Способ удаления вторичного сероводорода, образующегося в тяжелых нефтепродуктах при их производстве



Способ удаления вторичного сероводорода, образующегося в тяжелых нефтепродуктах при их производстве
Способ удаления вторичного сероводорода, образующегося в тяжелых нефтепродуктах при их производстве

 


Владельцы патента RU 2451713:

Степанников Сергей Васильевич (RU)
Киевский Вячеслав Яковлевич (RU)
Суюндуков Ратмир Артурович (RU)
Ямпольская Майя Хаймовна (RU)
Скоромец Анатолий Анатольевич (RU)
Морозов Владимир Александрович (RU)
Розенберг Леонид Семенович (RU)

Изобретение относится к нефтеперерабатывающей промышленности и может быть использовано в нефтепереработке для удаления сероводорода из высококипящих нефтепродуктов. Изобретение касается способа удаления вторичного сероводорода, образующегося в тяжелых нефтепродуктах при их производстве, включающего ректификацию нефтяного сырья в основной ректификационной колонне, при этом кубовый продукт основной ректификационной колонны охлаждают и подают на десорбцию в отпарную колонну, при этом охлаждение осуществляют до температуры, не превышающей температуру термостабильности высококипящих сероорганических соединений, за счет чего прекращают образование вторичного сероводорода, а десорбцию сероводорода ведут при температуре не более 260°С, поддерживая давление в отпарной колонне на уровне 0,026-4,0 ата с подачей десорбирующего агента в количестве 0,8-1,5% от сырья этой колонны. Технический результат - максимальное удаление сероводорода из высококипящих нефтяных остатков (до остаточного содержания не более 2 ррm) с исключением возможности его повторного образования. 3 з.п. ф-лы, 1 табл., 1 ил.

 

Изобретение относится к нефтеперерабатывающей промышленности и может быть использовано в нефтепереработке для удаления сероводорода из высококипящих нефтепродуктов (ВН).

Из уровня техники известны различные технологические процессы удаления сероводорода из нефти методами адсорбции твердым веществом и абсорбции жидкостью (см. A.M.Лобков «Сбор и обработка нефти и газа на промысле». М.: Недра, 1968 г., с.90-91; 103-120).

Недостатком этих способов является высокие производственные издержки и низкое качество получаемых нефтепродуктов.

Известен способ удаления кислых газообразных продуктов из жидких сред, заключающийся в газовой десорбции (отдувкой кислых газов, содержащихся в жидкости) десорбирующим агентом - бессероводородным газом (см. Городнов В.П., Каспарьянц К.С., Петров А.А. «Очистка нефти от сероводорода». Нефтепромысловое дело, 1972, №7, с.32-34). При применении этого метода для удаления сероводорода из нефти последнюю подогревают и подают в верхнюю рабочую секцию колонны десорбера, а отдувочный бессероводородный газ подают в его нижнюю секцию. Удаление сероводорода из нефти происходит за счет барботирования бессероводородного газа через слой нефти. Очищенная от сероводорода нефть сходит с низа колонны, а газ с сероводородом отводится с ее верха.

Известен также способ удаления сероводорода из ВН путем ввода в них дозированного количества присадки-поглотителя сероводорода на основе триазина или формалина с метанолом (см. патенты US №7264786, 2006 г., US №7211665, 2007 г., а также Buhaug, Janne Bjorntvedt, Investigation of the Chemistry of Liquid H2S Scavengers. Doctoral thesis, 2002, p.7). При этом достигается требуемое остаточное содержание сероводорода в нефтепродукте. Сера из молекул сероводорода переходит в состав молекулы поглотителя, который растворен в нефтепродукте. Однако при дальнейшем нагреве или сжигании нефтепродукта атомы серы соединяются с водородом или кислородом, снова образуя сероводород или окислы серы.

Недостатками этого способа являются высокая стоимость присадки-поглотителя, ее большой расход, отрицательное воздействие на обслуживающий персонал и сохранение соединений серы в составе нефтепродукта.

Следует отметить, что практически при всех известных способах получения ВН требуется разделение нефтяной или нефтепродуктовой смеси на фракции в сложной ректификационной колонне, кубовым продуктом которой является соответствующий тяжелый нефтяной продукт, например в основной атмосферной колонне на установках АВТ или колонне разделения нефтепродуктовой смеси на фракции после процесса висбрекинга и т.д.

По технической сущности наиболее близким аналогом к заявленному изобретению является способ очистки нефти от сероводорода, включающий подачу очищаемой нефти в отпарную колонну, нагрев нефти в кубе отпарной колонны посредством выносного нагревателя-рибойлера и отпаривание ее парами углеводородов при температуре 110-150°С. Для предотвращения термического разложения сероорганических соединений в нефти и образования за счет этого вторичных соединений серы процесс отпарки проводят в мягком режиме при относительно невысоких температурах 110-150°С (в зависимости от порога термостабильности сероорганических соединений нефти). Этим способом из нефти удаляют основное количество сероводорода - до 90-98%. Выделившийся при отпарке сероводород вместе с легкими углеводородами отводят с верха отпарной колонны в систему сбора и утилизации низконапорных нефтяных газов (или в факельную систему). Очищенную от основного количества сероводорода нефть из куба отпарной колонны и/или из нагревателя-рибойлера отводят через теплообменник-холодильник и подают в куб реактора окисления для дальнейшего удаления сероводорода. Этот способ применяется только на нефтепромыслах при подготовке нефти на стадиях ее сепарации и стабилизации, где сероводород удаляется вместе с попутными газами С14 и, как правило, сжигается (см. RU №2309002, М. кл. B01D 19/00, 2005 г.).

Недостатком этого аналога является потеря части ценных компонентов нефтяного сырья и неполная очистка от сероводорода, поскольку этот способ направлен на обеспечение требований ГОСТ Р 51858, 2002 г., в соответствии с которым содержание сероводорода в нефти допускается в пределах 20-100 ppm.

Кроме этого, посредством указанного аналога не может быть обеспечено требуемое удаление вторичного сероводорода (до 1-2 ррm) при переработке тяжелых нефтепродуктов (ТН), например мазута и гудрона - высококипящих остатков нефтепереработки, поскольку в них сконцентрированы высококипящие гетероорганические серосодержащие соединения (тиоалканы, тиофены, моноциклические сульфиды, полициклические сернистые соединения с температурой термостабильности, составляющей 250-260°С), см. "Справочник нефтепереработчика" под ред. Г.А.Ластовкина, Л., Химия, 1986 г, стр.24 (1).

В процессе переработки ТН с температурой начала кипения 350°С и выше указанные серосодержащие соединения разлагаются с образованием вторичного сероводорода, который присутствует в полученных нефтепродуктах. В ТН, например топочном мазуте, присутствуют такие высококипящие компоненты, как прямогонные мазут, гудрон и крекинг-остаток висбрекинга, причем содержание сероводорода в прямогонных мазуте и гудроне составляет 30-50 ppm, а в крекинг-остатке - до 240 ppm.

Задачей, на решение которой направлено предложенное изобретение, является достижение современных требований к качеству мазута топочного - максимальное удаление сероводорода из высококипящих нефтяных остатков (до остаточного содержания не более 2 ppm) с исключением возможности его повторного образования.

Решение указанной задачи обеспечено тем, что применяется способ удаления вторичного сероводорода из тяжелых нефтепродуктов, например мазута, включающий ректификацию нефтяного сырья в основной ректификационной колонне, согласно предложенному изобретению кубовый продукт основной ректификационной колонны охлаждают и подают на десорбцию вторичного сероводорода в отпарную колонну, при этом упомянутый кубовый продукт охлаждают до температуры, не превышающей температуру предела термостабильности сероорганических соединений в его компонентах, за счет чего прекращают образование вторичного сероводорода, а десорбцию сероводорода ведут при этой же температуре, поддерживая давление в отпарной колонне на уровне 0,026-4,0 ата с подачей десорбирующего агента в количестве 0,8-1,5% масс. от сырья этой колонны. Целесообразно, чтобы десорбция сероводорода в отпарной колонне велась при температуре не более 260°С с преимущественным использованием в качестве десорбирующего агента перегретого водяного пара. Также целесообразно, чтобы конденсат углеводородов, получаемый из верхнего продукта отпарной колонны, подавался в виде рецикла в основную ректификационную колонну с утилизацией неконденсируемых газов и сероводорода, например сжиганием в печи для подогрева нефтяного сырья.

Таким образом, предложенным способом решается актуальная проблема удаления сероводорода из тяжелых остатков переработки нефти. При этом не требуется сложного технологического оборудования и дорогих реагентов, а также значительно снижается энергопотребление и выбросы соединений серы в атмосферу. Актуальность решаемой проблемы обусловлена тем, что в соответствии с современными требованиями резко ограничено содержание сероводорода во многих нефтепродуктах. В частности, в мазуте топочном содержание H2S не должно превышать 2 ppm. В то же время количество сероводорода в высококипящих компонентах мазута находится в пределах 30-240 ppm, что обусловлено особенностью их производства (как правило, применяется процесс отпарки водяным паром в отпарных секциях ректификационных колонн). Однако вследствие того, что при ректификации высококипящего нефтяного сырья температура в кубе основной колонны достигает 360°С, при выводе кубового продукта (и его охлаждении) продолжается образование вторичного сероводорода с соответствующим повышением его концентрации в этом нефтепродукте. Следствием этого является наличие H2S в нефтепродукте на уровне 30-240 ppm, то есть значительно выше регламентируемого и обусловленного термическим разложением серосодержащих соединений в перерабатываемом нефтепродукте (см., например, (1).

В предложенном способе учтено, что процесс термического разложения углеводородов, в том числе серосодержащих, практически прекращается при температуре 260°С. В соответствие с этим при удалении сероводорода из высококипящих нефтепродуктов нефтепродукт, поступающий на десорбцию сероводорода по трубопроводу из основной колонны, охлаждается в теплообменнике до температуры не выше 260°С и вводится в зону питания отпарной колонны. Эта колонна может быть оборудована 20-30-ю мелкожалюзийными или аналогичными тарелками для обеспечения нормального протекания процесса массообмена. При подаче перегретого водяного пара вниз отпарной колонны происходит почти полное удаление сероводорода из товарного нефтепродукта до его содержания, составляющего 1-2 ppm, т.е. ниже регламентируемого значения. Для обеспечения эффективного массообмена и подвижности высоковязкого нефтепродукта на ректификационных тарелках его температура должна быть, с одной стороны, достаточно высокой, а с другой, не превышать температуры предела термостабильности сероорганических соединений, содержащихся в тяжелых нефтепродуктах. Вследствие того, что эффективность десорбции (отпарки) сероводорода зависит как от общего давления в колонне, так и от парциального давления сероводорода, целесообразно, чтобы процесс отпарки H2S осуществлялся под давлением на верху отпарной колонны в пределах 0,026-4,0 ата при подаче десорбирующего агента в количестве 0,8-1,5% от сырья колонны.

Изобретение иллюстрируется одной из возможных принципиальных технологических схем для его реализации.

Как показано на схеме, нефтяное сырье (гудрон) подается через теплообменник 1 и печь 2 в основную ректификационную колонну 3. Кубовый продукт этой колонны (тяжелые нефтяные остатки) отводится по трубопроводу 4, охлаждается до требуемой температуры посредством теплообменника 5 и через фильтр 6 (для улавливания частиц кокса) подается в зону питания отпарной колонны 7. Целесообразно, чтобы фильтр 6 имел узел удаления уловленного кокса. Колонна 7 оснащена 20-30-ю мелкожалюзийными или аналогичными тарелками 8. Верх отпарной колонны 7 подключен через холодильник 8а к сепаратору 9. Низ колонны 7 подключен к линии 10 отвода очищенного мазута, а нижняя часть этой колонны подключена к линии 12 подачи десорбирующего агента (перегретого пара). Линия 10 снабжена теплообменником 11 и холодильником 8б. Линия 12 выполнена в виде паропровода для подачи в низ колонны 7 десорбирующего агента (перегретого пара). Верх сепаратора 9 соединен газопроводом 13 с заводской системой сбора и утилизации нефтяных газов и/или с факельной системой (на схеме газопровод 13 подключен к горелке печи 2 для нагрева перерабатываемого нефтепродукта). Низ сепаратора 9 подключен к линии 14 отвода воды и к линии 15 отвода конденсата. Линия 15 снабжена теплообменником 16 и подключена к средней части ректификационной колонны 3. Верх колонны 3 подключен через холодильник 8в к сепаратору 17, низ которого подключен к линиям 18 и 19 соответственно подачи орошения и отвода бензиновых фракций и к линии 21 для отвода воды, а верх подключен к линии 22 для отвода газа.

В процессе переработки тяжелые нефтепродукты, например гудрон, подвергаются термическому крекингу в печи и подаются в колонну 3, кубовым продуктом которой является сероводородсодержащий мазут (крекинг-остаток). При отводе кубового продукта (мазута) из колонны 3 производится его охлаждение в теплообменнике 5 до требуемой температуры - ниже температуры прекращения образования в нем вторичного сероводорода. Охлажденный мазут подается в зону питания отпарной колонны 7, в которой осуществляется многоступенчатое противоточное контактирование сероводородсодержащего мазута с перегретым паром и происходит десорбционное удаление из мазута основного количества (до 99%) содержащегося в нем сероводорода. В процессе переработки мазута в колонне 7 в ней поддерживается необходимая температура для обеспечения подвижности высоковязкого нефтепродукта (мазута), при этом давление на верху отпарной колонны составляет 0,026-4,0 ата. В указанном интервале давлений процесс десорбции сероводорода протекает наиболее эффективно; при большем или меньшем значениях этого давления резко снижается эффективность десорбции или увеличивается энергопотребление. Целесообразно, чтобы в качестве десорбирующего агента использовался перегретый пар, который подается в количестве 0,8-1,5% от сырья колонны. При меньшем или большем количестве подаваемого пара происходит или неполная десорбция сероводорода, или образуется чрезмерное количество кислого водяного конденсата, что мало влияет на качество продукции, но повышает энергозатраты.

В качестве десорбирующего агента может также использоваться углеводородный газ (любая смесь из углеводородов С1-С4 (метан, этан, пропан, бутан) или инертный (при данных технологических условиях) газ, например азот, углекислый газ и т.д. Однако использование перегретого водяного пара значительно упрощает и удешевляет аппаратурное оформление процесса десорбции. Вследствие того, что процесс десорбции сероводорода ведется с регулированием температуры перерабатываемого мазута, которая не должна превышать температуру предела термостабильности сероорганических соединений, входящих в его состав, в перерабатываемом мазуте не образуется новых соединений серы, при этом содержание сероводорода в обработанном мазуте резко снижается (на 98-99%) и не превышает 2 ppm, что соответствует установленным требованиям.

Предложенный способ опробован на Рязанском НПЗ. Результаты приведены в таблице 1.

Из таблицы видно, что предложенный способ удаления вторичного сероводорода из тяжелых нефтепродуктов обеспечивает резкое снижение содержания в них сероводорода и позволяет получить нефтепродукты с содержанием сероводорода, не превышающим нормы, установленные регламентом.

Использование предложенного изобретения позволит значительно снизить издержки производства тяжелых нефтепродуктов. Кроме того, обеспечивается снижение вредных выбросов с соответствующим улучшением экологической обстановки. Однако основным техническим результатом, достигаемым при использовании заявленного изобретения, является повышение качества тяжелых товарных топливных фракций (топливного мазута).

1. Способ удаления вторичного сероводорода, образующегося в тяжелых нефтепродуктах при их производстве, включающий ректификацию нефтяного сырья в основной ректификационной колонне, отличающийся тем, что кубовый продукт основной ректификационной колонны охлаждают и подают на десорбцию в отпарную колонну, при этом охлаждение осуществляют до температуры, не превышающей температуру термостабильности высококипящих сероорганических соединений, за счет чего прекращают образование вторичного сероводорода, а десорбцию сероводорода ведут при температуре не более 260°С, поддерживая давление в отпарной колонне на уровне 0,026-4,0 ата с подачей десорбирующего агента в количестве 0,8-1,5% от сырья этой колонны.

2. Способ удаления вторичного сероводорода по п.1, отличающийся тем, что в качестве десорбирующего агента используют перегретый водяной пар.

3. Способ удаления вторичного сероводорода по п.1, отличающийся тем, что в качестве десорбирующего агента используют углеводородный или инертный газы.

4. Способ удаления вторичного сероводорода по п.1, отличающийся тем, что верхним продуктом отпарной колонны отводят парогазовую смесь, которую конденсируют с получением конденсатов воды и углеводородов, последний из которых подают в виде рецикла в основную ректификационную колонну, а несконденсированные газы направляют на утилизацию, например на сжигание в печи для подогрева нефтяного сырья.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к использованию в качестве энергоносителей исходных материалов, содержащих диоксид кремния. .

Изобретение относится к удалению ртути из потока газообразного углеводорода. .

Изобретение относится к способу выделения и очистки 1,3-бутадиена из смеси преимущественно С4-углеводородов, содержащей 1,3-бутадиен и С4-углеводороды, отличающиеся от него по числу ненасыщенных связей и/или -ацетиленовых протонов, включающему как минимум зону(ы) экстрактивной ректификации с полярным экстрагентом, десорбции и обычной ректификации, характеризующемуся тем, что в качестве указанного экстрагента используют как минимум полярный органический растворитель с температурой кипения выше 120°С, проводят отгонку С4-углеводородов от указанного экстрагента из зон экстрактивной ректификации и десорбции при высоком давлении от 3,5 до 6,5 ата, как минимум в нижнюю часть и/или в кипятильник(и) зоны(зон) экстрактивной ректификации вводят углеводородный промежуточный десорбент с температурой кипения от 27 до 85°С в количестве, обеспечивающем его содержание в кубе(ах) зоны(зон) десорбции высокого давления от 3 до 30% мас.
Изобретение относится к нефтегазоперерабатывающей промышленности, в частности к способам стабилизации гидрогенизата обессеривания углеводородного сырья. .

Изобретение относится к нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности, в частности к способам ректификации нефти. .
Изобретение относится к нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей промышленности для очистки нефти от твердых парафинов. .

Изобретение относится к способу обработки потока продукта процесса автотермического крекинга, указанный поток продукта включает один или более олефинов, водород, монооксид углерода, диоксид углерода и один или более оксигенатов, и в котором оксигенаты присутствуют в потоке продукта до обработки при общей концентрации, составляющей от 100 до 5000 част./млн.

Изобретение относится к области очистки жидких углеводородов и может быть использовано в энергетике, нефтяной, авиационной, автомобильной, электротехнической, пищевой, микробиологической и медицинской промышленности для разделения, очистки и регенерации углеводородных жидкостей минерального и растительного происхождения и, в частности, нефти и нефтепродуктов.

Изобретение относится к очистке нефти от низкокипящих серосодержащих соединений. .

Изобретение относится к процессам нефтеперерабатывающей промышленности, в частности к способам очистки от сероводорода мазута и нефтяных фракций - компонентов товарного мазута.

Изобретение относится к очистке углеводородных масел, в частности трансформаторного масла, от механических частиц и может быть использовано в нефтехимической и энергетической областях промышленного производства.

Изобретение относится к технологическим процессам обработки нефтесодержащих шламов с получением сырья для производства битумов. .

Изобретение относится к методам аналитического контроля качества газового конденсата и нефтей и может быть использовано в нефтегазодобывающей, нефтеперерабатывающей отраслях промышленности.

Изобретение относится к способу отделения окрашенных тел и/или асфальтеновых примесей из смеси углеводородов с помощью мембраны путем пропускания части углеводородной смеси от входной стороны к стороне выхода пермеата из мембраны и с удалением со стороны выхода пермеата углеводородов, обладающих пониженным содержанием окрашенных тел и/или асфальтеновых примесей.

Изобретение относится к способу отделения окрашенных тел и/или асфальтеновых примесей из смеси углеводородов с помощью мембраны путем пропускания части углеводородной смеси от входной стороны к стороне выхода пермеата из мембраны и с удалением со стороны выхода пермеата углеводородов, обладающих пониженным содержанием окрашенных тел и/или асфальтеновых примесей.

Изобретение относится к способу удаления загрязняющих веществ из потока синтетического воска, полученного в реакции Фишера-Тропша, включающему по меньшей мере две отдельных стадии: образование и рост частиц, которые включают загрязняющее вещество, причем указанные частицы имеют достаточный для облегчения их удаления размер и указанные образование и рост стимулируют путем обработки указанного потока воска водной текучей средой, возможно, включающей кислоту; и удаление по меньшей мере некоторого количества частиц из потока синтетического воска при помощи одной или более единичных операций по удалению частиц; при этом водную текучую среду смешивают с потоком воска так, что вода составляет от 0,25 мас.% до 2 мас.% от массы потока воска, а кислота составляет от 0,005 мас.% до 0,5 мас.% от массы потока воска, температуру воска, смешанного с водной текучей средой, поддерживают на уровне выше по меньшей мере 160°С, и поток воска с водной текучей средой поддерживают при повышенной температуре в течение минимум одной минуты.

Изобретение относится к способу обработки углеводородных парафинов, включающему проведение гидротермической обработки металл-оксигенатных компонентов, содержащихся в углеводородах, полученных способом Фишера-Тропша, при температуре выше 100°С, где гидротермическую обработку производят водой при температуре от 100°С до 400°С, и гидротермическую обработку производят после прохождения первой зоны фильтрации при давлении 0,1-10 МПа в течение 1-60 минут, причем с целью проведения гидротермической обработки добавляют воду, а также способу обработки углеводородных парафинов, включающему проведение химической обработки металл-оксигенатных компонентов, содержащихся в углеводородных парафинах, полученных способом Фишера-Тропша, одним или более реагентами химической обработки, выбранными из органических кислот и ангидридов, проводимой в единой жидкостной фазе с целью модификации оксигенатов металлов.
Изобретение относится к нефтеперерабатывающей и нефтехимической отраслям промышленности и может быть использовано для увеличения глубины переработки углеводородсодержащего сырья
Наверх