RU2492213C1 - Method for treatment of light hydrocarbon fractions - Google Patents
Method for treatment of light hydrocarbon fractions Download PDFInfo
- Publication number
- RU2492213C1 RU2492213C1 RU2012102730/04A RU2012102730A RU2492213C1 RU 2492213 C1 RU2492213 C1 RU 2492213C1 RU 2012102730/04 A RU2012102730/04 A RU 2012102730/04A RU 2012102730 A RU2012102730 A RU 2012102730A RU 2492213 C1 RU2492213 C1 RU 2492213C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- absorbent
- absorber
- carbon dioxide
- column
- solution
- Prior art date
Links
Landscapes
- Gas Separation By Absorption (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Treating Waste Gases (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к очистке легких углеводородных фракций, содержащих кислотных компоненты, без применения водорода, и может быть использовано в нефтеперерабатывающей, нефтехимической и других отраслях промышленности для получения углеводородного сырья с малым содержанием кислотных компонентов.The invention relates to the purification of light hydrocarbon fractions containing acidic components without the use of hydrogen, and can be used in the refining, petrochemical and other industries to produce hydrocarbons with a low content of acidic components.
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ заключается в следующем:BACKGROUND OF THE INVENTION is as follows:
Известен способ очистки нефтяных фракций, содержащих сернистые соединения, без применения водорода путем контактирования их с раствором щелочи /Бекиров Т.М. Первичная переработка природных газов. М. Химия, 1987 г. с.115/ Способ позволяет получить легкие нефтяные и газоконденсатные дистилляты, а также сжиженные природные газы с содержанием сероводорода и меркаптанов менее 0.0005%. Это наиболее дешевый способ очистки сернистых дистиллятов. Недостатком этого процесса является образование ядовитых сернисто-щелочных стоков, присутствие которых в стоках ограничено величиной 0.0001%, что требует больших затрат на природоохранные мероприятия.A known method of purification of oil fractions containing sulfur compounds, without the use of hydrogen by contacting them with a solution of alkali / Bekirov T.M. Primary processing of natural gases. M. Chemistry, 1987 p.115 / The method allows to obtain light oil and gas condensate distillates, as well as liquefied natural gases with a content of hydrogen sulfide and mercaptans less than 0.0005%. This is the cheapest way to clean sulphurous distillates. The disadvantage of this process is the formation of toxic sulfur-alkaline effluents, the presence of which in the effluents is limited to 0.0001%, which requires large expenditures on environmental measures.
Известен способ улучшения качества нефтяных дистиллятов без применения водорода путем применения растворов алканоламинов (Патент США №2031632). Способ позволяет извлекать из углеводородных фракций сероводород и часть меркаптанов, причем происходит полная утилизация извлеченных сернистых соединений. Однако этим способом не удаляются все сернистые соединения, в частности: меркаптаны, сульфиды и карбонилсульфиды и не может быть достигнута требуемая глубина очистки.There is a method of improving the quality of petroleum distillates without the use of hydrogen by using solutions of alkanolamines (US Patent No. 2031632). The method allows to extract hydrogen sulfide and part of mercaptans from hydrocarbon fractions, and complete recovery of the recovered sulfur compounds occurs. However, all sulfur compounds, in particular mercaptans, sulfides and carbonyl sulfides, are not removed by this method and the required cleaning depth cannot be achieved.
Известен способ применения щелочных растворов для очистки нефтяных фракций от меркаптанов и других сернистых соединений с регенерацией щелочи MEROX. Патент США 4705620. Удаление сернистых соединений из углеводородной фракции происходит путем абсорбции 10-20% раствором щелочи. Очистка углеводородных фракций производится с минимальным воздействием на окружающую среду. Недостатками этого процесса являются: а) сложность аппаратурного оформления процесса и относительно высокие расходы в случае высокого содержания сернистых соединений, б) проблемы сбыта продуктов окисления меркаптанов, в) необходимость в дорогостоящей очистке воды от накапливающихся продуктов окисления сернистых соединений, наличие стоков.A known method of using alkaline solutions for the purification of oil fractions from mercaptans and other sulfur compounds with alkali recovery MEROX. US patent 4705620. Removal of sulfur compounds from the hydrocarbon fraction occurs by absorption of 10-20% alkali solution. Hydrocarbon fractions are cleaned with minimal environmental impact. The disadvantages of this process are: a) the complexity of the hardware design of the process and the relatively high costs in the case of a high content of sulfur compounds, b) the problems of marketing mercaptan oxidation products, c) the need for expensive purification of water from accumulating oxidation products of sulfur compounds, the presence of effluents.
Известен способ применения раствора алканоламинов и щелочных растворов для очистки нефтяных фракций от меркаптанов и других сернистых соединений с регенерацией раствора моноэтаноламина (МЭА), предложенный Dow Chemical Company и описанный в патенте США №4808765. Процесс проводится в несколько стадий. На первой стадии очищаемая фракция в абсорбционной колонне контактирует с водным раствором алканоламина и освобождается от сероводорода и части других сернистых соединений, таких как карбонилсульфид и меркаптаны. На второй стадии очищенный раствором алканоламинов углеводородный поток контактирует с раствором щелочи в абсорбционной колонне и очищается от значительной части меркаптанов RSH (R - метил, этил, пропил и т.д) и карбонилсульфида COS. На третьей стадии очищенный в предыдущих стадиях углеводородный поток контактирует с раствором щелочи в мультистадийном контакторе для полной очистки от меркаптанов и карбонилсульфида и утилизируется. Содержание сернистых соединений в результате трехстадийной очистки менее 100 ppb. Недостатками этого процесса являются высокие эксплутационные расходы, высокая металлоемкость в связи с применением абсорбционных колонн и отсутствие утилизации отработанного раствора щелочи, содержащего сернистые соединения, приводящей к загрязнению окружающей среды.A known method of using a solution of alkanolamines and alkaline solutions for the purification of oil fractions from mercaptans and other sulfur compounds with the regeneration of a solution of monoethanolamine (MEA), proposed by Dow Chemical Company and described in US patent No. 4808765. The process is carried out in several stages. In the first stage, the fraction to be purified in the absorption column is contacted with an aqueous solution of alkanolamine and freed from hydrogen sulfide and some other sulfur compounds, such as carbonyl sulfide and mercaptans. In the second stage, the hydrocarbon stream purified by a solution of alkanolamines is contacted with an alkali solution in an absorption column and is purified from a significant part of RSH mercaptans (R - methyl, ethyl, propyl, etc.) and COS carbonyl sulfide. In the third stage, the hydrocarbon stream purified in the previous stages is contacted with an alkali solution in a multi-stage contactor to completely remove mercaptans and carbonyl sulfide and is disposed of. The content of sulfur compounds as a result of a three-stage purification is less than 100 ppb. The disadvantages of this process are high operating costs, high metal consumption due to the use of absorption columns and the lack of disposal of the spent alkali solution containing sulfur compounds, leading to environmental pollution.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ очистки углеводородных фракций, предложенный ОАО «Органический синтез», г.Казань и описанный в патенте РФ №2240858. Достоинствами этого метода являются:The closest in technical essence and the achieved result is the method of purification of hydrocarbon fractions, proposed by OJSC "Organic Synthesis", Kazan and described in RF patent No. 2240858. The advantages of this method are:
- низкие эксплуатационные затраты и низкая металлоемкость,- low operating costs and low metal consumption,
- процесс очистки производится в одну стадию- the cleaning process is carried out in one stage
- отсутствуют щелочные стоки- no alkaline runoff
Процесс очистки производится в одну стадию в абсорбере колонного типа путем экстракции примесей в газе абсорбентом. Очищенный газ утилизируется. Абсорбент, насыщенный примесями поступает в регенератор и при повышенной температуре освобождается от примесей, далее абсорбент охлаждается и возвращается в процесс абсорбции. В качестве абсорбента используется раствор алканоламина, модифицированный добавкой. Для улучшения абсорбционной способности алканоламина в качестве добавки используется кубовый остаток процесса ректификации триэтаноламина. Абсорбент для очистки газов содержит моноэтаноламин, триэтаноламин, кубовый остаток процесса ректификации. Добавка 0,5% кубового остатка ректификации позволяет производить очистку газа от СО2 с остаточным содержанием примеси 0,007%, степень очистки 99%. Способ позволяет удалять из газов легкоудаляемые соединения, такие как диоксид углерода. Недостатком данного способа является низкая эффективность процесса очистки газов по отношению к сероводороду, меркаптанам, карбонилсульфиду и сероуглероду, невозможность извлечения из углеводородного потока сероводорода, меркаптанов, сероуглерода вследствие низкой абсорбционной активности по отношению этим компонентам, удаление которых возможно в случае низкого насыщения абсорбента примесями.The cleaning process is carried out in one stage in a column type absorber by extraction of impurities in the gas with an absorbent. The purified gas is disposed of. The absorbent saturated with impurities enters the regenerator and is freed of impurities at an elevated temperature, then the absorbent is cooled and returned to the absorption process. An alkanolamine solution modified by the additive is used as an absorbent. To improve the absorption capacity of alkanolamine, the bottom residue of the triethanolamine rectification process is used as an additive. Absorbent for gas purification contains monoethanolamine, triethanolamine, bottoms of the rectification process. The addition of 0.5% of the bottom distillation residue allows the gas to be purified from CO 2 with a residual impurity content of 0.007%, the degree of purification is 99%. The method allows to remove easily removable compounds from gases, such as carbon dioxide. The disadvantage of this method is the low efficiency of the gas purification process with respect to hydrogen sulfide, mercaptans, carbonyl sulfide and carbon disulfide, the inability to extract hydrogen sulfide, mercaptans, carbon disulfide due to the low absorption activity with respect to these components, the removal of which is possible in the case of low saturation of the absorbent with impurities.
Сущность предполагаемого изобретения заключается в следующем:The essence of the alleged invention is as follows:
Изобретение направлено на решение задачи повышения эффективности процесса очистки газов от трудноудаляемых примесей, таких как сероводород, меркаптаны, карбонилсульфид и сероуглерод без увеличения металлоемкости аппаратурного оформления, снижение загрязнения окружающей среды сернисто-щелочными стоками.The invention is aimed at solving the problem of increasing the efficiency of the gas purification process from difficult to remove impurities, such as hydrogen sulfide, mercaptans, carbonyl sulfide and carbon disulfide without increasing the hardware intensity of hardware design, reducing environmental pollution by sulfur-alkaline effluents.
Решение данной задачи опосредовано новым техническим результатом, который заключается в повышении поглотительной способности абсорбента по отношению к сероводороду меркаптанам, карбонилсульфиду и сероуглеродуThe solution to this problem is mediated by a new technical result, which consists in increasing the absorption capacity of the absorbent with respect to hydrogen sulfide, mercaptans, carbonyl sulfide and carbon disulfide
При этом: процесс проходит в одну стадию, не увеличиваются эксплуатационные расходы, не увеличивается металлоемкость, не усложняется технологическая схема, так как не требуется дополнительная щелочная очистка для увеличения степени очистки от сероводорода и для извлечения меркаптанов, и исключается загрязнение окружающей среды. Способ позволяет проводить очистку углеводородных газов содержащих значительное количество сернистых соединений.At the same time: the process takes place in one stage, operating costs do not increase, metal consumption does not increase, the technological scheme is not complicated, since additional alkaline cleaning is not required to increase the degree of purification from hydrogen sulfide and to extract mercaptans, and environmental pollution is eliminated. The method allows the purification of hydrocarbon gases containing a significant amount of sulfur compounds.
Данный технический результат достигается тем, что применяется новая добавка и изменяется способ подачи абсорбента в абсорбционную колонну, абсорбент подается в колонну двумя потоками. В качестве добавки, улучшающей абсорбционные свойства раствора моноэтаноламина, применяется гидроксид натрия в количестве 0,005-1% массы раствора. Добавка позволяет эффективно извлекать из очищаемого газа углекислый газ и сероводород, со степенью извлечения 99,9%; меркаптаны, карбонилсульфид и сероуглерод со степенью извлечения не менее 95%. Добавка гидроксида натрия увеличивает щелочность аминового раствора, причем гидороксид натрия во время регенерации абсорбента путем нагрева в десорбере в присутствии диоксида углерода восстанавливается и циркулирует вместе с аминовым раствором.This technical result is achieved by the fact that a new additive is used and the method of supplying the absorbent to the absorption column is changed, the absorbent is fed into the column in two streams. As an additive that improves the absorption properties of the monoethanolamine solution, sodium hydroxide is used in an amount of 0.005-1% of the mass of the solution. The additive allows efficient extraction of carbon dioxide and hydrogen sulfide from the gas to be purified, with a degree of recovery of 99.9%; mercaptans, carbonyl sulfide and carbon disulfide with a recovery of at least 95%. The addition of sodium hydroxide increases the alkalinity of the amine solution, moreover, sodium hydroxide during regeneration of the absorbent by heating in the stripper in the presence of carbon dioxide is restored and circulates together with the amine solution.
На стадии абсорбции гидроксид натрия реагирует с углекислым газом, сероводородом, меркаптанами, карбонилсульфидом и сероуглеродом с образованием карбоната натрия, сульфида натрия и меркаптида натрия:At the absorption stage, sodium hydroxide reacts with carbon dioxide, hydrogen sulfide, mercaptans, carbonyl sulfide and carbon disulfide to form sodium carbonate, sodium sulfide and sodium mercaptide:
2NaOH+CO2=Na2CO3+H2O2NaOH + CO 2 = Na 2 CO 3 + H 2 O
2NaOH+H2S=Na2S+2H2O.2NaOH + H 2 S = Na 2 S + 2H 2 O.
2NaOH+COS=Na2CO3+H2S2NaOH + COS = Na 2 CO 3 + H 2 S
2NaOH+H2O+CS2=2Na2CO3+2H2S2NaOH + H 2 O + CS 2 = 2Na 2 CO 3 + 2H 2 S
NaOH+RSH=NaSR+H2ONaOH + RSH = NaSR + H 2 O
Абсорбция происходит в колонне, в нижнюю часть которой подается поток легких углеводородов в газовой или сжиженной форме. Раствор алканоламина с добавкой в колонну подается двумя потоками: первый поток в верхнюю часть колонны, второй поток в средину колонны. Насыщенный раствор алканоламина выводится из колонны двумя потоками. Подаваемый верхнюю часть раствор выводится из средней части колонны, подаваемый в среднюю часть колонны раствор выводится снизу колонны. Далее эти два потока объединяются перед регенерацией. Поток углеводородов с высоким содержанием сернистых соединений контактирует со вторым потоком раствора алканоламина и из него удаляется большая часть сернистых соединений, далее, двигаясь вверх по колонне в верхней части колонны контактирует с первым потоком раствора алканоламина и из него удаляются оставшиеся сернистые соединения.The absorption takes place in a column, in the lower part of which a stream of light hydrocarbons in gas or liquefied form is supplied. The alkanolamine solution with the addition to the column is supplied in two streams: the first stream to the top of the column, the second stream to the middle of the column. A saturated alkanolamine solution is removed from the column in two streams. The upper part of the solution is discharged from the middle of the column; the solution supplied to the middle of the column is discharged from the bottom of the column. Further, these two streams are combined before regeneration. The hydrocarbon stream with a high content of sulfur compounds is in contact with the second stream of alkanolamine solution and most of the sulfur compounds is removed from it, then moving up the column in the upper part of the column is in contact with the first stream of alkanolamine solution and the remaining sulfur compounds are removed from it.
На стадии регенерации при температуре более 100°С в кипящем водном растворе сульфид натрия и меркаптид натрия реагируют с диоксидом углерода:At the stage of regeneration at a temperature of more than 100 ° C in a boiling aqueous solution, sodium sulfide and sodium mercaptide react with carbon dioxide:
Na2S+CO2+H2O=Na2CO3+N2S,Na 2 S + CO 2 + H 2 O = Na 2 CO 3 + N 2 S,
2NaSR+CO2+H2O=Na2CO3+2RSH2NaSR + CO 2 + H 2 O = Na2CO3 + 2RSH
Далее раствор карбоната натрия гидролизуется:Next, the sodium carbonate solution is hydrolyzed:
Na2CO3+H2O=NaHCO3+NaOHNa 2 CO 3 + H 2 O = NaHCO 3 + NaOH
NaHCO3+H2O=NaOH+Н2О+CO2 NaHCO 3 + H 2 O = NaOH + H 2 O + CO 2
Сероводород, меркаптаны и углекислый газ покидают кипящий раствор, а гидроксид натрия вместе с аминовым раствором возвращаются в стадию абсорбции.Hydrogen sulfide, mercaptans and carbon dioxide leave the boiling solution, and sodium hydroxide together with the amine solution are returned to the absorption stage.
СУЩЕСТВЕННЫЕ ПРИЗНАКИ:SIGNIFICANT SIGNS:
1. Удаление кислых примесей соединений из углеводородных газов производится путем контактирования в одну стадию циркулирующим водным раствором абсорбента в противоточном абсорбере, в качестве абсорбента используется раствор алканоламинов.1. The removal of acidic impurities of compounds from hydrocarbon gases is carried out by contacting in one stage a circulating aqueous solution of an absorbent in a countercurrent absorber, an alkanolamine solution is used as an absorbent.
2. Раствор алканоламинов подвергается регенерации путем температурной десорбции сернистых соединений, которые затем утилизируются.2. The alkanolamine solution is regenerated by thermal desorption of sulfur compounds, which are then disposed of.
3. Растворы алканоламинов, используемые для очистки нефтяной фракции, могут быть модифицированы добавками.3. Alkanolamine solutions used to purify the oil fraction can be modified with additives.
4. Модифицирующие добавки после регенерации вместе с алканоламинами возвращаются вновь в процесс.4. Modifying additives after regeneration together with alkanolamines are returned again to the process.
ОТЛИЧИТЕЛЬНЫЕ ПРИЗНАКИ:FEATURES:
1. В качестве добавки используется гидроксид натрия в количестве 0,005-1%, увеличивающий щелочность абсорбента и позволяющий извлекать все сернистые соединения из газов.1. As an additive, sodium hydroxide is used in an amount of 0.005-1%, which increases the alkalinity of the absorbent and allows you to extract all sulfur compounds from gases.
2. Подача абсорбента в абсорбционную колонну производится двумя потоками в верхнюю и среднюю часть колонны.2. The supply of absorbent to the absorption column is carried out in two streams in the upper and middle part of the column.
Способ осуществляется следующим образом:The method is as follows:
Очистка углеводородных фракций включает в себя следующие операции: а) модификация раствора алканоламина путем добавки в раствор гидроксида натрия в количестве 0,005-1%, 2) подача газа в нижнюю часть абсорбера, 3) подача насосом циркулирующего абсорбента противотоком к очищаемому газу двумя потоками: в верхнюю часть абсорбера и среднюю часть, 4) контактирование очищаемого потока газов в нижней части абсорбера с абсорбентом, подаваемым в среднюю часть абсорбера и удалением большей части примесей, 5) выведение из нижней части колонны насыщенного раствора абсорбента, 6) контактирование углеводородного газа, очищенного в нижней части абсорбера от большей части примесей, с абсорбентом, подаваемым в верхнюю часть абсорбера и полной очисткой от примесей, 7) выведение насыщенного раствора абсорбента, подаваемого в верхнюю часть абсорбера из средней части абсорбера, 8) выведение очищенного газа из верхней части абсорбера и утилизация, 9) объединение потоков насыщенного абсорбента из середины и нижней части абсорбера и направление на регенерацию в десорбер, 10) регенерация абсолрбента в десорбере при повышенной температуре, 11) возвращение регенерированного раствора абсорбента в процесс.The purification of hydrocarbon fractions includes the following operations: a) modifying the alkanolamine solution by adding 0.005-1% sodium hydroxide to the solution, 2) supplying gas to the lower part of the absorber, 3) supplying a circulating absorbent with a pump in countercurrent to the gas to be cleaned in two streams: the upper part of the absorber and the middle part, 4) contacting the cleaned gas stream in the lower part of the absorber with the absorbent supplied to the middle part of the absorber and removing most of the impurities, 5) removing saturated the absorbent solution; 6) contacting the hydrocarbon gas, purified from the lower part of the absorber from most of the impurities, with the absorbent supplied to the upper part of the absorber and completely removing impurities; 7) removing the saturated absorbent solution supplied to the upper part of the absorber from the middle part of the absorber, 8) removal of purified gas from the upper part of the absorber and disposal, 9) combining the flows of saturated absorbent from the middle and lower part of the absorber and sending it to regeneration in the stripper, 10) regeneration of the absorbent in sorber at elevated temperature, 11) return of the regenerated absorbent solution to the process.
В абсорбере в результате взаимодействия диоксида углерода, сероводорода, меркаптанов и других примесей углеводородной фазы и алканоламина водной фазы образуются соединения, растворимые в воде, в результате чего диоксид углерода, сероводород и меркаптаны переходят в водную фазу. Процесс хемосорбции сернистых соединений можно представить следующими реакциями.In the absorber, as a result of the interaction of carbon dioxide, hydrogen sulfide, mercaptans and other impurities of the hydrocarbon phase and the alkanolamine of the aqueous phase, water-soluble compounds are formed, as a result of which carbon dioxide, hydrogen sulfide and mercaptans are transferred to the aqueous phase. The process of chemisorption of sulfur compounds can be represented by the following reactions.
1. 2NaOH+CO2=Na2CO3+H2O1.2NaOH + CO 2 = Na 2 CO 3 + H 2 O
2. 2NaOH+H2S=Na2S+2Н2О.2.2NaOH + H 2 S = Na 2 S + 2H 2 O.
3. 2NaOH+COS=Na2CO3+H2S3.2NaOH + COS = Na 2 CO 3 + H 2 S
4. 2NaOH+H2O+CS2=2Na2CO3+2H2S4.2NaOH + H2O + CS 2 = 2Na 2 CO 3 + 2H 2 S
5. NaOH+RSH=NaSR+Н2О5. NaOH + RSH = NaSR + H 2 O
6. H2S+2R1R2NR3OH=(HR1R1NR3OH)2S6. H 2 S + 2R 1 R 2 NR 3 OH = (HR 1 R 1 NR 3 OH) 2 S
7. CO2+2R1R2NR3OH=(HR1R2NR3OH)2CO2 7.CO 2 + 2R 1 R 2 NR 3 OH = (HR 1 R 2 NR 3 OH) 2 CO 2
Абсорбционная активность водного раствора алканоламина восстанавливается посредством разрушения аддукта при повышенной температуре в десорбционной колонне, при этом восстановленный раствор алканоламина направляется вновь в смеситель, а сероводород утилизируется для производства серной кислоты.The absorption activity of the aqueous alkanolamine solution is restored by the destruction of the adduct at an elevated temperature in the desorption column, while the reduced alkanolamine solution is sent back to the mixer, and hydrogen sulfide is utilized to produce sulfuric acid.
1. (HR1R2NR3OH)2CO2=CO2+2R1R2NR3OH1. (HR 1 R 2 NR 3 OH) 2 CO 2 = CO 2 + 2R 1 R 2 NR 3 OH
2. (HR1R2NR3OH)2S=2R1R2NR3OH+H2S2. (HR 1 R 2 NR 3 OH) 2 S = 2R 1 R 2 NR 3 OH + H 2 S
На стадии регенерации при температуре более 100°С в кипящем водном растворе сульфид натрия и меркаптид натрия реагируют с диоксидом углерода:At the stage of regeneration at a temperature of more than 100 ° C in a boiling aqueous solution, sodium sulfide and sodium mercaptide react with carbon dioxide:
Na2S+CO2+H2O=Na2CO3+H2S,Na 2 S + CO 2 + H 2 O = Na 2 CO 3 + H 2 S,
2NaSR+CO2+H2O=Na2CO3+2RSH2NaSR + CO 2 + H 2 O = Na2CO3 + 2RSH
Далее раствор карбоната натрия гидролизуется:Next, the sodium carbonate solution is hydrolyzed:
Na2CO3+H2O=NaHCO3+NaOHNa 2 CO3 + H2O = NaHCO 3 + NaOH
NaHCO3+Н2О=NaOH+H2O+CO2 NaHCO 3 + H 2 O = NaOH + H2O + CO 2
Углеводородная фракция, очищенная от сернистых соединений далее утилизируется.The hydrocarbon fraction purified from sulfur compounds is then disposed of.
Изобретение иллюстрируется следующими примерами:The invention is illustrated by the following examples:
1. Поток ШФЛУ 50-70 м3/час с содержанием сероводорода, в среднем, 0,22%, углекислого газа 0,12% и меркаптанов 0,13% направляется в нижнюю часть абсорбционной колонны, куда в верхнюю часть поступает раствор 15% МЭА в количестве 10-120 м3/час. Температура внутри абсорбера 35-40°С, давление 15 ат. ШФЛУ выходит из верха абсорбционной колонны, смешивается с промывной водой, поступает сепаратор-отстойник, снабженный коалесцирущей сеткой. В сепараторе-отстойнике ШФЛУ освобождается от водно-аминовой фазы и направляется на ректификацию.1. The flow of BFLH 50-70 m 3 / hour with an average content of 0.22% hydrogen sulfide, 0.12% carbon dioxide and 0.13% mercaptans is directed to the lower part of the absorption column, where a 15% solution enters the upper part MEA in an amount of 10-120 m3 / hour. The temperature inside the absorber is 35-40 ° C, the pressure is 15 at. NGL leaves the top of the absorption column, mixes with wash water, and a separator settler is supplied with a coalescing net. In the separator-settler SHFLU is freed from the water-amine phase and sent for rectification.
Поток аминового раствора с низа колонны после сепаратора для отделения углеводородной фазы и теплообменников поступает в десорбер, где дополнительно нагревается в рибойлере до 118-120°С, пары воды с сероводородом и углекислым газом через верхнюю часть абсорбера поступают в сепаратор для отделения паровой фазы от жидкой фазы. Газообразные продукты сероводород и диоксид углерода из сепаратора направляются на утилизацию на установку получения серной кислоты, сконденсировавшаяся вода частично поступает обратно в колонну в качестве орошения, частично на разбавление раствора МЭА. Содержание сероводорода после очистки 0,1%, меркаптанов 0,038 (табл.1)The flow of the amine solution from the bottom of the column after the separator to separate the hydrocarbon phase and heat exchangers enters the stripper, where it is additionally heated in the riboiler to 118-120 ° C, water vapor with hydrogen sulfide and carbon dioxide through the upper part of the absorber enter the separator to separate the vapor phase from the liquid phase. The gaseous products of hydrogen sulfide and carbon dioxide from the separator are sent for disposal to a sulfuric acid production unit, the condensed water partly goes back to the column as an irrigation, partly to dilute the MEA solution. The content of hydrogen sulfide after purification of 0.1%, mercaptans 0,038 (table 1)
2. Поток ШФЛУ 50-70 м3/час с содержанием сероводорода, в среднем, 0,22%, углекислого газа 0,12% и меркаптанов 0,13% направляется в нижнюю часть абсорбционной колонны, куда в верхнюю и среднюю часть поступает раствор 15% МЭА, модифицированный щелочью 0,005-1,0%, в количестве 10-120 м3/час. Температура внутри абсорбера 35-40°С, давление 15 ат. ШФЛУ выходит из верха абсорбционной колонны, смешивается с промывной водой, поступает сепаратор-отстойник, снабженный коалесцирущей сеткой. В сепараторе-отстойнике ШФЛУ освобождается от водно-аминовой фазы и направляется на ректификацию.2. The flow of BFLH 50-70 m 3 / h with an average content of 0.22% hydrogen sulfide, 0.12% carbon dioxide and 0.13% mercaptans is directed to the lower part of the absorption column, where the solution enters the upper and middle parts 15% MEA, alkali modified 0.005-1.0%, in an amount of 10-120 m 3 / hour. The temperature inside the absorber is 35-40 ° C, the pressure is 15 at. NGL leaves the top of the absorption column, mixes with wash water, and a separator settler is supplied with a coalescing net. In the separator-settler SHFLU is freed from the water-amine phase and sent for rectification.
Потоки аминового раствора из средины колонны и низа колонны смешиваются и поступают в сепаратор для отделения углеводородной фазы, далее после сепаратора и теплообменников поток аминового раствора поступает в десорбер, где дополнительно нагревается в рибойлере до 118-120°С, в десорбере пары воды с сероводородом, меркаптанами и углекислым газом через верхнюю часть абсорбера поступают в сепаратор для отделения паровой фазы от жидкой фазы. Газообразные продукты сероводород и диоксид углерода из сепаратора направляются на утилизацию на установку получения серной кислоты, сконденсировавшаяся вода частично поступает обратно в колонну в качестве орошения, частично на разбавление раствора МЭА. Содержание сероводорода после очистки 0,0001%, меркаптанов 0,004 (табл.1)The flows of the amine solution from the middle of the column and the bottom of the column are mixed and fed into the separator to separate the hydrocarbon phase, then after the separator and heat exchangers the stream of the amine solution enters the stripper, where it is additionally heated to 118-120 ° С in the riboiler, in the stripper of water vapor with hydrogen sulfide, mercaptans and carbon dioxide through the upper part of the absorber enter the separator to separate the vapor phase from the liquid phase. The gaseous products of hydrogen sulfide and carbon dioxide from the separator are sent for disposal to a sulfuric acid production unit, the condensed water partly goes back to the column as an irrigation, partly to dilute the MEA solution. The content of hydrogen sulfide after purification of 0.0001%, mercaptans 0.004 (table 1)
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2012102730/04A RU2492213C1 (en) | 2012-01-26 | 2012-01-26 | Method for treatment of light hydrocarbon fractions |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2012102730/04A RU2492213C1 (en) | 2012-01-26 | 2012-01-26 | Method for treatment of light hydrocarbon fractions |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2012102730A RU2012102730A (en) | 2013-08-10 |
| RU2492213C1 true RU2492213C1 (en) | 2013-09-10 |
Family
ID=49159049
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2012102730/04A RU2492213C1 (en) | 2012-01-26 | 2012-01-26 | Method for treatment of light hydrocarbon fractions |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2492213C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2698793C1 (en) * | 2019-03-14 | 2019-08-30 | Акционерное общество "НИПИгазпереработка" (АО "НИПИГАЗ") | Method of purifying liquefied hydrocarbon gases from molecular sulphur, sulphur compounds and carbon dioxide |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU715611A1 (en) * | 1976-05-19 | 1980-02-15 | Bilokur Vladimir F | Method of gasoline purification from sulfuric and acidic compounds |
| RU2224006C1 (en) * | 2002-07-22 | 2004-02-20 | Государственное унитарное предприятие Всероссийский научно-исследовательский институт углеводородного сырья | Method of purifying hydrocarbons to remove mercaptans, hydrogen sulfide, carbon oxysulfide, and carbon sulfide |
| RU2230095C1 (en) * | 2003-03-27 | 2004-06-10 | Фахриев Ахматфаиль Магсумович | Method of removing hydrogen sulfide from crude oil |
| RU2240858C1 (en) * | 2003-08-13 | 2004-11-27 | Казанское открытое акционерное общество "Органический синтез" | Gas treatment absorbent |
| CN101100613A (en) * | 2006-07-06 | 2008-01-09 | 中国科学院大连化学物理研究所 | Oil product desulfurization method |
-
2012
- 2012-01-26 RU RU2012102730/04A patent/RU2492213C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU715611A1 (en) * | 1976-05-19 | 1980-02-15 | Bilokur Vladimir F | Method of gasoline purification from sulfuric and acidic compounds |
| RU2224006C1 (en) * | 2002-07-22 | 2004-02-20 | Государственное унитарное предприятие Всероссийский научно-исследовательский институт углеводородного сырья | Method of purifying hydrocarbons to remove mercaptans, hydrogen sulfide, carbon oxysulfide, and carbon sulfide |
| RU2230095C1 (en) * | 2003-03-27 | 2004-06-10 | Фахриев Ахматфаиль Магсумович | Method of removing hydrogen sulfide from crude oil |
| RU2240858C1 (en) * | 2003-08-13 | 2004-11-27 | Казанское открытое акционерное общество "Органический синтез" | Gas treatment absorbent |
| CN101100613A (en) * | 2006-07-06 | 2008-01-09 | 中国科学院大连化学物理研究所 | Oil product desulfurization method |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2698793C1 (en) * | 2019-03-14 | 2019-08-30 | Акционерное общество "НИПИгазпереработка" (АО "НИПИГАЗ") | Method of purifying liquefied hydrocarbon gases from molecular sulphur, sulphur compounds and carbon dioxide |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2012102730A (en) | 2013-08-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN101993750B (en) | Method for refining liquefied petroleum gas | |
| RU2534765C2 (en) | Self-concentrating absorbent for separation of acidic gas | |
| RU2397011C2 (en) | Method for treatment of gas mixtures containing mercaptans and other acid gases | |
| CH649473A5 (en) | PROCEDURE FOR THE SELECTIVE SEPARATION OF SULFURATED HYDROGEN COMPARED TO NATURAL GAS AND TECHNICAL GAS CARBON DIOXIDE. | |
| RU2556634C1 (en) | Method for treatment of hydrocarbon fractions from sulphur-containing compounds | |
| US2524088A (en) | Gas purification process | |
| EA012698B1 (en) | Configurations and methods for removal of mercaptans from feed gases | |
| CN113289458B (en) | Application of amine compound in removing organic sulfide | |
| CN101844035A (en) | High-efficient desulfurizing agent for removing hydrogen sulfide and organic mercaptan from mixed gas | |
| JPS62106987A (en) | Removal of sulfur from hydrocarbon | |
| CN110997879B (en) | Method for separating gases using solvent absorbents | |
| EP3247484B1 (en) | Solvent and method for removing acid gases from a gaseous mixture | |
| RU2510640C1 (en) | Method for treatment of oil containing hydrogen sulfide and mercaptan | |
| CN106928106B (en) | Utilize the technique of hydrogen sulfide containing gas generation dimethyl disulfide | |
| RU2492213C1 (en) | Method for treatment of light hydrocarbon fractions | |
| CN103638802A (en) | Device and method for processing acid gas of refinery plant | |
| CN102350174A (en) | Method for selective removal of H2S by dynamic wave scrubber | |
| RU2761345C2 (en) | Improved method for regeneration of alkaline solution used in process of extraction of sulfur compounds that does not contain washing stage | |
| RU2662154C1 (en) | Method for cleaning hydrocarbon fractions from sulfur compounds | |
| CN113318586B (en) | Application of amine compound in improvement of organic sulfur dissolution and absorption removal | |
| CN111770783B (en) | Improved impurity removal process | |
| CN108865246A (en) | The removal methods of volatile sulfide in mixed hydrocarbon | |
| US8952206B2 (en) | Formate based heat stable salt mitigation in physical solvent acid gas absorption processes | |
| RU2235753C1 (en) | Petroleum processing method | |
| EA017639B1 (en) | Process for drying and demercaptaniization of gaseous mixtures |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20200127 |