Устройство и способ для удаления меркаптанов из сырьевых газов

012698 Заявка на данное изобретение на выдачу патента просит установить приоритет по предварительной патентной заявке США 60/764513, поданной 1 февраля 2006 г. Область техники Областью техники, к которой относится изобретение, является переработка и очистка газа, и в частности переработка и очистка газа для удаления серосодержащих соединений из природного газа и нефтезаводского топливного газа. Уровень техники изобретения Газовые потоки могут быть очищены рядом способов для уменьшения содержания кислого газа(например, H2S и/или CO2), как правило, с применением растворителя с более или менее выраженной селективностью в отношении к конкретному компоненту кислого газа. К сожалению, многие газовые потоки также содержат значительные количества примесей не кислых газов, а, в частности, меркаптанов и других серосодержащих соединений (например, низкоалкильные меркаптаны, карбонилсульфид, диметилсульфид, сероуглерод, пропантиол, тиофен и т.д.), которые склонны участвовать в нежелательных побочных реакциях с растворителем. Как следствие таких реакций - часто требуется переработка растворителя, замена и/или добавки для уменьшения коррозии и ингибирования возникновения коррозии. Альтернативно, в других известных устройствах необходимы установки предварительной и последующей очистки для того, чтобы приводить газовый поток в состояние, приемлемое для дальнейшей переработки. Один из известных примеров устройства переработки газа, которое применяет физический растворитель, изображается на фиг. 1 предшествующего уровня техники, в котором кислые газы абсорбируются в абсорбере, который образует обогащенный растворитель. Обогащенный растворитель затем быстро испаряется в испарительной емкости с образованием паров, рециркулируемых в абсорбер, в то время как жидкость направляется в регенератор. Здесь кислые газы удаляются из растворителя для образования обедненного растворителя, который перекрестно обменивается с обогащенным растворителем перед повторным введением в абсорбер. Удаленные таким образом кислые газы и другие серосодержащие соединения затем перерабатываются в трехфазном сепараторе для получения орошающего потока для регенератора, пара с загрязняющими примесями и жидкости с загрязняющими примесями. Загрязняющие газы обычно перерабатываются далее в установке Клауса, в то время как жидкости с загрязняющими примесями обычно подаются на очистку для последующей переработки (например, в установку гидроочистки). Чаще всего растворители выбирают из физических или аминовых растворителей (например, пропиленкарбоната, трибутилфосфата, метилпиролидона, диалкиловых эфиров полиэтиленгликоля, составных третичных аминов и т.д.), которые могут использоваться для удаления по меньшей мере части меркаптанов и тяжелых углеводородов из сырьевого газа. Несмотря на то что такие процессы в основном удовлетворяют требованию по удалению серы для различных сырьевых газов, однако некоторые проблемы все еще остаются. Наиболее существенно, что требования переработки соединений, содержащих серу, во избежание выброса кислого газа, обычно перемещаются только в место ниже по потоку. Например, гидроочистка меркаптансодержащих жидкостей в существующей установке очистки может перегружать оборудование процесса, и чаще всего будет требоваться его модификация. Также серосодержащие соединения, но не H2S, в газах для установок по производству серы будут часто создавать проблемы конверсии в установке по производству серы. Помимо прочих вещей, для высоких скоростей термической деструкции меркаптанов и сероорганических примесей реакционная печь Клауса должна работать при высокой температуре пламени, которая будет значительно сокращать время жизни установки по производству серы и увеличивать капитальные и эксплуатационные затраты. Однако даже при более высоких температурах пламени термическая деструкция меркаптанов часто бывает неполной. Необходимо признать, что такие установки обычно неселективны при удалении H2S и примесей. Таким образом, совместная абсорбция CO2 растворителем часто относительно высокая, которая влечет за собой более высокую циркуляцию растворителя и более высокое энергопотребление. Хуже того, совместная абсорбция приводит к кислому газу, обогащенному CO2, который нежелателен для установок по производству серы далее по потоку. Таким образом, и в особенности там, где сырьевой газ включает относительно высокие количества меркаптанов и сероорганических соединений, капитальные и эксплуатационные затраты значительно возрастают. Кроме того, другие примеси (например, ненасыщенные углеводороды, кислород и диоксид серы) могут вступать в реакцию с растворителем, приводя к ухудшению качества продуктов и уменьшенной эффективности растворителя. Чтобы избежать хотя бы части проблем, связанных с неудовлетворительным удалением примесей,использовались различные способы предварительной и последующей очистки. К сожалению, большинство таких способов неэффективны и дорогостоящи; когда примеси удаляются впроцессах абсорбции с неподвижным слоем, они могут приводить к проблеме удаления отработанного абсорбента. Следовательно, различные проблемы, связанные с производительностью, стоками, выбросами и качеством продукта, в особенности в установках по производству серы и очистки хвостовых газов, находящихся ниже по потоку, все еще остаются. Например, кислый газ, производимый в таком процессе очистки, главным образом имеет низкое качество (например, включает значительное количество примесей и/или относи-1 012698 тельно высокие количества совместно абсорбированных CO2 и углеводородов), а также часто требует дополнительной переработки и более высокого энергопотребления. Более того, совместно абсорбированные углеводороды в кислом газе должны обычно превращаться в CO2 в установке по производству серы, что приводит к повышению выбросов CO2 из процесса. Таким образом, несмотря на значительную величину потенциальной энергии углеводородов, большинство известных в настоящее время процессов несостоятельны в удалении этих загрязняющих углеводородных потоков в качестве ценного продукта. В других известных процессах установка очистки хвостовых газов используется для того, чтобы контролировать сернистые выбросы с установки по производству серы. Даже если выбросы сокращаются до очень низкого уровня ppm, то общее количество ежегодных выбросов серы (т/год) в удаляемом потоке все еще относительно высокое в основном из-за относительно высоких скоростей удаления газов, объясняемых высоким содержанием совместно абсорбируемого CO2 в процессе очистки. Более того, примеси и углеводороды в кислом газе большинства известных устройств очистки газа часто не полностью разрушаются в установках по производству серы, а серный продукт будет, следовательно, содержать непревращенные углеводороды и меркаптаны. Следовательно, несмотря на то что из уровня техники известны процессы очистки газа и устройства, все или почти все из них страдают от одного или более недостатков, и особенно, когда сырьевой газ включает относительно высокие уровни кислых газов, углеводородов, меркаптанов и сероорганических примесей. Сущность изобретения Настоящее изобретение направлено на устройства установки и способы для удаления сернистых соединений из сырьевых газов (и дополнительно сжиженного нефтяного газа, СНГ), в которыхCOS-компоненты гидролизуются с формированием H2S, который последовательно абсорбируется наряду с другими сернистыми включениями в обедненном углеводородном растворителе, чтобы получать, таким образом, обессеренный газ и обогащенный растворитель. Наиболее предпочтительно H2S и другие примеси затем окисляются в каталитическом конвертере для формирования дисульфидов, которые выделяются из растворителя, который далее дополнительно перерабатывается для получения обедненного углеводородного растворителя для повторного использования. В одном аспекте предмета изобретения газоочистительное устройство включает установку гидролиза COS, установленную для гидролиза COS в меркаптансодержащем сырьевом газе (обычно легкие меркаптаны, такие как метил- и этилмеркаптаны), для получения очищенного сырьевого газа. Абсорбер связан с установкой COS-гидролиза и устроен для приема и контактирования очищаемого сырьевого газа с обедненной, предпочтительно гидроочищенной обессеренной углеводородной жидкостью, чтобы получать, таким образом, меркаптанобогащенную углеводородную жидкость и обессеренный газовый продукт, а установка каталитической конверсии текучей средой связана с абсорбером и установлена, чтобы принимать обогащенную жидкость и, таким образом, производить дисульфиды из меркаптанов. Далее, в основном предпочтительно, чтобы первая дистилляционная колонна связывалась между абсорбером и установкой каталитической конверсии и устанавливалась так, чтобы первая дистилляционная колонна производила первый серочищенный верхний продукт и С 2-обедненную и обогащенную меркаптанами и соединениями серы углеводородную жидкость. Более предпочтительно в таких установках устанавливается первый рециркуляционный трубопровод, чтобы подавать первый сероочищенный верхний продукт в очищенный сырьевой газ. Кроме того, необязательно, вторая дистилляционная колонна устанавливается ниже по потоку, связана с установкой каталитической конверсии и устроена таким образом, чтобы вторая дистилляционная колонна производила второй сероочищенный верхний продукт и С 6+ и меркаптанобогащенную углеводородную жидкость. В таких устройствах может обеспечиваться второй трубопровод и устанавливаться для подачи второго сероочищенного верхнего продукта в обессеренный газовый продукт. Установка может устанавливаться, где требуется гидроочистка углеводородов, чтобы принимать и перерабатывать С 6+ и меркаптанобогащенную углеводородную жидкость, получая, таким образом, обедненную гидроочищенную углеводородную жидкость, которая затем повторно используется в абсорбере. Кроме того, источник СНГ может быть связан с установкой каталитической конверсии и обеспечивать СНГ, который содержит один или более меркаптанов и сероорганических соединений. Чаще всего источник топливного газа связан текучей средой с установкой COS-гидролиза и устроен для обеспеченияCOS/меркаптаночищенного газа. Следовательно, в другом аспекте предмета изобретения способ удаления сернистых соединений из сырьевого газа будет включать стадию гидролиза COS в меркаптансодержащем сырьевом газе, чтобы формировать очищенный сырьевой газ. На другой стадии сернистые соединения абсорбируются из очищаемого сырьевого газа с использованием обедненной гидроочищенной углеводородной жидкости, чтобы получать, таким образом, серо- и меркаптанобогащенную углеводородную жидкость и обессеренный газообразный продукт. Еще на одной стадии легкие сернистые и меркаптановые соединения в меркаптанобогащенной углеводородной жидкости каталитически превращаются, формируя, таким образом, дисульфиды.-2 012698 Различные объекты, признаки, аспекты и преимущества настоящего изобретения будут более очевидными из следующего подробного описания вариантов осуществления изобретения. Краткое описание чертежей Фиг. 1 предшествующего уровня техники - пример схемы известной установки очистки газа. Фиг. 2 - пример схемы установки очистки газа согласно предмету изобретения. Подробное описание Настоящее изобретение направлено на устройства установки и способы очистки потока газа (например, нефтезаводского газа, топливного газа), включающего COS, кислые газы, олефины, кислород,тяжелые углеводороды, меркаптаны (например, метил-, этил-, пропил-, бутил- и более тяжелые меркаптаны) и/или сероорганические примеси, в которых примеси, в первую очередь, подвергаются стадииCOS-гидролиза и в которых обработанные таким образом примеси абсорбируются в абсорбере, который применяет растворитель, где предпочтительно абсорбируются H2S и меркаптаны, по сравнению с легкими углеводородами (С 1-С 4 включительно). Легкие углеводороды, уносимые со стадии абсорбции, удаляются из растворителя в первой дистилляционной колонне и предпочтительно возвращаются в абсорбер. Обогащенный растворитель, содержащий теперь более тяжелые углеводороды (С 5+), H2S и меркаптаны,затем подвергается окислительному этапу для получения дисульфидсодержащих отходов производства,а остающийся растворитель с более тяжелыми компонентами, которые могут затем перерабатываться в другой колонне, - для получения обессеренных более легких компонентов и растворителя/более тяжелого углеводородного продукта (который может очищаться, чтобы регенерировать гидроочищенный углеводородный растворитель для рециркулирования и чтобы получать гидроочищенный углеводородный товарный продукт). Следовательно, необходимо особенно оценить то, что рассматриваемые устройства и способы значительно сокращают, если даже не почти полностью устраняют, выбросы сернистых компонентов, углеводородов и/или других примесей, наряду с этим обеспечивая очищенный от серы и примесей газ, который соответствует строгим экологическим нормам. Одно из примерных устройств согласно предмету изобретения изображается на фиг. 2. Здесь, загрязненный нефтезаводской газовый поток 1 примерно при 100F и примерно 100-200 psig нагревается в теплообменнике 50 приблизительно до 200-350F, образуя поток 2, обычно используя отходящее тепло выхлопного потока 4 COS-гидролиза. Поток 2 далее нагревается паром или горячим нефтепродуктом примерно до 350F в теплообменнике 51, формируя поток 3, который подается в установку гидролизаCOS 52, в которой COS в сырьевом газе превращается в H2S, посредством реакции гидролизаCOS+H2OH2S+CO2. Реакция гидролиза является экзотермической, и в присутствии низкого уровня содержания H2S в потоке 3 по меньшей мере около 95% содержания COS превращается в H2S. COSобедненный газ (поток 4) обменивается теплом с сырьевым газом примерно до 150F, образуя поток 5, и далее охлаждается в теплообменнике 53 примерно до 90F (например, воздушным холодильником или охлаждающей водой). Охлажденный отходящий поток объединяется с верхним паровым потоком 7 из дистилляционной колонны 57, образуя объединенный поток 6, который подается в нижнюю секцию абсорбера 54. Поток 6 контактирует в абсорбере 54 с потоком 8, который предпочтительно представляет собой углеводородную жидкость, обедненную серой, как правило, с установки гидроочистки (например, нафта,характеризуемая плотностью в градусах АНИ в пределах 45-90 и ДНП 2-11,0 psia) для селективной абсорбции меркаптанов и сероорганических примесей. Для дальнейшего улучшения эффективности абсорбции поток жидкого нефтепродукта 25 предпочтительно резко охлаждают в теплообменнике 55 с образованием потока 8 примерно при 50-60F. Чаще всего используется холодильная установка (например,с использованием пропана или абсорбционная холодильная установка), чтобы обеспечить требуемый режим охлаждения. Необходимо понимать то, что более низкие температуры будут сокращать потребление жидкого нефтепродукта и также сокращать расходы на разделение ниже по потоку. Нижняя температура охлаждения обычно ограничивается температурой гидратообразования газа в абсорбере. По этой причине температуры охлаждения поддерживаются на уровне около 50-60F или выше температуры гидратообразования газа в абсорбере 54. Альтернативно и особенно когда желательны низкие температуры, вода может удаляться в положении выше по потоку от абсорбера. Абсорбер 54 производит нижний жидкостной поток 10, уже обогащенный меркаптанами и сероорганическими веществами, который нагнетается насосом 56 в виде потока 13 в дистилляционную колонну 57, работающую при 250 psig. Дистилляционная колонна 57 предпочтительно устроена и работает для того, чтобы производить нижний жидкий продукт с низкой концентрацией этана путем применения ребойлера 58 при температуре примерно 350-425F (например, используя пар или горячий нефтепродукт как источник тепла). Охлаждающий змеевик 70 предпочтительно соединяется с верхом колонны, чтобы обеспечить орошение для ректификации более тяжелых компонентов. Однако необходимо отметить, что охлаждающий змеевик может также устанавливаться снаружи колонны вместе с емкостью для орошения и насосами (не показаны) и они могут также охлаждаться холодильником. Таким образом, дистилляционная колонна 57 производит верхний парообразный поток 7, который обеднен меркаптанами и сероорганическими соединениями и который рециркулируется назад в переднюю секцию установки. Необходимо особенно оценить, что путем управления технологическими параметрами колонны 57 (температура-3 012698 и давление) более легкий парообразный компонент с удаленными примесями может рециркулироваться в абсорбер без сжатия газа, наряду с получением нижнего жидкостного потока, обогащенного примесями 14. Поток 14 перерабатывается в установке каталитической конверсии 59, которая катализирует окисление легких меркаптанов до дисульфидов в присутствии кислорода и щелочи (например, NaOH или других подходящих оснований). В наиболее известных устройствах каталитическое окисление меркаптанов в дисульфиды обычно используется, чтобы очищать углеводородное сырье, содержащее легкие меркаптаны (например, тяжелые прямогонные бензины, произведенная в процессах висбрекинга и коксования нафта, керосины и дизельные топлива), и в зависимости от особенностей устройств и исходного сырья могут быть необходимы секции предварительной и последующей очистки. Сформированные таким образом дисульфиды сепарируются в каталитической установке и при необходимости связываются. Установка каталитической конверсии 59 (установка сероочистки демеркаптанизацией) может также использоваться, чтобы перерабатывать поток загрязненного СНГ 19 (когда это доступно и необходимо) для получения обессеренной углеводородной жидкости, которая далее перерабатывается ниже по потоку в дистилляционной колонне 61. Дистилляционная колонна 61 обычно устанавливается для того, чтобы фракционировать углеводородный поток 15 на очищенный от примесей верхний паровой поток 11 и обогащенный примесями С 6+ жидкостной поток 16, используя ребойлер 62 и объединенный охлаждающий конденсатор 60. Как указано выше, охлаждающий змеевик может устанавливаться снаружи колонны вместе с емкостью для орошения и насосами (не показаны) и может охлаждаться холодильником. Очищенный от примесей верхний парообразный поток 11 (который содержит С 6 и более легкие компоненты) объединяется с очищенным газовым потоком 9 из абсорбера 54, образуя поток 12. Объединенный очищенный газ обычно имеет содержание серы менее чем 10 млн-1 по объему. Нижний жидкий продукт 16, содержащий С 6+, и более тяжелые сернистые и меркаптановые компоненты (которые не превратились в установке каталитической конверсии 59) охлаждаются в холодильнике 63 и направляются в виде потока 17 в установку очистки 64(например, реактор гидроочистки) для дальнейшего получения очищенного от сернистых примесей (менее чем 1 млн-1 по массе) С 6+ углеводородного жидкостного потока 18. Необязательно, часть потока 18 рециркулируется назад в абсорбер 54 в виде потока 25 для очистки от сернистых примесей. В таблице представлены примерные подсчитанные составы сырьевого газа и продукта с использованием устройства согласно фиг. 2. В отношении сырьевого газа предполагается, что состав сырьевого газа может значительно варьироваться и, таким образом, подходящие сырьевые газы включают природный газ при различных давлениях, синтез-газ, газы из органических отходов и различные отходящие нефтезаводские газы. Однако в особенно предпочтительных аспектах сырьевой газ является природным газом низкого качества и низкого давления с составом примерно 0,1-1% CO2, 20-60% C1, 0,001-1% H2S, 2-20% Н 2, 2-10% С 2-С 5, 0,05-5% С 6-С 7, 0,01-0,5% С 8-С 9+, 0,001-1% меркаптанов, органических дисульфидов, тиофенов, карбонилсульфидов и примесей оксидов серы с остатком, являющимся инертами (например, О 2 и N2). При использовании здесь термин примерно в сочетании с числом относится к диапазону этих чисел, начинающихся от 20% ниже абсолютной величины числа до 20% выше абсолютной величины числа включительно. Например, термин примерно 100F относится к диапазону от 80 до 120F, а термин примерно 100 psig относится к диапазону от 80 до 120 psig.-4 012698 Что касается установки гидролиза COS, то предполагается, что все известные в настоящее время установки гидролиза COS являются подходящими для использования здесь при условии, что такие установки гидролиза будут осуществлять (каталитическую) конверсию COS в H2S и CO2. Подобно этому абсорбер может быть обычным и включать тарелки, насадки и/или другое оборудование для контактирования. Специалист ординарных профессиональных навыков в данной области техники будет способен выбрать конфигурацию такого абсорбера, основываясь на данные технологические параметры, включающие объем газа, растворитель и состав газа. Особенно предпочтительные растворители для абсорбции меркаптанов и H2S из потока установки гидролиза COS включают обедненные (сероочищенные или гидроочищенные) углеводородные жидкости, в частности гидроочищенную нафту, характеризующуюяся плотностью в градусах АНИ в диапазоне 45-95 и RVP (упругость паров по Рейду) 2-10 psia. Однако различные альтернативные гидроочищенные обедненные растворители также считаются подходящими при условии, что такие обедненные растворители селективно абсорбируют меркаптаны и сероорганические примеси. Основные альтернативные подходящие гидроочищенные растворители включают те, которые абсорбируют меркаптаны с относительно высокой специфичностью (например, по меньшей мере в 2 раза, более типично по меньшей мере в 5 раз и еще более типично по меньшей мере в 10 раз лучшей абсорбцией) к меркаптанам по сравнению с несернистыми соединениями, включающими кислород, CO и/или CO2. Следовательно, абсорбер будет обычно формировать чистый обессеренный газообразный верхний продут и обогащенный соединениями серы (например, H2S, меркаптанами и другими сероорганическими соединениями (например, тиофенами растворитель. Поскольку для работы предпочтительно, чтобы дистилляционная колонна находилась ниже по потоку и текучей средой была связана с абсорбером, чтобы принимать меркаптан-серообогащенный растворитель. Дистилляционная колонна предпочтительно работает при условиях, эффективных для отделения по меньшей мере части более легких углеводородов (например, пропана и более легкие) в виде верхнего парообразного продукта, который может затем рециркулироваться назад в абсорбер. Альтернативно, более легкие углеводороды могут также использоваться в другой части установки для дальнейшего разделения в качестве топлива или для хранения/продажи. Нижний продукт (СНГ и более тяжелые компоненты плюс примеси) этой дистилляционной колонны затем подают в обычную установку каталитической конверсии, которая устанавливается для работы в качестве окислительно-каталитической установки для получения дисульфидов из легких меркаптанов и других серосодержащих соединений. Такая реакция обычно осуществляется в присутствии кислорода и щелочи (NaOH) при условиях, хорошо известных из уровня техники. Необходимо особенно отметить, что образованные таким образом дисульфиды в таких каталитических установках легко отделяются от остающихся углеводородов в виде легких меркаптанов (обычно метил- или этилмеркаптанов), и некоторые сероорганические соединения превращаются в дисульфидное масло, которое может быть соответствующим образом удалено. Кроме того, такой процесс может также использоваться для очистки ряда другого относительно распространенного углеводородного сырья (например, тяжелых прямогонных бензинов, производимой висбрекингом и коксованием нафты, керосинов и дизельного топлива) и может, следовательно, работать, чтобы также принимать поток СНГ, содержащий сернистые соединения. Очищенная от легких меркаптанов и сернистых соединений углеводородная жидкость из установки каталитического окисления может далее перерабатываться ниже по потоку к дистилляционной колонне, которая устроена и работает, чтобы фракционировать С 5/С 6 и более легкие компоненты на верхний парообразный продукт (который может объединяться с очищенным газом из абсорбера) от оставшегося С 6 и более тяжелых меркаптановых компонентов. Более предпочтительно, чтобы С 6 и более тяжелые меркаптановые компоненты из дистилляционной колонны повторно использовались(сразу или после переработки в установке очистки) в качестве обедненного растворителя в абсорбере. Следовательно, необходимо оценить, что рассматриваемые устройства могут производить очищенный газ с общим содержанием серы обычно менее чем примерно 20 млн-1 по объему и более типично менее чем примерно 10 млн-1 по объему, в то же время жидкость из нижней части дистилляционной колонны может использоваться в очистке для дальнейшей переработки в товарную обессеренную С 6+-углеводородную жидкость. Таким образом, были раскрыты варианты осуществления и применения удаления меркаптанов из сырьевых газов. Однако для специалиста в данной области техники должно быть очевидно, что возможно много больше модификаций, кроме уже описанных, которые не выходят за границы замысла настоящего изобретения. Предмет изобретения, следовательно, не должен ограничиваться ничем, кроме приложенных пунктов формулы изобретения. Более того, при интерпретировании как описания, так и пунктов формулы изобретения все термины следует понимать наиболее широким образом в соответствии с контекстом. В частности, термины включает и включающий следует понимать как относящиеся к элементам, компонентам или стадиям, неисключающим образом указывая на то, что перечисляемые элементы, компоненты или стадии могут присутствовать или использоваться или сочетаться с другими элементами, компонентами или стадиями, не указанными особо. Кроме того, когда определение или использование термина в ссылке, которая включается ссылкой здесь, противоречиво или противоположно оп-5 012698 ределению того термина, который представлен здесь, то применяется определение термина, представленного здесь, а определение этого термина, представленного в ссылке, не применяется. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Устройство очистки газа, включающее установку гидролиза COS, выполненную так, чтобы гидролизовать COS в меркаптансодержащем сырьевом газе в сероводород с получением очищенного сырьевого газа, содержащего сероводород; абсорбер, связанный ниже по потоку с установкой гидролиза COS и способный принимать очищенный сырьевой газ и обедненную углеводородную жидкость и в результате производить углеводородную жидкость, обогащенную меркаптанами и H2S, и обессеренный газообразный продукт и установку каталитической конверсии, связанную ниже по потоку с абсорбером и способную принимать углеводородную жидкость, обогащенную сернистыми соединениями из абсорбера, для получения дисульфидов из меркаптанов и для получения обессеренного углеводородного продукта. 2. Устройство по п.1, дополнительно включающее первую дистилляционную колонну, установленную ниже по потоку от абсорбера и выше по потоку от установки каталитической конверсии и выполненную так, чтобы первая дистилляционная колонна производила первый сероочищенный верхний продукт и С 2-обедненную меркаптанобогащенную углеводородную жидкость в качестве нижнего продукта. 3. Устройство по п.2, дополнительно включающее первый рециркуляционный трубопровод, установленный для подачи первого сероочищенного верхнего продукта в очищенный сырьевой газ. 4. Устройство по п.2 или 3, дополнительно включающее вторую дистилляционную колонну, установленную ниже по потоку установки каталитической конверсии, причем вторая дистилляционная колонна принимает обессеренный углеводородный продукт и производит второй сероочищенный верхний продукт и обогащенную С 6+ и тяжелыми меркаптанами углеводородную жидкость в качестве нижнего продукта. 5. Устройство по п.4, дополнительно включающее второй трубопровод, установленный для подачи второго сероочищенного верхнего продукта в обессеренный газообразный продукт. 6. Устройство по п.4, дополнительно включающее установку гидроочистки углеводородов, связанную ниже по потоку со второй дистилляционной колонной и способную производить обедненную углеводородную жидкость из обогащенной тяжелыми меркаптанами и сероорганическими соединениями углеводородной жидкости. 7. Устройство по п.1, дополнительно включающее источник сжиженного нефтяного газа, связанного выше по потоку с установкой каталитической конверсии. 8. Способ удаления сернистых соединений из сырьевого газа, заключающийся в том, что осуществляют гидролиз COS в серо- и меркаптансодержащем сырьевом газе до сероводорода с получением очищенного сырьевого газа, включающего сероводород; абсорбируют серосодержащие соединения из очищаемого газа, используя обедненную гидроочищенную сероочищенную углеводородную жидкость, с получением жидкости, обогащенной меркаптанами и сероводородом и обессеренного газообразного продукта; и проводят каталитическую конверсию легких меркаптанов в обогащенной углеводородной жидкости с получением дисульфидов. 9. Способ по п.8, в котором дополнительно осуществляют первую дистилляцию обогащенной углеводородной жидкости с получением первого сероочищенного верхнего продукта и С 2-обедненной и меркаптанобогащенной углеводородной жидкости в качестве нижнего продукта. 10. Способ по п.9, в котором первый сероочищенный верхний продукт подают в очищенный сырьевой газ. 11. Способ по п.8 или 10, в котором дополнительно проводят вторую дистилляцию продукта каталитической конверсии с получением второго сероочищенного верхнего продукта и меркаптан- и серообогащенной углеводородной жидкости в качестве второго нижнего продукта. 12. Способ по п.11, в котором второй сероочищенный верхний продукт подают в обессеренный газообразный продукт. 13. Способ по п.11 или 12, в котором второй нижний продукт направляют в установку гидроочистки углеводородов для получения сероочищенной углеводородной жидкости. 14. Способ по п.8, в котором сжиженный нефтяной газ подают в установку каталитической конверсии.