Установка для десорбции сероводорода из высококипящих нефтепродуктов. Суюндуков ратмир газпром нефть


способ удаления вторичного сероводорода, образующегося в тяжелых нефтепродуктах при их производстве - патент РФ 2451713

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.

Рисунки к патенту РФ 2451713

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 h3S 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 С1-С4 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 H 2S 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 h3 S 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 H 2S 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).

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

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.

www.freepatent.ru

ТехноПрогресс — Отраслевые новости / Акционеры "Славнефть-ЯНОСа" 1 февраля изберут новый совет директоров.

Акционеры "Славнефть-ЯНОСа" 1 февраля изберут новый совет директоров.

27 декабря 2011 года

Акционеры ОАО "Славнефть-Ярославнефтеоргсинтез" ("Славнефть-ЯНОС") 1 февраля рассмотрят вопрос о досрочном переизбрании совета директоров.На 8 мест в совет директоров выдвинуты 8 кандидатов: начальник департамента корпоративного регулирования ОАО "Газпром нефть" Алексей Дворцов, менеджер департамента переработки ОАО "ТНК-ВР Менеджмент" Ринат Зубаиров, директор департамента переработки бизнес-направления "Переработка и торговля" ОАО "ТНК-ВР Менеджмент" Виталий Зубер, начальник департамента экономики и инвестиций ОАО "Газпром нефть" Владимир Константинов, директор по производству и технологиям бизнес-направления "Переработка и торговля" ОАО "ТНК-ВР Менеджмент" Клаус Ниманн, вице-президент по производству в нефтепереработке бизнес-направления "Переработка и торговля" ОАО "ТНК-ВР Менеджмент" Леонид Розенберг, директор дирекции нефтепереработки ОАО "Газпром нефть" Александр Санников, заместитель генерального директора ОАО "Газпром нефть" по логистике, переработке и сбыту Анатолий Чернер.Из действующего состава совета директоров в список кандидатов не включены Ратмир Суюндуков и Александр Луговской. На их места выдвинуты Зубаиров и Зубер.Реестр акционеров для участия во внеочередном собрании акционеров закрыт 23 ноября.ОАО "Славнефть-ЯНОС" - производитель нефтепродуктов и продуктов органического синтеза в структуре НГК "Славнефть" , контролируемой "Газпром нефтью" и ТНК-ВР . Мощность переработки - 15,2 миллиона тонн нефти в год. 39,1% принадлежит ОАО "НГК "Славнефть", по 19,5% - Edie Holdings Ltd. (Кипр) и Hassla Holdings (Overseas) Ltd. (Кипр), 16,01% - Select Holdings Ltd.(Кипр).

Источник: Ссылка на

Для получения дополнительной информации оставьте онлайн-заявку или свяжитесь с нашими консультантами по телефону или факсу:

в Москве +7 (495) 411-94-36в Санкт-Петербурге +7 (812) 326-80-08в Казани 8 (843) 200-94-66в Пятигорске 8 (8793) 404-466в регионах РФ 8 800 234-94-36 (звонок бесплатный)

www.tehnoprogress.ru

Установка для десорбции сероводорода из высококипящих нефтепродуктов

 

Полезная модель относится к нефтеперерабатывающей промышленности и может быть использована в нефтепереработке для удаления сероводорода из высококипящих нефтепродуктов. Полезной моделью решается задача по повышению качества тяжелых топливных фракций нефти путем снижения содержания сероводорода в тяжелых нефтяных остатках, например, топливном мазуте за счет десорбционного удаления из них основного количества сероводорода в отпарной колонне, исключения необходимости в специальных химреагентах и соответствующем спецоборудовании. Решение указанной задачи обеспечено тем, что установка для десорбции сероводорода из высококипящих нефтепродуктов, включающая трубопровод подачи сырья в блок десорбции сероводорода, согласно полезной модели, трубопровод подачи сырья подключен к блоку десорбции сероводорода через теплообменник и фильтр для улавливания частиц кокса, при этом блок десорбции сероводорода выполнен в виде отпарной колонны, верхняя часть которой подключена к трубопроводу подачи сырья, а ее верх подключен через холодильник к сепаратору, снабженному линиями отвода конденсата в виде воды и газойля, а также газовым отводом для удаления сероводорода, причем низ отпарной колонны подключен к линии отвода обессеренного мазута, а нижняя часть этой колонны подключена к линии подачи отпаривающего агента. В предпочтительных вариантах выполнения, линия отвода обработанного мазута снабжена теплообменником и холодильником; линия подачи десорбирующего агента выполнена в виде паропровода для перегретого пара; холодильник выполнен в виде вентилятора с направляющим устройством; линия отвода сероводорода из сепаратора подключена к системе сбора и утилизации нефтяных газов; отпарная колонна оснащена мелкожалюзийными тарелками; фильтр для улавливания частиц кокса выполнен самоочищающимся и снабжен узлом удаления уловленных частиц кокса. Основным техническим результатом, достигаемым при использовании заявленной полезной модели, является значительное снижение производственных издержек и повышение качества тяжелых товарных топливных фракций нефти (топливного мазута).

Полезная модель относится к нефтеперерабатывающей промышленности и может быть использована в нефтепереработке для удаления сероводорода из высококипящих нефтепродуктов.

Из уровня техники известны различного рода установки, работа которых основана на процессах 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,. 68 г., с.90-91; 103-120).

Недостатком этих установок является низкое качество получаемых нефтепродуктов.

Известна установка для удаления кислых газообразных продуктов из жидких сред (см. Городнов В.П., Каспарьянц К.С., Петров А.А. «Очистка нефти от сероводорода», Нефтепромысловое дело, 1972, N7, с.32-34). В этой установке удаление сероводорода из нефти обеспечивается методом газовой десорбции, т.е. методом отдувки кислых газов, содержащихся в жидкости десорбирующим агентом - бессероводородным газом. При работе установки, нефть, содержащую сероводород, подогревают и подают на орошение верхней рабочей секции колонны, а отдувочный бессероводородный газ подают в нижнюю секцию колонны десорбера. При этом происходит барботирование бессероводородного газа через слой нефти. Очищенная от сероводорода нефть сходит с низа колонны, а газ с сероводородом отводится с ее верха.

Установка, реализующая указанный метод имеет сложную конструкцию и не может быть применена для удаления сероводорода из высококипящих нефтепродуктов. Кроме того, из-за необходимости значительных объемов закачиваемого газа - до 50 частей на одну часть объема нефти требуются большие энергозатраты, что повышает себестоимость очищенной нефти.

Наиболее близким аналогом к предложенной полезной модели является установка очистки нефти от сероводорода, включающая подводящий трубопровод очищаемой нефти и блок очистки нефти, содержащий буферную емкость, узел нейтрализации сероводорода с узлом приготовления и хранения химреагента-нейтрализатора, поршневой насос-дозатор, гаситель пульсаций давления, насос-дозатор, сужающий элемент, центробежный насос, подключенный после буферной емкости и узел транспортировки очищенной товарной нефти (см. RU 2120464, C10G 27/06, 1998 г).

Недостатком указанной установки является ее конструктивная сложность и значительные эксплуатационные затраты на очистку высокосернистой нефти, что обусловлено высоким расходом дорогостоящего химреагента на нейтрализацию содержащегося сероводорода (800 л/ч или более 7 тыс.м3 /год). Очищенная в этой установке нефть загрязнена продуктами нейтрализации сероводорода и химреагентом, а также содержит повышенное содержание воды (из-за образования реакционной воды и воды, поступающей в составе применяемого химреагента-нейтрализатора). Кроме того, эта установка не может быть применена для удаления сероводорода из высококипящих нефтепродуктов.

Технической задачей, на решение которой направлена заявленная полезная модель, является упрощение конструкции установки, повышение качества обрабатываемых продуктов за счет снижения содержания сероводорода в высококипящих нефтепродуктах (тяжелых нефтяных остатках), например, мазуте, исключение необходимости в химреагентах и спецоборудовании (многоступенчатых компрессорах, высоконапорных нефтяных насосах и т.д.).

Решение указанной задачи обеспечено тем, что установка для десорбции сероводорода из высококипящих нефтепродуктов, включающая трубопровод подачи сырья в блок десорбции сероводорода, согласно полезной модели, трубопровод подачи сырья подключен к блоку десорбции сероводорода через теплообменник и фильтр для улавливания частиц кокса, при этом блок десорбции сероводорода выполнен в виде отпарной колонны, верхняя часть которой подключена к трубопроводу подачи сырья, а ее верх подключен через холодильник к сепаратору, снабженному линиями отвода конденсата в виде воды и газойля, а также газовым отводом для удаления сероводорода, причем низ отпарной колонны подключен к линии отвода обработанного мазута, а нижняя часть этой колонны подключена к линии подачи отпаривающего агента. В предпочтительных вариантах выполнения, линия отвода обработанного мазута снабжена теплообменником и холодильником; линия подачи десорбирующего агента выполнена в виде паропровода; холодильник выполнен в виде вентилятора с направляющим устройством; линия отвода сероводорода из сепаратора подключена к заводской системе сбора и утилизации нефтяных газов и/или к факельной системе; отпарная колонна оснащена мелкожалюзийными тарелками; фильтр для улавливания частиц кокса выполнен самоочищающимся и снабжен узлом удаления уловленных частиц кокса.

Такое выполнение предложенной полезной модели позволяет решить актуальную проблему снижения содержания сероводорода в высококипящих нефтепродуктах (тяжелых нефтяных остатках). При этом не требуется сложного технологического оборудования и дорогих реагентов, а также значительно снижается энергопотребление и выбросы соединений серы.

Следует отметить, что в соответствии с современными требованиями содержание сероводорода в нефтепродуктах сильно ограничено, в частности, в мазуте топочном содержание h3S не должно превышать 2 ppm. В то же время количество сероводорода в высококипящих компонентах мазута находится в пределах 30-240 ppm, что обусловлено применяющейся технологией их производства, заключающейся, как правило, в применении процесса отпарки водяным паром в отпарных секциях ректификационных колонн. Однако при ректификации назначением отпарки является только дополнительное извлечение легкокипящих компонентов и регулирование температуры вспышки нефтепродукта, но не уменьшение содержания сероводорода. Поскольку при ректификации высококипящих нефтепродуктов температура в кубе колонны достигает 360°С, то на выходе из колонны и транспортировке нефтепродуктов по трубопроводу (являющегося по существу протяженным теплообменником) по мере охлаждения продуктового потока продолжается образование сероводорода и повышение его концентрации в нефтепродукте. Следствием этого является наличие h3S в нефтепродукте на уровне 30-50 ppm. To есть значительно выше регламентируемого. Одним из компонентов топочного мазута является остаток висбрекинга, в котором после его охлаждения содержание сероводорода находится в пределах от 50-60 ppm (при подаче водяного пара в ректификационную колонну) и до 170-240 ppm (без подачи водяного пара). В предложенной полезной модели учтено, что процесс термического разложения углеводородов, в том числе серосодержащих, практически прекращается при температуре 260°С. В соответствии с этим нефтепродукт, поступающий по трубопроводу с установки ректификации охлаждается до 260°С и вводится в отпарную колонну блока очистки, оборудованную 20-30-ю мелкожалюзийными или подобными тарелками. При подаче перегретого водяного пара вниз этой колонны происходит полное удаление сероводорода из товарного нефтепродукта (до остаточного содержания не более 2 ppm). Для исключения распада сероорганических соединений с образованием вторичного сероводорода, температура высококипящего нефтепродукта в процессе десорбции не должна превышать 260°С - температуры предела термостабильности сероорганических соединений. Эффективность отпарки сероводорода зависит также от общего давления в колонне и парциального давления сероводорода. Поэтому, целесообразно, чтобы процесс отпарки h3S проводился под давлением на верху отпарной колонны в пределах 0,026-4,0 ата с подачей десорбирующего агента (перегретого водяного пара) в количестве 0,8-1,5% от сырья отпарной колонны.

Полезная модель иллюстрируется чертежом, на котором представлена принципиальная схема предложенной установки.

Установка для десорбции сероводорода из тяжелых нефтяных остатков, включает трубопровод 1 подачи сырья из блока А - ректификации в блок Б - десорбции сероводорода. Сырьем блока Б являются полученные в блоке А высококипящие нефтепродукты (тяжелые нефтяные остатки перегонки нефти). Блок А представляет собой установку для перегонки нефти или установку для термического превращения тяжелых нефтяных остатков. Трубопровод 1 является линией отвода кубового продукта ректификационной колонны 2 блока А. Трубопровод 1 подключен через теплообменник 3 к верхней части отпарной колонны 4 блока Б, оснащенной 20-30-ю мелкожалюзийными или подобными тарелками 5. Верх отпарной колонны 4 подключен через холодильник 6а к сепаратору 7. Низ колонны 4 подключен к линии 8 отвода обработанного мазута (с содержанием сероводорода до 2 ppm), причем нижняя часть отпарной колонны 4 подключена к линии 9 подачи десорбирующего (отпаривающего) агента (перегретого пара). Линия 8 оснащена теплообменником 10 и холодильником 6б. Линия 9 выполнена в виде паропровода для подачи в низ колонны 4 перегретого пара. В качестве холодильников 6а, 66 используются вентиляторы с направляющими устройствами. Целесообразно, чтобы верх сепаратора 7 был соединен газопроводом 11 с заводской системой сбора и утилизации нефтяных газов и/или с факельной системой (в данном случае газопровод 11 подключен к горелке печи 12 для нагрева перерабатываемого нефтепродукта). Нижняя часть сепаратора 7 подключена к линии 13 отвода воды и к линии 14 отвода конденсата газойля. Линия 14 снабжена теплообменником 15 и подключена к средней части ректификационной колонны 2. На линии 1 подачи сырья в отпарную колонну 4 установлен самоочищающийся (или промывной) фильтр 16 для улавливания частиц кокса. Целесообразно, чтобы фильтр 16 был снабжен узлом удаления уловленных частиц кокса (условно не показан). Верх колонны 2 по линии 17, оснащенной холодильником 18 (аналогичным по конструкции холодильникам 6а и 6б), подключен к сепаратору 19, низ которого подключен к линям 20 и 21, соответственно, подачи орошения и отвода бензиновых фракций, а также к линии 22 - отвода воды и к линии 23 - отвода газа.

Работа предложенной установки осуществляется следующим образом.

В блок А подаются на переработку высококипящие нефтепродукты (тяжелые нефтяные остатки), например, гудрон. Кубовым остатком ректификационной колонны 2 является мазут, который охлаждается до 260°С и по трубопроводу 1 закачивается в зону питания отпарной колонны 4 блока Б. В колонне 4 осуществляется многоступенчатое противоточное контактирование сероводородсодержащего мазута с перегретым паром, в результате чего достигается десорбционное удаление из нефтепродукта основного количества (до 99%) содержащегося в нем сероводорода. В процессе переработки мазута в колонне 4 в ней поддерживается температура не выше 260°С для исключения возможности распада сероорганических соединений и повышения за счет этого концентрации сероводорода. Целесообразно, чтобы давление на верху отпарной колонны составляло 0,026-4,0 ата. Подержание указанных параметров проведения процесса десорбции в обрабатываемом мазуте не приводит к образованию новых порций сероводорода, при этом его содержание в обработанном мазуте составляет не более 2 ppm, т.е. полностью соответствует регламентным требованиям.

Использование предложенной полезной модели обеспечит существенное снижение производственных издержек за счет исключения затрат на химреагенты, значительного упрощения конструкции установки и снижения энергозатрат при ее эксплуатации. Кроме того, обеспечивается снижение вредных выбросов и улучшение экологической обстановки. Однако основным техническим результатом, достигаемым при использовании заявленной полезной модели, является повышение качества тяжелых товарных топливных фракций (топливного мазута).

1. Установка для десорбции сероводорода из высококипящих нефтепродуктов, включающая трубопровод подачи сырья в блок десорбции сероводорода, отличающаяся тем, что трубопровод подачи сырья подключен к блоку десорбции сероводорода через теплообменник и фильтр для улавливания частиц кокса, при этом блок десорбции сероводорода выполнен в виде отпарной колонны, верхняя часть которой подключена к трубопроводу подачи сырья, а ее верх подключен через холодильник к сепаратору, снабженному линиями отвода газа и конденсата в виде воды и газойля, причем низ отпарной колонны подключен к линии отвода обработанного мазута, а нижняя часть этой колонны подключена к линии подачи десорбирующего агента.

2. Установка по п.1, отличающаяся тем, что линия отвода обработанного мазута снабжена теплообменником и холодильником.

3. Установка по п.1, отличающаяся тем, что линия подачи десорбирующего агента выполнена в виде паропровода для перегретого пара.

4. Установка по п.1 или 2, отличающаяся тем, что холодильник выполнен в виде вентилятора с направляющим устройством.

5. Установка по п.1, отличающаяся тем, что линия отвода газа из сепаратора подключена к заводской системе сбора и утилизации нефтяных газов и/или к факельной системе.

6. Установка по п.1, отличающаяся тем, что отпарная колонна оснащена мелкожалюзийными или подобными тарелками.

7. Установка по п.1, отличающаяся тем, что фильтр для улавливания коксовых частиц выполнен самоочищающимся и снабжен узлом для удаления уловленных коксовых частиц.

poleznayamodel.ru