ИНТЕГРИРОВАННЫЕ СПОСОБЫ ИЗВЛЕЧЕНИЯ МЕРКАПТАНОВ И/ИЛИ ОБЕССЕРИВАНИЯ, ОБЪЕДИНЕННЫЕ С ТЕРМИЧЕСКИМ ОКИСЛЕНИЕМ И ОБРАБОТКОЙ ДЫМОВЫХ ГАЗОВ Российский патент 2022 года по МПК C10G21/10 B01D53/00 B01D47/00 

Предпосылки создания изобретения

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.

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).

Аналогичные процессы производят нафтенсодержащие потоки отходов.

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.

Поэтому сохраняется необходимость в разработке всеобъемлющего способа для обработки сульфид-, нафтен-, фенол-/крезолсодержащих потоков отходов.

Определения

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... C_n, 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.

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.

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.

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).

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.

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.

Краткое описание графических материалов

На Фиг. 1 показан один вариант осуществления интегрированного способа извлечения меркаптанов и/или обессеривания, объединенного с термическим окислением и обработкой дымовых газов, настоящего изобретения.

На Фиг. 2 показан пример различных потоков, выходящих из установки удаления меркаптанов, и обработки, используемые для каждого потока в способе предшествующего уровня техники.

На Фиг. 3 показан пример различных потоков, выходящих из установки удаления меркаптанов, и обработки, используемые для каждого потока в способе настоящего изобретения.

Подробное описание

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

В некоторых вариантах осуществления способ дополнительно включает: направление потока отработанной щелочи из уравнительной емкости для углеводородов в уравнительную емкость для отработанной щелочи.

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.

В некоторых вариантах осуществления способ дополнительно включает: направление потока отработанного воздуха из газожидкостного сепаратора отработанного воздуха в секцию термического окисления и гашения.

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.

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.

В некоторых вариантах осуществления тепло для испарителя поступает из секции термического окисления и гашения или из внешнего источника тепла.

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.

В некоторых вариантах осуществления способ дополнительно включает: направление потока углеводородов из газожидкостного сепаратора топливного газа в уравнительную емкость для углеводородов.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

На Фиг. 1 показан один вариант осуществления интегрированного способа извлечения меркаптанов и/или обессеривания, объединенного с термическим окислением и обработкой дымовых газов, настоящего изобретения.

Способ может включать одну или более из установки 100 удаления меркаптанов, установки 102 обессеривания керосина и установки 104 обессеривания бензина.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

В некоторых вариантах осуществления поток 64 сернистых углеводородов из уравнительной емкости 106 для углеводородов может быть направлен в секцию 116 термического окисления и гашения.

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.

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.

Часть твердых частиц окисленной серы и/или твердых частиц карбоната может быть удалена из секции 116 термического окисления и гашения по линии 78.

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.

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.

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.

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.

ПРИМЕР

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,

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 SO_x.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

Конкретные варианты осуществления

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.

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 NO_x 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.

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.

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.

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.

Изобретение относится к интегрированным способам извлечения меркаптанов и/или обессеривания, объединенным с термическим окислением и обработкой дымовых газов. Описан 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. Технический результат - уменьшение количества серы в углеводородном сырье. 9 з.п. ф-лы. 3 ил., 1 пр.

1. 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 (112) для отработанной щелочи, причем отработанная жидкость содержит по меньшей мере одно из:

смешанного потока (24) аминов и щелочи из установки (100) удаления меркаптанов;

потока (26) отработанной щелочи из установки (100) удаления меркаптанов;

потока (58) отработанной нафтенсодержащей щелочи из установки (102) обессеривания керосина;

потока (60) отработанной сульфид-, фенол-/крезолсодержащей щелочи из установки (102) обессеривания бензина или установки (104) обессеривания керосина или обеих установок; или

потока (54) отработанной щелочи из другой технологической установки;

пропускание смешанного потока (66) отработанной щелочи из уравнительной емкости (112) для отработанной щелочи в секцию (116) термического окисления и гашения системы термического окисления, при этом смешанный поток (66) отработанной щелочи содержит по меньшей мере одно соединение серы, причем система термического окисления содержит секцию (116) термического окисления и гашения, секцию (118) удаления твердых частиц и секцию (120) удаления оксида серы;

окисление по меньшей мере одного соединения серы в секции (116) 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 (118) удаления твердых частиц;

конвертацию части твердых частиц окисленной серы в секции (120) 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.

2. Способ по п. 1, в котором система термического окисления дополнительно содержит комбинированную секцию удаления оксида азота и секцию (122) разрушения диоксина/фуранов, и при этом 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 (122) разрушения диоксина/фуранов;

направление дымового газа из секции (120) удаления оксида серы в комбинированную секцию удаления оксида азота и секцию (122) 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 NO_x до N₂ с образованием обработанных газов; и

выпуск обработанных газов из трубы.

3. Способ по п. 1, дополнительно включающий:

направление потока (22) нефти с дисульфидом из установки (100) удаления меркаптанов в уравнительную емкость (106) для углеводородов, причем поток (22) нефти с дисульфидом содержит дисульфиды и/или промывочную нефть/растворитель и щелочь;

направление потока (64) сернистых углеводородов из уравнительной емкости (106) для углеводородов в секцию (116) термического окисления и гашения; и

необязательно направление потока (28) углеводородных отходов из технологической установки в уравнительную емкость (106) для углеводородов;

направление потока (46) отработанной щелочи из уравнительной емкости (106) для углеводородов в уравнительную емкость (112) для отработанной щелочи.

4. Способ по п. 1, дополнительно включающий:

направление отработанного воздуха из аппарата отделения дисульфидов в установке (100) удаления меркаптанов в газожидкостный сепаратор (108) отработанного воздуха;

направление потока (20) отработанной щелочи из газожидкостного сепаратора (108) отработанного воздуха в уравнительную емкость (112) для отработанной щелочи; и

необязательно направление дополнительного потока (16) отработанного воздуха из технологической установки в газожидкостный сепаратор (108) отработанного воздуха,

необязательно направление потока (18) отработанного воздуха из газожидкостного сепаратора (108) отработанного воздуха в секцию (116) термического окисления и гашения.

5. Способ по п. 1, дополнительно включающий:

направление воздуха (68, 88) для сжигания в секцию (116) термического окисления и гашения или в комбинированную секцию удаления оксида азота и секцию (122) разрушения диоксина/фуранов или в обе секции.

6. Способ по п. 1, дополнительно включающий:

одно или более из:

направления первого потока (14) отработанной воды из установки (100) удаления меркаптанов в испаритель (110), причем первый поток (14) отработанной воды содержит воду и одно или более из щелочи или аминного соединения; или

направления второго потока (62) отработанной воды из установки (8) обработки керосина, при этом второй поток (62) отработанной воды содержит по меньшей мере воду и солевой раствор; и

удаления воды из по меньшей мере одного из первого или второго потоков (14, 62) отработанной воды с образованием упаренного потока (32), имеющего сниженное количество воды; и

направления упаренного потока (32) в уравнительную емкость (112) для отработанной щелочи.

7. Способ по п. 1, дополнительно включающий:

направление по меньшей мере одного из сжиженного нефтяного газа, топливного газа или отходящего газа в газожидкостный сепаратор (114) топливного газа; и

направление потока топливного газа из газожидкостного сепаратора (114) топливного газа в по меньшей мере одну из секции (116) термического окисления и гашения или комбинированной секции удаления оксида азота и секции (122) разрушения диоксина/фуранов;

необязательно направление потока (52) углеводородов из газожидкостного сепаратора (114) топливного газа в уравнительную емкость (106) для углеводородов.

8. Способ по п. 1, дополнительно включающий:

регулирование давления в по меньшей мере одной из уравнительной емкости (112) для отработанной щелочи или уравнительной емкости (106) 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 (112) для отработанной щелочи или уравнительной емкости (106) для углеводородов; и

отведение избытка сжиженного нефтяного газа, топливного газа или отходящего газа в газожидкостный сепаратор (114) топливного газа.

9. Способ по п. 1, дополнительно включающий:

направление потока подпиточной воды в по меньшей мере одну из уравнительной емкости (116) для отработанной щелочи, секции (116) термического окисления и гашения или секции (120) удаления оксида серы;

причем поток подпиточной воды содержит поток воды из по меньшей мере одной из установки (100) удаления меркаптанов, установки (102) обработки керосина или установки (104) обработки бензина.

10. Способ по п. 1, дополнительно включающий:

направление потока (84) щелочи в секцию (120) удаления оксида серы, причем поток (84) щелочи поступает из по меньшей мере одной из установки (100) удаления меркаптанов, установки (102) обработки керосина или установки (104) обработки бензина.