстанавливают до N2 с образованием обработанного газа. Обработанный газ 96 может быть выпущен в атмосферу из трубы в комбинированной секции удаления оксида азота и секции 122 разрушения диоксина/фуранов.If there are any halogens in the feed stream, this can lead to the formation of dioxin and/or furans. These compounds must be removed before the gases are released into the atmosphere. Therefore, in some embodiments, the flue gas from the sulfur
Подпиточная вода 77 может быть подана в секцию 116 термического окисления и гашения и/или подпиточная вода 80 может быть подана в секцию 120 удаления оксида серы. Подпиточная вода 77 и 80 может быть получена из одной или более из установки 100 удаления меркаптанов, установки 102 обессеривания керосина или установки 104 обессеривания бензина.Make-up water 77 may be supplied to the thermal oxidation and quench
ПРИМЕРEXAMPLE
На Фиг. 2 показана типичная установка 200 удаления меркаптанов (MRU) с указанием ряда потоков отходов, которые требуют раздельной обработки. В большинстве случаев обработка различных потоков будет зависеть от конкретного места,On FIG. 2 shows a typical mercaptan removal unit (MRU) 200, indicating a number of waste streams that require separate treatment. In most cases, the processing of different streams will depend on the specific location,
Например, поток 205 отработанного воздуха поступает из аппарата отделения дисульфидов и/или продувочного бака в MRU и содержит 1–2% серы. Поток 205 отработанного воздуха может быть направлен в установку 210 обработки, которая может представлять собой топочную камеру огневого нагревателя, выпущен в атмосферу или направлен на угольный фильтр. В некоторых случаях требуется дополнительная обработка выбросов SOx.For example,
Поток 215 нефти с дисульфидом содержит дисульфиды и/или промывочную нефть/растворитель и щелочь и поступает из аппарата отделения дисульфидов. Поток нефти с дисульфидом 215 может быть направлен в установку 220 в качестве входного потока для гидроочистителя, каталитического расщепителя или термического расщепителя, он может быть смешан с топливными нефтепродуктами, или он может быть утилизирован лицензированной компанией по переработке отходов.The
Поток отработанной щелочи 225 содержит сульфид-, нафтен-,
фенол-/крезолсодержащую щелочь. Поток отработанной щелочи может поступать из установки предварительной промывки или экстрактора. Поток отработанной щелочи может проходить обработку в установке 230, такую как окисление влажным воздухом, нейтрализацию, химическое окисление, сжигание, разбавление или утилизацию лицензированной компанией по переработке отходов.The spent
phenol-/cresol-containing alkali. The waste caustic stream may come from a pre-washer or extractor. The waste caustic stream may be treated in
Поток 235 конденсата поступает из нагревателя щелочи и может быть обработан в установке 240 очистки сточных вод. Поток 245 воды обратной промывки из песчаного фильтра также может быть обработан в установке 240 очистки сточных вод. Поток 250 отработанной воды из аппарата водной промывки может также быть обработан в установке 240 очистки сточных вод.The
Поток 255 отработанного раствора с участка удаления COS может быть направлен в установку 260 обработки, такую как систему сбора отработанного амина или систему утилизации отработанной щелочи.The spent
В отличие от этого, на Фиг. 3 показано, как можно использовать систему термического окисления для обработки всех потоков из установки 300 удаления меркаптанов MRU. Поток 305 отработанного воздуха, поток 310 нефти с дисульфидом, поток 315 отработанной щелочи, поток 320 конденсата, поток 325 воды обратной промывки, поток 330 отработанной воды и поток 335 отработанного раствора могут быть все направлены в систему 340 термического окисления, где их обрабатывают. Как обсуждалось выше, система термического окисления включает в себя секцию термического окисления и гашения, секцию удаления твердых частиц и секцию удаления оксида серы, а также необязательно комбинированную секцию удаления оксида азота и секцию разрушения диоксина/фуранов.In contrast, in Fig. 3 shows how a thermal oxidation system can be used to process all streams from an
Любые из упомянутых выше трубопроводов, каналов, блоков, отдельных устройств, сосудов, окружающего пространства, зон и т.п. могут быть оборудованы одним или более компонентами мониторинга, включая датчики, измерительные устройства, устройства считывания данных или устройства передачи данных. Результаты измерения сигналов, процесса или состояния, а также данные от компонентов мониторинга можно использовать для контроля условий внутри технологического оборудования, а также вокруг него и на его поверхности. Сигналы, результаты измерений и/или данные, сгенерированные или зарегистрированные компонентами мониторинга, могут быть собраны, обработаны и/или переданы через одну или более сетей или соединений, которые могут быть защищенными или открытыми, общими или выделенными, прямыми или непрямыми, проводными или беспроводными, шифрованными или без шифрования и/или могут представлять собой их комбинацию (-и); описание не устанавливает никаких ограничений в этом отношении.Any of the above-mentioned pipelines, channels, blocks, individual devices, vessels, surroundings, zones, etc. may be equipped with one or more monitoring components, including sensors, measuring devices, data readers, or data communication devices. Signal, process or condition measurements and data from monitoring components can be used to monitor conditions within, around and on the process equipment. Signals, measurements and/or data generated or recorded by monitoring components may be collected, processed and/or transmitted over one or more networks or connections, which may be secure or open, shared or dedicated, direct or indirect, wired or wireless. , encrypted or not encrypted and/or may be a combination(s) thereof; the description does not establish any restrictions in this regard.
Сигналы, измерения и/или данные, сгенерированные или зарегистрированные компонентами мониторинга, могут быть переданы на одно или более вычислительных устройств или систем. Вычислительные устройства или системы могут включать в себя по меньшей мере один процессор и память, хранящую машиночитаемые инструкции, которые при исполнении по меньшей мере одним процессором приводят к выполнению одним или более вычислительными устройствами способа, который может включать одну или более стадий. Например, одно или более вычислительных устройств могут быть выполнены с возможностью приема от одного или более компонентов мониторинга данных, относящихся к по меньшей мере одному компоненту оборудования, связанного со способом. Одно или более вычислительных устройств или систем могут быть выполнены с возможностью анализа данных. На основании анализа данных одно или более вычислительных устройств или систем могут быть выполнены с возможностью определения одной или более рекомендованных корректировок для одного или более параметров одного или более способов, описанных в настоящем документе. Одно или более вычислительных устройств или систем могут быть выполнены с возможностью передачи зашифрованных или незашифрованных данных, которые включают в себя одну или более рекомендуемых корректировок для одного или более параметров одного или более способов, описанных в настоящем документе.The signals, measurements and/or data generated or recorded by the monitoring components may be transmitted to one or more computing devices or systems. Computing devices or systems may include at least one processor and a memory storing machine-readable instructions that, when executed by at least one processor, cause one or more computing devices to execute a method, which may include one or more steps. For example, one or more computing devices may be configured to receive from one or more monitoring components data related to at least one piece of equipment associated with the method. One or more computing devices or systems may be configured to analyze data. Based on data analysis, one or more computing devices or systems may be configured to determine one or more recommended adjustments for one or more parameters of one or more of the methods described herein. One or more computing devices or systems may be configured to transmit encrypted or unencrypted data that includes one or more recommended adjustments for one or more parameters of one or more of the methods described herein.
Специалистам в данной области следует понимать, что на графических материалах не показаны различные другие компоненты, такие как клапаны, насосы, фильтры, охладители и т. д., поскольку считается, что данные устройства хорошо известны специалистам в данной области и их описание не является необходимым для практической реализации или понимания вариантов осуществления настоящего изобретения.Those skilled in the art should understand that the drawings do not show various other components such as valves, pumps, filters, coolers, etc., as these devices are believed to be well known to those skilled in the art and description is not necessary. for the practical implementation or understanding of the embodiments of the present invention.
В приведенном выше подробном описании изобретения был представлен по меньшей мере один пример осуществления, но следует понимать, что существует больше его вариантов. Следует также понимать, что пример осуществления или примеры осуществления являются лишь примерами и не предназначены для ограничения каким-либо образом объема, применимости или конфигурации изобретения. Наоборот, приведенное выше подробное описание предоставит специалистам в данной области удобную концепцию для реализации примера осуществления изобретения, при этом следует понимать, что функции и расположения элементов, описанные в примере осуществления, могут быть различным образом изменены без отступления от объема изобретения, изложенного в прилагаемой формуле изобретения и ее правовых эквивалентах.In the above detailed description of the invention, at least one embodiment has been presented, but it should be understood that there are more variants of it. It should also be understood that the exemplary or exemplary embodiments are merely exemplary and are not intended to limit in any way the scope, applicability, or configuration of the invention. On the contrary, the above detailed description will provide those skilled in the art with a convenient concept for implementing the exemplary embodiment, it being understood that the functions and arrangements of the elements described in the exemplary embodiment may be varied in various ways without departing from the scope of the invention as set forth in the appended claims. invention and its legal equivalents.
Конкретные варианты осуществленияSpecific Embodiments
Хотя приведенное ниже описание относится к конкретным вариантам осуществления, следует понимать, что настоящее описание предназначено для иллюстрации, а не ограничения объема предшествующего описания и прилагаемой формулы изобретения.While the following description refers to specific embodiments, it should be understood that the present description is intended to be illustrative and not to limit the scope of the foregoing description and the appended claims.
Первый вариант осуществления изобретения представляет собой интегрированный способ извлечения меркаптанов и/или обессеривания, объединенный с термическим окислением и обработкой дымовых газов, для уменьшения количества серы в углеводородном сырье, включающий направление потока отработанной жидкости в уравнительную емкость для отработанной щелочи, причем отработанная жидкость содержит по меньшей мере одно из смешанного потока аминов и щелочи из установки удаления меркаптанов; потока отработанной щелочи из установки удаления меркаптанов; потока отработанной нафтенсодержащей щелочи из установки обессеривания керосина; потока отработанной сульфид-, фенол-/крезолсодержащей щелочи из установки обессеривания бензина или установки обессеривания керосина или обеих установок; или потока отработанной щелочи из другой технологической установки; пропускание смешанного потока отработанной щелочи из уравнительной емкости для отработанной щелочи в секцию термического окисления и гашения системы термического окисления, при этом смешанный поток отработанной щелочи содержит по меньшей мере одно соединение серы, причем система термического окисления содержит секцию термического окисления и гашения, секцию удаления твердых частиц и секцию удаления оксида серы; окисление по меньшей мере одного соединения серы в секции термического окисления и гашения с образованием твердых частиц окисленной серы и твердых частиц карбоната в дымовом газе; отделение части твердых частиц окисленной серы или твердых частиц карбоната от дымового газа в секции удаления твердых частиц; конвертацию части твердых частиц окисленной серы в секции удаления оксида серы путем приведения дымового газа в контакт со щелочью с образованием твердых частиц сульфата или сульфита натрия; и удаление части одного или более из твердых частиц окисленной серы или твердых частиц карбоната. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, любой или все из предшествующих вариантов осуществления, представленных в данном разделе, вплоть до первого варианта осуществления, представленного в данном разделе, в которых система термического окисления дополнительно содержит комбинированную секцию удаления оксида азота и секцию разрушения диоксина/фуранов, и при этом способ дополнительно включает: направление дымового газа из секции удаления оксида серы в комбинированную секцию удаления оксида азота и секцию разрушения диоксина/фуранов и по меньшей мере одно из удаления любых диоксиновых или фурановых соединений в дымовом газе из секции удаления оксида серы, или восстановления NOx до N2 с образованием обработанных газов; и выпуск обработанных газов из трубы. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, любой или все из предшествующих вариантов осуществления, представленных в данном разделе, вплоть до первого варианта осуществления, представленного в данном разделе, дополнительно включающих направление потока нефти с дисульфидом из установки удаления меркаптанов в уравнительную емкость для углеводородов, причем поток нефти с дисульфидом содержит дисульфиды и/или промывочную нефть/растворитель и щелочь; направление потока сернистых углеводородов из уравнительной емкости для углеводородов в секцию термического окисления и гашения; и необязательно направление потока углеводородных отходов из технологической установки в уравнительную емкость для углеводородов. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, любой или все из предшествующих вариантов осуществления, представленных в данном разделе, вплоть до первого варианта осуществления, представленного в данном разделе, дополнительно включающих направление потока отработанной щелочи из уравнительной емкости для углеводородов в уравнительную емкость для отработанной щелочи. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, любой или все из предшествующих вариантов осуществления, представленных в данном разделе, вплоть до первого варианта осуществления, представленного в данном разделе, дополнительно включающих направление отработанного воздуха из аппарата отделения дисульфидов в установке удаления меркаптанов в газожидкостный сепаратор отработанного воздуха; направление потока отработанной щелочи из газожидкостного сепаратора отработанного воздуха в уравнительную емкость для отработанной щелочи; и необязательно направление дополнительного потока отработанного воздуха из технологической установки в газожидкостный сепаратор отработанного воздуха. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, любой или все из предшествующих вариантов осуществления, представленных в данном разделе, вплоть до первого варианта осуществления, представленного в данном разделе, дополнительно включающих направление потока отработанного воздуха из газожидкостного сепаратора отработанного воздуха в секцию термического окисления и гашения. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, любой или все из предшествующих вариантов осуществления, представленных в данном разделе, вплоть до первого варианта осуществления, представленного в данном разделе, дополнительно включающих направление воздуха для сжигания в секцию термического окисления и гашения или в комбинированную секцию удаления оксида азота и секцию разрушения диоксина/фуранов или в обе секции. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, любой или все из предшествующих вариантов осуществления, представленных в данном разделе, вплоть до первого варианта осуществления, представленного в данном разделе, дополнительно включающих одно или более из направления первого потока отработанной воды из установки удаления меркаптанов в испаритель, причем первый поток отработанной воды содержит воду и одно или более из щелочи или аминного соединения; или направления второго потока отработанной воды из установки обработки керосина, при этом второй поток отработанной воды содержит по меньшей мере воду и солевой раствор; и удаления воды из по меньшей мере одного из первого или второго потоков отработанной воды с образованием упаренного потока, имеющего сниженное количество воды; и направления упаренного потока в уравнительную емкость для отработанной щелочи. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, любой или все из предшествующих вариантов осуществления, представленных в данном разделе, вплоть до первого варианта осуществления, представленного в данном разделе, в которых тепло для испарения поступает из секции термического окисления и гашения или из внешнего источника тепла. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, любой или все из предшествующих вариантов осуществления, представленных в данном разделе, вплоть до первого варианта осуществления, представленного в данном разделе, дополнительно включающих направление по меньшей мере одного из сжиженного нефтяного газа, топливного газа или отходящего газа в газожидкостный сепаратор топливного газа; и направление потока топливного газа из газожидкостного сепаратора топливного газа в по меньшей мере одну из секции термического окисления и гашения или комбинированной секции удаления оксида азота и секции разрушения диоксина/фуранов. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, любой или все из предшествующих вариантов осуществления, представленных в данном разделе, вплоть до первого варианта осуществления, представленного в данном разделе, дополнительно включающих направление потока углеводородов из газожидкостного сепаратора топливного газа в уравнительную емкость для углеводородов. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, любой или все из предшествующих вариантов осуществления, представленных в данном разделе, вплоть до первого варианта осуществления, представленного в данном разделе, дополнительно включающих регулирование давления в по меньшей мере одной из уравнительной емкости для отработанной щелочи или уравнительной емкости для углеводородов в пуш-пульной системе путем направления по меньшей мере одного из сжиженного нефтяного газа, топливного газа или отходящего газа в по меньшей мере одну из уравнительной емкости для отработанной щелочи или уравнительной емкости для углеводородов; и отведение избытка сжиженного нефтяного газа, топливного газа или отходящего газа в газожидкостный сепаратор топливного газа. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, любой или все из предшествующих вариантов осуществления, представленных в данном разделе, вплоть до первого варианта осуществления, представленного в данном разделе, в которых удаление одного или более из части твердых частиц окисленной серы или твердых частиц карбоната включает по меньшей мере одно из удаления по меньшей мере части твердых частиц карбоната из одного или более из секции термического окисления и гашения, секции удаления твердых частиц и секции удаления оксида серы; или удаления по меньшей мере части твердых частиц окисленной серы из одного или более из секции удаления оксида серы, или секции термического окисления и гашения, или секции удаления твердых частиц. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, любой или все из предшествующих вариантов осуществления, представленных в данном разделе, вплоть до первого варианта осуществления, представленного в данном разделе, дополнительно включающих направление потока подпиточной воды в по меньшей мере одну из уравнительной емкости для отработанной щелочи, секции термического окисления и гашения и секции удаления оксида серы; причем поток подпиточной воды содержит поток воды из по меньшей мере одной из установки удаления меркаптанов, установки обработки керосина или установки обработки бензина. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, любой или все из предшествующих вариантов осуществления, представленных в данном разделе, вплоть до первого варианта осуществления, представленного в данном разделе, дополнительно включающих направление потока щелочи в секцию удаления оксида серы, причем поток щелочи поступает из по меньшей мере одной из установки удаления меркаптанов, установки обработки керосина или установки обработки бензина. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, любой или все из предшествующих вариантов осуществления, представленных в данном разделе, вплоть до первого варианта осуществления, представленного в данном разделе, дополнительно включающих направление по меньшей мере одного из аммиака, мочевины, воздуха для сжигания или топливного газа в комбинированную секцию удаления оксида азота и секцию разрушения диоксина/фуранов.A first embodiment of the invention is an integrated mercaptan recovery and/or desulfurization process combined with thermal oxidation and flue gas treatment to reduce the amount of sulfur in a hydrocarbon feed, comprising directing a spent fluid stream to a spent alkali surge tank, wherein the spent fluid contains at least at least one of the mixed stream of amines and alkali from the mercaptan removal unit; a spent alkali stream from a mercaptan removal unit; the flow of spent naphthenic alkali from the kerosene desulfurization unit; a spent sulfide, phenol/cresol containing alkali stream from a gasoline desulfurization unit or a kerosene desulfurization unit or both; or a spent alkali stream from another process unit; passing the mixed spent alkali stream from the spent alkali surge tank to the thermal oxidation and quenching section of the thermal oxidation system, wherein the mixed spent alkali stream contains at least one sulfur compound, the thermal oxidation system comprising a thermal oxidation and quenching section, a solids removal section and a sulfur oxide removal section; oxidizing at least one sulfur compound in the thermal oxidation and quench section to form oxidized sulfur particulates and carbonate particulates in the flue gas; separating a portion of the oxidized sulfur solids or carbonate solids from the flue gas in the solids removal section; converting a portion of the oxidized sulfur solids in the sulfur oxide removal section by contacting the flue gas with an alkali to form sodium sulfate or sulfite solids; and removing a portion of one or more of the oxidized sulfur solids or carbonate solids. An embodiment of the invention is one, any or all of the previous embodiments presented in this section, up to the first embodiment presented in this section, in which the thermal oxidation system further comprises a combined nitrogen oxide removal section and a dioxin/furan destruction section, and wherein the method further comprises: directing flue gas from the sulfur oxide removal section to a combined nitrogen oxide removal section and a dioxin/furan destruction section, and at least one of removing any dioxin or furan compounds in the flue gas from the sulfur oxide removal section, or reducing NO x to N 2 with the formation of treated gases; and the release of treated gases from the pipe. An embodiment of the invention is one, any, or all of the preceding embodiments presented in this section, up to the first embodiment presented in this section, further comprising directing a disulfide oil stream from a mercaptan removal unit to a hydrocarbon surge tank, wherein the stream oil with disulfide contains disulfides and/or wash oil/solvent and alkali; directing the flow of sour hydrocarbons from the hydrocarbon surge tank to the thermal oxidation and quench section; and optionally directing the hydrocarbon waste stream from the process unit to a hydrocarbon surge tank. An embodiment of the invention is one, any, or all of the preceding embodiments presented in this section, up to and including the first embodiment presented in this section, further comprising directing a spent caustic flow from a hydrocarbon surge vessel to a spent caustic surge vessel. An embodiment of the invention is one, any or all of the previous embodiments presented in this section, up to the first embodiment presented in this section, further comprising directing the exhaust air from the disulfide separation apparatus in the mercaptan removal plant to an exhaust air gas-liquid separator; directing the waste alkali flow from the exhaust air gas-liquid separator to the waste alkali surge tank; and optionally directing the additional exhaust air flow from the process unit to the exhaust air gas/liquid separator. An embodiment of the invention is one, any or all of the previous embodiments presented in this section, up to the first embodiment presented in this section, further comprising directing the exhaust air flow from the exhaust air gas-liquid separator to the thermal oxidation and quench section. An embodiment of the invention is one, any or all of the preceding embodiments presented in this section, up to the first embodiment presented in this section, further comprising directing combustion air to a thermal oxidation and quench section or a combined nitrogen oxide removal section and a dioxin/furan destruction section, or both. An embodiment of the invention is one, any or all of the preceding embodiments presented in this section, up to the first embodiment presented in this section, further comprising one or more of directing the first flow of waste water from the mercaptan removal unit to the evaporator, and the first waste water stream contains water and one or more of an alkali or an amine compound; or directing a second waste water stream from the kerosene treatment plant, wherein the second waste water stream contains at least water and brine; and removing water from at least one of the first or second waste water streams to form a stripped stream having a reduced amount of water; and directing the evaporated stream to a surge tank for waste alkali. An embodiment of the invention is one, any or all of the previous embodiments presented in this section, up to the first embodiment presented in this section, in which the heat for evaporation comes from the thermal oxidation and quench section or from an external heat source. An embodiment of the invention is one, any or all of the preceding embodiments presented in this section, up to the first embodiment presented in this section, further comprising directing at least one of liquefied petroleum gas, fuel gas or exhaust gas to a gas-liquid fuel gas separator; and directing the fuel gas flow from the gas-liquid fuel gas separator to at least one of the thermal oxidation and quenching section or the combined nitrogen oxide removal section and the dioxin/furan destruction section. An embodiment of the invention is one, any, or all of the preceding embodiments presented in this section, up to and including the first embodiment presented in this section, further comprising directing the flow of hydrocarbons from the fuel gas gas/liquid separator to a hydrocarbon surge vessel. An embodiment of the invention is one, any or all of the previous embodiments presented in this section up to the first embodiment presented in this section, further comprising adjusting the pressure in at least one of the waste caustic surge tank or the waste caustic surge tank. hydrocarbons in the push-pull system by directing at least one of the liquefied petroleum gas, fuel gas, or waste gas to at least one of the waste caustic surge tank or the hydrocarbon surge tank; and diverting excess liquefied petroleum gas, fuel gas, or off-gas to a gas-liquid fuel gas separator. An embodiment of the invention is one, any or all of the previous embodiments presented in this section, up to the first embodiment presented in this section, wherein the removal of one or more of a portion of the oxidized sulfur solids or carbonate solids comprises at least at least one of removing at least a portion of the carbonate solids from one or more of the thermal oxidation and quench section, the solids removal section, and the sulfur oxide removal section; or removing at least a portion of the oxidized sulfur solids from one or more of the sulfur oxide removal section, or the thermal oxidation and quench section, or the particulate removal section. An embodiment of the invention is one, any or all of the previous embodiments presented in this section, up to the first embodiment presented in this section, further comprising directing the flow of make-up water to at least one of the spent alkali surge tank, section thermal oxidation and quenching and sulfur oxide removal sections; wherein the make-up water stream comprises a water stream from at least one of a mercaptan removal unit, a kerosene treatment unit, or a gasoline treatment unit. An embodiment of the invention is one, any or all of the preceding embodiments presented in this section, up to the first embodiment presented in this section, further comprising directing an alkali stream to a sulfur oxide removal section, the alkali stream coming from at least one of a mercaptan removal plant, a kerosene treatment plant, or a gasoline treatment plant. An embodiment of the invention is one, any or all of the preceding embodiments presented in this section, up to the first embodiment presented in this section, further comprising directing at least one of ammonia, urea, combustion air, or fuel gas to a combined nitric oxide removal section; and a dioxin/furan destruction section.
Второй вариант осуществления изобретения представляет собой интегрированный способ извлечения меркаптанов и/или обессеривания, объединенный с термическим окислением и обработкой дымовых газов, для уменьшения количества серы в углеводородном сырье, включающий направление потока отработанной жидкости в уравнительную емкость для отработанной щелочи, причем отработанная жидкость содержит по меньшей мере одно из смешанного потока аминов и щелочи из установки удаления меркаптанов; потока отработанной сульфидсодержащей щелочи из установки удаления меркаптанов; потока отработанной нафтенсодержащей щелочи из установки обессеривания керосина; потока отработанной сульфид-,
фенол-/крезолсодержащей щелочи из установки обессеривания бензина или установки обессеривания керосина или обеих установок; или потока отработанной щелочи из другой технологической установки; пропускание смешанного потока отработанной щелочи из уравнительной емкости для отработанной щелочи в секцию термического окисления и гашения системы термического окисления, при этом смешанный поток отработанной щелочи содержит по меньшей мере одно соединение серы, причем система термического окисления содержит секцию термического окисления и гашения, секцию удаления твердых частиц, секцию удаления оксида серы и комбинированную секцию удаления оксида азота и секцию разрушения диоксина/фуранов; окисление по меньшей мере одного соединения серы в секции термического окисления и гашения с образованием твердых частиц окисленной серы и твердых частиц карбоната в дымовом газе; отделение части твердых частиц окисленной серы или твердых частиц карбоната от дымового газа в секции удаления твердых частиц; конвертацию части твердых частиц окисленной серы в секции удаления оксида серы путем приведения дымового газа в контакт со щелочью с образованием твердых частиц сульфата или сульфита натрия; и удаление части одного или более из твердых частиц окисленной серы или твердых частиц карбоната из одного или более из секции термического окисления и гашения или секции удаления оксида серы; направление дымового газа из секции удаления оксида серы в комбинированную секцию удаления оксида азота и секцию разрушения диоксина/фуранов и по меньшей мере одно из удаления любых диоксиновых или фурановых соединений в дымовом газе из секции удаления оксида серы, или восстановления NOx до N2 с образованием обработанных газов; и выпуск обработанных газов из трубы. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, любой или все из предшествующих вариантов осуществления, представленных в данном разделе, вплоть до второго варианта осуществления, представленного в данном разделе, дополнительно включающих регулирование давления в по меньшей мере одной из уравнительной емкости для отработанной щелочи или уравнительной емкости для углеводородов в пуш-пульной системе путем направления по меньшей мере одного из сжиженного нефтяного газа, топливного газа или отходящего газа в по меньшей мере одну из уравнительной емкости для отработанной щелочи или уравнительной емкости для углеводородов; и отведение избытка сжиженного нефтяного газа, топливного газа или отходящего газа в газожидкостный сепаратор топливного газа. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, любой или все из предшествующих вариантов осуществления, представленных в данном разделе, вплоть до второго варианта осуществления, представленного в данном разделе, дополнительно включающих направление потока нефти с дисульфидом из установки удаления меркаптанов в уравнительную емкость для углеводородов, причем поток нефти с дисульфидом содержит дисульфиды и/или промывочную нефть/растворитель и щелочь; направление потока сернистых углеводородов из уравнительной емкости для углеводородов в секцию термического окисления и гашения; необязательно направление потока углеводородных отходов из технологической установки в уравнительную емкость для углеводородов; и направление потока отработанной щелочи из уравнительной емкости для углеводородов в уравнительную емкость для отработанной щелочи. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, любой или все из предшествующих вариантов осуществления, представленных в данном разделе, вплоть до второго варианта осуществления, представленного в данном разделе, дополнительно включающих направление отработанного воздуха из аппарата отделения дисульфидов в установке удаления меркаптанов в газожидкостный сепаратор отработанного воздуха; направление потока отработанной щелочи из газожидкостного сепаратора отработанного воздуха в уравнительную емкость для отработанной щелочи; необязательно направление дополнительного потока отработанного воздуха из технологической установки в газожидкостный сепаратор отработанного воздуха; и направление потока отработанного воздуха из газожидкостного сепаратора отработанного воздуха в секцию термического окисления и гашения.A second embodiment of the invention is an integrated mercaptan recovery and/or desulfurization process combined with thermal oxidation and flue gas treatment to reduce the amount of sulfur in a hydrocarbon feed, comprising directing a spent fluid stream to a spent alkali surge tank, wherein the spent fluid contains at least at least one of the mixed stream of amines and alkali from the mercaptan removal unit; a spent sulfide-containing alkali stream from a mercaptan removal unit; the flow of spent naphthenic alkali from the kerosene desulfurization unit; flow of waste sulfide,
phenol-/cresol-containing alkali from a gasoline desulfurization unit or a kerosene desulfurization unit, or both; or a spent alkali stream from another process unit; passing the mixed spent alkali stream from the spent alkali surge tank to the thermal oxidation and quenching section of the thermal oxidation system, wherein the mixed spent alkali stream contains at least one sulfur compound, the thermal oxidation system comprising a thermal oxidation and quenching section, a solids removal section , a sulfur oxide removal section and a combined nitrogen oxide removal section and a dioxin/furan destruction section; oxidizing at least one sulfur compound in the thermal oxidation and quench section to form oxidized sulfur particulates and carbonate particulates in the flue gas; separating a portion of the oxidized sulfur solids or carbonate solids from the flue gas in the solids removal section; converting a portion of the oxidized sulfur solids in the sulfur oxide removal section by contacting the flue gas with an alkali to form sodium sulfate or sulfite solids; and removing a portion of one or more of the oxidized sulfur solids or carbonate solids from one or more of the thermal oxidation and quench section or the sulfur oxide removal section; directing the flue gas from the sulfur oxide removal section to a combined nitrogen oxide removal section and a dioxin/furan destruction section and at least one of removing any dioxin or furan compounds in the flue gas from the sulfur oxide removal section, or reducing NOx to N 2 to form treated gases; and the release of treated gases from the pipe. An embodiment of the invention is one, any or all of the preceding embodiments presented in this section up to the second embodiment presented in this section, further comprising adjusting the pressure in at least one of the waste caustic surge tank or the waste caustic surge tank. hydrocarbons in the push-pull system by directing at least one of the liquefied petroleum gas, fuel gas, or waste gas to at least one of the waste caustic surge tank or the hydrocarbon surge tank; and diverting excess liquefied petroleum gas, fuel gas, or off-gas to a gas-liquid fuel gas separator. An embodiment of the invention is one, any or all of the preceding embodiments presented in this section, up to the second embodiment presented in this section, further comprising directing the flow of oil with disulfide from the mercaptan removal unit to a hydrocarbon surge tank, and the flow oil with disulfide contains disulfides and/or wash oil/solvent and alkali; directing the flow of sour hydrocarbons from the hydrocarbon surge tank to the thermal oxidation and quench section; optionally directing a stream of hydrocarbon waste from the process unit to a hydrocarbon surge tank; and directing the spent alkali flow from the hydrocarbon surge tank to the spent alkali surge tank. An embodiment of the invention is one, any or all of the preceding embodiments presented in this section, up to the second embodiment presented in this section, further comprising directing exhaust air from a disulfide separation apparatus in a mercaptan removal plant to an exhaust air gas-liquid separator; directing the waste alkali flow from the exhaust air gas-liquid separator to the waste alkali surge tank; optionally directing the additional flow of exhaust air from the process unit to the gas-liquid exhaust air separator; and directing the exhaust air flow from the exhaust air gas-liquid separator to the thermal oxidation and quenching section.
Без дополнительной проработки считается, что с использованием предшествующего описания специалист в данной области может в полной мере использовать настоящее изобретение и легко устанавливать основные характеристики настоящего изобретения, чтобы без отступления от его сущности и объема вносить в изобретение различные изменения и модификации настоящего изобретения и адаптировать его к различным вариантам применения и условиям. Таким образом, предшествующие предпочтительные конкретные варианты осуществления следует рассматривать как исключительно иллюстративные, не накладывающие каких-либо ограничений на остальную часть описания и охватывающие различные модификации и эквивалентные конструкции, входящие в объем прилагаемой формулы изобретения.Without further elaboration, it is believed that with the use of the foregoing description, a person skilled in the art can make full use of the present invention and easily establish the main characteristics of the present invention in order to make various changes and modifications to the invention without departing from the essence and scope of the present invention and adapt it to various applications and conditions. Thus, the foregoing preferred specific embodiments are to be considered as illustrative only, without imposing any limitation on the remainder of the description, and covering various modifications and equivalent constructions falling within the scope of the appended claims.
Если не указано иное, в приведенном выше описании все температуры представлены в градусах по шкале Цельсия, а все доли и процентные значения даны по массе.Unless otherwise indicated, in the above description, all temperatures are in degrees Celsius and all fractions and percentages are by weight.
Claims (45)
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US62/792,533 | 2019-01-15 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2783539C1 true RU2783539C1 (en) | 2022-11-14 |
Family
ID=
Citations (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB762111A (en) * | 1953-11-20 | 1956-11-21 | Standard Oil Co | Improvements in or relating to process for refining hydrocarbon oils |
| CA2578233A1 (en) * | 2004-09-01 | 2006-03-16 | Sued-Chemie Inc. | A desulfurization system and method for desulfurizing a fuel stream |
| FR2868962B1 (en) * | 2004-04-15 | 2006-06-16 | Inst Francais Du Petrole | PROCESS FOR THE PURIFICATION OF NATURAL GAS BY ADSORPTION OF MERCAPTANS. |
| RU2327502C2 (en) * | 2002-09-04 | 2008-06-27 | ШО ЛИКВИД СОЛЮШНЗ ЭлЭлСи | Purification of exhaust alkaline refinery effluence |
| US20100122936A1 (en) * | 2008-11-14 | 2010-05-20 | Jonathan Andrew Tertel | Separation vessel or part thereof, and process relating thereto |
| RU2541523C2 (en) * | 2013-07-09 | 2015-02-20 | Открытое акционерное общество "Волжский научно-исследовательский институт углеводородного сырья" (ОАО "ВНИИУС") | Oil and gas condensate treatment method |
| RU2547117C2 (en) * | 2009-07-29 | 2015-04-10 | Хартлэнд Текнолоджи Партнерс Ллк | Compact concentrator of effluents and gas-flushing unit for removal of contaminants |
| RU2575714C2 (en) * | 2010-06-23 | 2016-02-20 | Баоцюань ЧЖАН | Flue gas cleaning and recycling system and method |
| RU2645987C2 (en) * | 2012-10-15 | 2018-02-28 | Кэннон Текнолоджи Инк. | Method and device for removing impurities from exhaust gases |
Patent Citations (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB762111A (en) * | 1953-11-20 | 1956-11-21 | Standard Oil Co | Improvements in or relating to process for refining hydrocarbon oils |
| RU2327502C2 (en) * | 2002-09-04 | 2008-06-27 | ШО ЛИКВИД СОЛЮШНЗ ЭлЭлСи | Purification of exhaust alkaline refinery effluence |
| FR2868962B1 (en) * | 2004-04-15 | 2006-06-16 | Inst Francais Du Petrole | PROCESS FOR THE PURIFICATION OF NATURAL GAS BY ADSORPTION OF MERCAPTANS. |
| CA2578233A1 (en) * | 2004-09-01 | 2006-03-16 | Sued-Chemie Inc. | A desulfurization system and method for desulfurizing a fuel stream |
| US20100122936A1 (en) * | 2008-11-14 | 2010-05-20 | Jonathan Andrew Tertel | Separation vessel or part thereof, and process relating thereto |
| RU2547117C2 (en) * | 2009-07-29 | 2015-04-10 | Хартлэнд Текнолоджи Партнерс Ллк | Compact concentrator of effluents and gas-flushing unit for removal of contaminants |
| RU2575714C2 (en) * | 2010-06-23 | 2016-02-20 | Баоцюань ЧЖАН | Flue gas cleaning and recycling system and method |
| RU2645987C2 (en) * | 2012-10-15 | 2018-02-28 | Кэннон Текнолоджи Инк. | Method and device for removing impurities from exhaust gases |
| RU2541523C2 (en) * | 2013-07-09 | 2015-02-20 | Открытое акционерное общество "Волжский научно-исследовательский институт углеводородного сырья" (ОАО "ВНИИУС") | Oil and gas condensate treatment method |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EP3911719B1 (en) | Integrated mercaptan extraction and/or sweetening processes combined with thermal oxidation and flue gas treatment | |
| Jafarinejad | Control and treatment of sulfur compounds specially sulfur oxides (SOx) emissions from the petroleum industry: a review | |
| US8668887B2 (en) | In situ generation of polysulfide ions using elemental sulfur for improved corrosion control, cyanide management, mercury management, arsine management and performance and reliability of acid gas removal equipment | |
| US5997731A (en) | Process for treating an effluent alkaline stream having sulfur-containing and phenolic compounds | |
| AU2018202812A1 (en) | Process, method, and system for removing heavy metals from fluids | |
| BRPI0711026A2 (en) | process for gas flow treatment | |
| US20120285863A1 (en) | Automated sulfur recovery loop | |
| CN113046127A (en) | Demetallization of hydrocarbons | |
| RU2662154C1 (en) | Method for cleaning hydrocarbon fractions from sulfur compounds | |
| US20190194555A1 (en) | Integrated process for activating hydroprocessing catalysts with in-situ produced sulfides and disulphides | |
| RU2783539C1 (en) | Integrated methods for mercaptan extraction and/or desulphurisation, combined with thermal oxidation and flue gas treatment | |
| CN104119947A (en) | Catalytic cracking flue gas desulfurization and after-treatment process | |
| US9005566B2 (en) | Staged combustion of sulfureous combustible effluents with recovery of the sulfur in the claus process | |
| JPS5869288A (en) | Purification of hydrocarbon distillate oil fraction | |
| US20150014255A1 (en) | Methods and systems for treating caustic materials | |
| US10626333B2 (en) | Processes for sweetening a hydrocarbon stream | |
| Andreev et al. | Demercaptanization of Light Hydrocarbon Fractions with Strong Aqueous Ammonia without Producing Sulfur Caustic Wastewater | |
| RU2235753C1 (en) | Petroleum processing method | |
| CN113599761B (en) | Petrochemical alkaline residue treatment system and treatment method | |
| RU2698793C1 (en) | Method of purifying liquefied hydrocarbon gases from molecular sulphur, sulphur compounds and carbon dioxide | |
| EA034277B1 (en) | Method of cleaning hydrocarbon fraction from sulfur-containing compounds | |
| Bannikov et al. | Influence of impurities on sulfur removal from coke-oven gas | |
| Ahmadi et al. | Modern spent-caustic wastewater treatment simulation by Aspen Plus in electrolytic medium | |
| Safari et al. | Modifying the hydrodesulfurization process for efficient production of liquefied petroleum gases | |
| EA041439B1 (en) | ACID GAS CLEANING |