CA1097485A - Procede d'enrichissement en h2s des gas acides - Google Patents
Procede d'enrichissement en h2s des gas acidesInfo
- Publication number
- CA1097485A CA1097485A CA263,810A CA263810A CA1097485A CA 1097485 A CA1097485 A CA 1097485A CA 263810 A CA263810 A CA 263810A CA 1097485 A CA1097485 A CA 1097485A
- Authority
- CA
- Canada
- Prior art keywords
- zone
- acid gas
- mdea
- gas
- solution
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Expired
Links
Classifications
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
- B01D53/14—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
- B01D53/1456—Removing acid components
- B01D53/1462—Removing mixtures of hydrogen sulfide and carbon dioxide
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
- B01D53/14—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
- B01D53/1406—Multiple stage absorption
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
- B01D53/14—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
- B01D53/1493—Selection of liquid materials for use as absorbents
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C01—INORGANIC CHEMISTRY
- C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
- C01B17/00—Sulfur; Compounds thereof
- C01B17/16—Hydrogen sulfides
- C01B17/167—Separation
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
- Y02P20/00—Technologies relating to chemical industry
- Y02P20/151—Reduction of greenhouse gas [GHG] emissions, e.g. CO2
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Treating Waste Gases (AREA)
- Gas Separation By Absorption (AREA)
- Industrial Gases (AREA)
Abstract
Procédé d'enrichissement d'un gaz acide contenant de l'H2S, plus de 10% de CO2 et moins de 5% d'hydrocarbures. Ce procédé consiste à laver à contre-courant le gaz acide avec une solution aqueuse de méthyldiéthanolamine dans une première zone, la concentration de la méthyldiéthanolamine. (MDEA) étant comprise entre 2N et 4N, le rapport du débit massique de la solution aqueuse de MDEA au débit massique de gaz acide étant compris entre 4 et 15, la pluralité des lavages étant comprise entre 2 et 10; à mettre en contact le gaz acide avec la solution de MDEA dans la première zone a une vitesse comprise entre 1 et 25 mètres par seconde; à maintenir la température du gaz acide dans ladite zone entre 20 et 60.degree.C; a extraire de la première zone un courant gazeux de CO2 contenant moins de 4% de H2S; à extraire de la première zone une solution aqueuse de MDEA ayant absorbée presqu'en totalité le H2S contenu dans ledit gaz acide; à régénérer la solution absorbante de l'étape précédente dans une deuxième zone par entraînement de l'H2S à la vapeur, d'eau; à extraire la solution absorbante régénérée de la deuxième zone, et à recueillir de la deuxième zone un courant composé principalement de H2S et contenant moins de 10% de CO2. Ce nouveau procédé permet de délivrer un gaz à teneur élevée en H2S soit aux fours a soufre, soit aux usines utilisant le H2S.
Description
748S
L'invention a trait ~ un proc~d~ d'enrichissement en H2S des gaz acides contenant de l'H2S du CO2 et une proportion d'hydrocarbures inférieure à 5%.
On conna;t plusieurs procédés dans lesquels on effec-tue un lavage ~ contre-courant des gaz acides à l'aide d'une solution aqueuse d'amine. Ces procédés se groupent dans deux catégories concernant l'une la désulfuration du gaz brut et l'autre le traitement de gaz de rejet d'usine à soufre.
En matiere de désulfuration du gaz brut, il a ~té
proposé des procédés sélectifs utilisant soit la Triéthanol-amine (TEA) soit la méthyldiéthanolamine (MDEAJ, notamm~nt H. D. F~AZIER et Al dans Industrial and Engineering Chemistry 1950 volume 42 no 11 page 2288; A. L. KOHL dans Petroleum Processing Janvier 1951 page 26 et H. W. WAIN WRIGHT et Al - ;
Bureau of Mines no 4891 Octrobre 1952.
Dans ces procédés, on lave le gaz brut avec des ;~-solutions aqueuses d'amine de façon que seul l'H2S soit retenu par les amines. Malgr~ leur intérêt, ces procédés se heurtent ~ deux inconvénients. En premier lieu, recherchant une désulfuration très poussée, le gaz épuré ne devant retenir que quelques dizaines de parties par million de produits soufrés pour répondre aux exigences des utilisateurs de gaz, les auteurs ci-dessus pr~conisent des débits de solvant très importants, ce qui affecte directement le cout des procédés.
En second lieu dans ces différents procédés appliqués au gaz brut le gaz combustible désulfuré est destiné ~ des utilisa-teurs qui ne tolèrent pas la présence de CO2, il faut donc faire suivre l'unité de désulfuration sélective par une installation d'extraction du CO2.
En mati~re de traitement des gaz de rejet d'usine à
soufre on connalt le procédé SHELL, Brevet US no 3.266.866 du 16 Août 1966, le brevet fran~ais no 2.101.648 du 13 Juillet . - 1 - ~
I . , '' '' 10"748S
1971 et le brevet belge de perfectionnement no 810.826 du 12 Août 1974. Dans ce procéde on hydrogène tout d'abord tous les composés soufrés issus de l'usine a soufre en H2S, on sépare l'H2S des ~utres gaz (CO2, H2, H2O) par un lavage sélectif avec une amine telle que la Di-isopropanolamine (DIPA), la Triéthanolamine (TEA), ou la M~thyldiéthanolamine, et ensuite, on renvoie l'H2S recueilli a l'entrée de l'usine a soufre.
Le procédé SHELL s'applique aux installations traitant les gaz de rejet d'usine ~ soufre, il ne peut apporter de solution aux problemes posés par la présence de CO2 a l'entrée desdites usines ~ soufre ou des installations utili-sant l'H2S en tant que tel.
Quelque soit le mode de traitement ou d'utilisation de l'H2S, la présence de CO2 dans le gaz acide qui le contient engendre ~es inconvénients importants: . :
- dans les deux cas, cette presence de CO2 oblige à sur-dimensionner les installations en multipliant les dimensions par un facteur pouvant être tres important - dans le cas où l'H2S est converti en soufre au moyen de la réaction de Claus, on sait que le CO2 est responsable, par divers mécanismes d'une perte de rendement en soufre comprise entre 1 et 3% absolus, co~.me il est exposé dans la demande de brevet français publiée le 6 Yevrier 1976 sous le numéro
L'invention a trait ~ un proc~d~ d'enrichissement en H2S des gaz acides contenant de l'H2S du CO2 et une proportion d'hydrocarbures inférieure à 5%.
On conna;t plusieurs procédés dans lesquels on effec-tue un lavage ~ contre-courant des gaz acides à l'aide d'une solution aqueuse d'amine. Ces procédés se groupent dans deux catégories concernant l'une la désulfuration du gaz brut et l'autre le traitement de gaz de rejet d'usine à soufre.
En matiere de désulfuration du gaz brut, il a ~té
proposé des procédés sélectifs utilisant soit la Triéthanol-amine (TEA) soit la méthyldiéthanolamine (MDEAJ, notamm~nt H. D. F~AZIER et Al dans Industrial and Engineering Chemistry 1950 volume 42 no 11 page 2288; A. L. KOHL dans Petroleum Processing Janvier 1951 page 26 et H. W. WAIN WRIGHT et Al - ;
Bureau of Mines no 4891 Octrobre 1952.
Dans ces procédés, on lave le gaz brut avec des ;~-solutions aqueuses d'amine de façon que seul l'H2S soit retenu par les amines. Malgr~ leur intérêt, ces procédés se heurtent ~ deux inconvénients. En premier lieu, recherchant une désulfuration très poussée, le gaz épuré ne devant retenir que quelques dizaines de parties par million de produits soufrés pour répondre aux exigences des utilisateurs de gaz, les auteurs ci-dessus pr~conisent des débits de solvant très importants, ce qui affecte directement le cout des procédés.
En second lieu dans ces différents procédés appliqués au gaz brut le gaz combustible désulfuré est destiné ~ des utilisa-teurs qui ne tolèrent pas la présence de CO2, il faut donc faire suivre l'unité de désulfuration sélective par une installation d'extraction du CO2.
En mati~re de traitement des gaz de rejet d'usine à
soufre on connalt le procédé SHELL, Brevet US no 3.266.866 du 16 Août 1966, le brevet fran~ais no 2.101.648 du 13 Juillet . - 1 - ~
I . , '' '' 10"748S
1971 et le brevet belge de perfectionnement no 810.826 du 12 Août 1974. Dans ce procéde on hydrogène tout d'abord tous les composés soufrés issus de l'usine a soufre en H2S, on sépare l'H2S des ~utres gaz (CO2, H2, H2O) par un lavage sélectif avec une amine telle que la Di-isopropanolamine (DIPA), la Triéthanolamine (TEA), ou la M~thyldiéthanolamine, et ensuite, on renvoie l'H2S recueilli a l'entrée de l'usine a soufre.
Le procédé SHELL s'applique aux installations traitant les gaz de rejet d'usine ~ soufre, il ne peut apporter de solution aux problemes posés par la présence de CO2 a l'entrée desdites usines ~ soufre ou des installations utili-sant l'H2S en tant que tel.
Quelque soit le mode de traitement ou d'utilisation de l'H2S, la présence de CO2 dans le gaz acide qui le contient engendre ~es inconvénients importants: . :
- dans les deux cas, cette presence de CO2 oblige à sur-dimensionner les installations en multipliant les dimensions par un facteur pouvant être tres important - dans le cas où l'H2S est converti en soufre au moyen de la réaction de Claus, on sait que le CO2 est responsable, par divers mécanismes d'une perte de rendement en soufre comprise entre 1 et 3% absolus, co~.me il est exposé dans la demande de brevet français publiée le 6 Yevrier 1976 sous le numéro
2.277.765 au nom de SNPA.
La pr~sente invention permet de pallier ces diffi-cultés en proposant de traiter le gaz acide issu de l'installa-tion de désulfuration a l'aide d'un solvant qui dans les conditions du traitement retient sélectivement l'H2S et apres régénération délivre un gaz riche en H2S à une usine à soufre ou à toute autre installation utilisant l'H2S.
Le procéd~ selon l'invention d'enrichissement des gaz acides contenant de l'H2S, plus de 10% de CO2 et moins de 5%
B
1~7485 ~d'hydrocarbures, caractérisé en ce que:
(a) l'on lave à contre-courant ledit gaz acide avec une solution aqueuse de méthyldi~thanolamine dans une premiare zone, (1) la concentration de la méthyldiéthanolamine (MDEA) étant comprise entre 2N et 4N, -.
(2) le rapport du débit massique de la solution aqueuse de MDEA au débit massique de gaz acide ~tant compris entre 4 et 15,
La pr~sente invention permet de pallier ces diffi-cultés en proposant de traiter le gaz acide issu de l'installa-tion de désulfuration a l'aide d'un solvant qui dans les conditions du traitement retient sélectivement l'H2S et apres régénération délivre un gaz riche en H2S à une usine à soufre ou à toute autre installation utilisant l'H2S.
Le procéd~ selon l'invention d'enrichissement des gaz acides contenant de l'H2S, plus de 10% de CO2 et moins de 5%
B
1~7485 ~d'hydrocarbures, caractérisé en ce que:
(a) l'on lave à contre-courant ledit gaz acide avec une solution aqueuse de méthyldi~thanolamine dans une premiare zone, (1) la concentration de la méthyldiéthanolamine (MDEA) étant comprise entre 2N et 4N, -.
(2) le rapport du débit massique de la solution aqueuse de MDEA au débit massique de gaz acide ~tant compris entre 4 et 15,
(3) la pluralité des lavages ~tant o~prise entre 2 et 10,
(4) l'on met en contact ledit gaz acide avec la solution de MDEA dans la première zone à une vitesse comprise entre 1 et 25 m~tres par seconde,
(5) l'on maintient la température du gaz acide dans ladite zone entre 20 et 60~C, (b) l'on extrait de la première zone un courant gazeux de CO2 contenant moins de 4% de H2S, :
(c) l'on extrait de la première zone une solution ~ ~ .
aqueuse de MDEA ayant absorbée presqu'en totalit~
le H2S contenu dans ledit gaz acide, (d) l'on reg~nère la solution absorbante de l'étape c) dans une deuxième zone par entrainement de l'H2S à la vapeur d'eau, I (e) l'on extrait la solution absorbante régénérée de : ladite deuxiame zone, et ' (f) l'on recueille de la deuxième zone un courant composé
principalement de H2S et contenant moins de 10~ de CO2.
Dans un mode de réalisation préféré, la concentration en MDEA dans la solution aqueuse est comprise entre 2,7N et 3,3N.
.. . .
10"7~85 , ..~
La MDEA est l'amine la mieux adaptée pour ce procédé:
tout d'abord elle ~ait partie de la catégorie des amines ~:
tertiaires qui avec le C02 donne des carbonates et des bicarbo-nates avec des vitesses de réaction très faibles lorsque les amines primaires et secondaires donnent en plus des carbamates : dont la vitesse de formation est plus élevée que pour les ~ --carbonates et les bicarbonates, ensuite la MDEA est soluble dans l'eau a cause de ses deux fonctions alcooliques. Cette propriété est indispensable car les produits des réactions . .
10 entre les amines tertiaires et l'H2S et le C02 sont solides, ~-mais solubles dans l'eau, cette propriét~ de solubilité dans ~ .
- 3a -';- 10"748~i .
l'eau commune entre les amines tertiaires et les produits de réaction avec l'H2S et le CO2 permet de rester en phase liquide.
La MDEA réprésente le meilleur compromis pour la satisfaction de plusieurs contraintes présentant des effets divergents dans la conduite de la réaction. Pour un débit donné de gaz acide, plus l'amine utilisee est lourde, donc presentant un coefficient de viscosite plus élevé, plus le débit de solvant doit être élevé. Toutefois on ne peut choisir des amines trop légeres car elles présentent des tensions de vapeur élevées, ce qui conduirait à des pertes de solvant par entrainement.
Dans le choix d'une formule d'amine il importe aussi de retenir les groupements latéraux en fonction de leur apti-tude à permettre a l'amine de s'ioniser.
Il est connu que les amines réagissent de façon réversible avec H2S et CO2 et le procédé selon l'invention est basé sur cette propriété; toutefois des travaux de laboratoire ont montré qu'il existe en plus de ces réactions réversibles des réactions irréversibles entre H2S et CO2 et les amines.
L'expérience montre que ces dernieres réactions ont des rende-ments maximaux limités, en même temps que rapidement atteints.
On estime que la présence des produits de ces réactions irréversibles constitue un facteur important du vieillissement de l'amine et on constate que l'on peut limiter les consé-quences du vieillissement en augmentant le débit de la solution aqueuse d'amine, et que, ainsi, peuvent être maintenues les caractéristiques des effluents pour un débit donné de gaz acide.
On a ainsi constaté que, malgré l'augmentation du rapport s/c de la MDEA pour faire face au vieillissement, le procédé ne cesse pas d'être économiquement acceptable. Il n'en est pas de même avec la TEA; en effet, la TEA fralche requiert un rapport s/c triple de celui de la MDEA et lorsque avec cette amine on augmente la valeur du rapport s/c pour rendre le vieillissement techniquement tolérable, les débits sont tels que le procédé n'est plus économiquement exploitable.
Pour les gaz acides contenant moins de 30% d'H2S
le rapport s/c des débits massiques de la solution de MDEA et du gaz acide est compris entre 4 et 6 et la pluralit~ de, lavages est comprise entre 2 et 3.
Pour les gaz acides contenant entre 30% et 70~ d'H2S
le rapport des débits massiques de la solution de MDEA et du gaz acide est compris entre 6 et 12 et la pluralité de lavages r~ est comprise entre 3 et 8. : -Pour les gaz acides contenant plus de 70~ d'H2S le rapport des débits massiques de la solution de MDEA et du gaz .
acide est compris entre 12 et 15 et la pluralité de lavages est comprise entre 7 et 10.
L'invention sera mieux comprise dans la description : donnée a titre non limitatif des schémas illustrant le procédé
à l'aide des figures suivantes:
Figure 1 - Procédé selon l'invention pour l'alimentation d'une usine à soufre Figure 2 - Procédé selon l'invention pour la fourniture de gaz :
acide enrichi en H2S
Figure 3 - Procédé d'enrichissement en H2S des gaz acides.
: En se référant à la figure 1, qui donne un schéma illustrant le procede suivant l'invention, on trouve en 1, une installation d'enrichissement des gaz acides contenant de l'H2S, du CO2 et une proportion d'hydrocarbures inférieure à
cinq pour cent, lesdits gaz arrivant par un conduit 2 d'une installation de désulfuration 3 elle-même alimentée en gaz brut par le conduit 4 et délivrant un gaz débarrassé de CO2 et H2S par le conduit 5.
, 1097485 De l'installation 1 d'enrichissement de gaz acide sont issues: une conduite 6 pour le gaz acide enrichi et, une conduite 7 pour le CO2. La conduite 6 aboutit a une usine à
soufre 8 d'ou est issue une conduite 9 acheminant les gaz de rejet a une installation 10 pour le traitement des gaz de rejet. L'effluent de l'installation 10 est amené par une conduite 11 a un incinérateur 12, auquel aboutit également la conduite 7. L'effluent de l'incinérateur est amené par une conduite 13 ~ une cheminée 14.
Sur la figuxe 2, donnant un schéma illustrant le même procédé suivant l'invention, on trouve en 1 la même installa-tion d'enrichissement des gaz acides, lesdits gaz arrivant par un conduit ~ d'une installation de désulfuration 3 elle-même alimentée en gaz brut par le conduit 4 et délivrant un gaz d~barassé de CO2 et d'H2S par le conduit 5.
De l'installation 1 d'enrichissement de gaz acide sont issues: une conduite 6 pour le gaz acide enrichi en H2S
délivré a une usine 15 utilisant ledit gaz tel quel et une conduite 7 pour le CO2. La conduite 7 aboutit a un incinéra-teur 12 dont l'effluent est acheminé par une conduite 13 à unecheminée 14.
L'objet principal de ces deux figures est de préci-ser la situation de l'installation 1 d'enrichissement du gaz acide entre une installation de désulfuration 3 et une instal-lation utilisant le gaz enrichi en H2S et qui peut-être soit une usine a soufre 8 sur la figure 1 soit une usine utilisant l'H2S sur la figure 2.
La figure 3 donne le schéma d'une installation d'enrichissement telle qu'indiquée en 1 sur les figures 1 et 2. Une telle installation comporte une tour d'absorption 16 a la partie inférieure de laquelle arrive par une conduite 2 le gaz acide à enrichir et au sommet de laquelle débouche une lV97485 conduite 7 pour le depart du CO2.
La tour d'absorption 16 comporte a la partie supe~
rieure une arrivee 17 de solution aqueuse de MDEA et ~ la partie inférieure un départ 18 pour une conduite 19 acheminant la solution aqueuse de MDEA chargée en H2S à la partie supé-rieure d'une tour de reg~neration 20. A la partie inférieure de la tour de r~géneration 20 se trouve le départ d'une conduite 22 reprenant la solution aqueuse de MDEA régénérée et la conduisant à la partie supérieure de la tour d'absorption 16 à l'arrivée 17.
La tour d'absorption 16 est d'un modèle connu en soi, qui peut-être une colonne a remplissage pour les petit débits, mais qui généralement est constitué par une colonne à plateaux comportant autant de plateaux qu'il est prévu de lavages successifs. Le nombre de plateaux est determin~ suivant la concentration en H2S du gaz acide à enrichir, il est générale-ment choisi entre 2 et 10.
La tour de régeneration 10 d'un modèle connu en soi comporte à sa partie inférieure un bouilleur intégré 23 pour la vaporisation de l'eau de la solution et un condenseur 24 sur la sortie 25 du gaz acide enrichi en H2S permettant de le debarrasser de l'eau et recycler l'eau liquide par la conduite 26 alors que le gaz enrichi en H2S est evacue par la conduite 6.
La conduite 19 acheminant la solution de MDEA chargée en H2S de la partie inférieure de la tour d'absorption 16 à la partie supérieure de la tour de reg~nération 20 traverse un échangeur de chaleur 27, constitué par un récipient mis en communication par le moyen de la conduite 22 d'une part a la partie inférieure de la tour de régénération et d'autre part.a la partie superieure de la tour d'absorption.
La solution de MDEA chargee en H2S circulant dans la conduite 19 a rec,u dans l'echangeur 27 une partie des calories vehiculees par la solution de MDEA r~genérée, circulant dans la conduite 22.
Le procédé mis en oeuvre par le moyen d'un dispositif tel qu'il vient d'etre décrit à l'aide du schema représenté à -l'aide de la figure 3 comporte deux étapes, un lavage à contre-courant dans la tour d'absorption et un entraînement a la vapeur d'eau dans la tour de regénération.
Le lavage à contre-courant s'effectue à une tempéra-ture comprise entre 20 et 60 C. La concentration de la solution aqueuse de MDEA est comprise entre 2N et 4N et de préférence comprise entre 2,7N et 3,3N. ~-.
Le rapport s/c des débits massiques de la solution de MDEA et du gaz acide est choisi entre 4 et 15 suivant la concentration du gaz acide à enrichir. Pour les gaz acides ~:
contenant moins de 30~ de H2S le rapport s/c est compris entre 4 et 6, pour les gaz acides contenant entre 30~ et 70% de H2S
le rapport s/c est compris entre 6 et 12, pour les gaz acides contenant plus de 70% de H2S le rapport s/c est compris entre 12 et 15.
Avec de telles conditions de marche la plus grande partie du CO2 se retrouve en tête de colonne alors que la quasi totalité de l'H2S est absorbée par le solvant.
Le solvant enrichi en H2S qui est issu de la colonne d'absorption est acheminé au sommet de la tour de régénération.
La régénération par entralnement à la vapeur, à
contre-courant, s'effectue a une température comprise entre 100 et 130 C et de préférence entre 110 et 125 C. Le solvant régénéré recueilli à la partie inférieure de la tour de régénération est acheminé à la partie supérieure de la tour d'absorption en passant dans un echangeur où il abandonne une certaine quantité de chaleur au solvant enrichi en H2S qui est acheminé vers la tour de régénération.
Le proc~dé d'enrichissement des gaz acides, suivant l'invention, conduit à porter la teneur en H2S desdits gaz acides à un minimum de 90%.Pour arriver à cette fin un certain pourcentage du CO2 initialement présent dans le gaz acide a traiter, appel~ charge, doit être retir~, ce pourcentage de C~2 retire est designe par: le taux d'extraction du CO2.
Le C02 rejeté en tete de l'absorbeur doit pré~;enter une puret~ assez élevée, donc contenir un faible pourcentage de l'H2S afin de ne pas laisser se manifester à ce niveau une perte de produit, nuisible au rendement gIobal de l'installation et contribuant ~ la pollution de l'environnement par le SO2.
Dans une installation pilote dans laquelle étaient réalis'es les conditions de marche optimales du procédé selon l'invention et avec une alimentation en gaz acide dont la composition est donnée dans la deuxième colonne du tableau no 1, on a observé les résultats portés dans les troisieme et quatrième colonnes du tableau. :
; C~p~iti A en Co~ (s~r~ic tour d'absorption) Example I H S = 80 56 98,04 Exemple II Q ~ = 20 99,50 Exemple III H2S = 40 92,70 99,80 C~2 = 60 H2S = 20 Exemple IV C 2 97, 2 5 9 9, 9 3 H2S = 05 Exemple V C 2 99,40 _ g _ :
- ~ .
. .: .
97~85 Avec des gaz ayant la composition de ceux qui ont été
traites dans les exemples II et III des experimentations ont eté
faites sur l'importance du choix du rapport s/c, les resultats : en ont été consignes dans les tableaux 2 et 3.
TABLEAU 2 ~;
Gaz de l'exemple II , ~2 x 100 s/c Taux d'extraction en CO2~ CO ~ H S
(sortie tour d'absorption) 10 9,70 90 ~96,0 10,75 . 83,70 99,5.
12,60 82 99,7 - .
; TABLEAU 3 Gaz de l'exemple III
. C~2 x 100 s/c Taux d'extraction en CO2 CO2 ~ H2S
(sortie tour d'absorption)
(c) l'on extrait de la première zone une solution ~ ~ .
aqueuse de MDEA ayant absorbée presqu'en totalit~
le H2S contenu dans ledit gaz acide, (d) l'on reg~nère la solution absorbante de l'étape c) dans une deuxième zone par entrainement de l'H2S à la vapeur d'eau, I (e) l'on extrait la solution absorbante régénérée de : ladite deuxiame zone, et ' (f) l'on recueille de la deuxième zone un courant composé
principalement de H2S et contenant moins de 10~ de CO2.
Dans un mode de réalisation préféré, la concentration en MDEA dans la solution aqueuse est comprise entre 2,7N et 3,3N.
.. . .
10"7~85 , ..~
La MDEA est l'amine la mieux adaptée pour ce procédé:
tout d'abord elle ~ait partie de la catégorie des amines ~:
tertiaires qui avec le C02 donne des carbonates et des bicarbo-nates avec des vitesses de réaction très faibles lorsque les amines primaires et secondaires donnent en plus des carbamates : dont la vitesse de formation est plus élevée que pour les ~ --carbonates et les bicarbonates, ensuite la MDEA est soluble dans l'eau a cause de ses deux fonctions alcooliques. Cette propriété est indispensable car les produits des réactions . .
10 entre les amines tertiaires et l'H2S et le C02 sont solides, ~-mais solubles dans l'eau, cette propriét~ de solubilité dans ~ .
- 3a -';- 10"748~i .
l'eau commune entre les amines tertiaires et les produits de réaction avec l'H2S et le CO2 permet de rester en phase liquide.
La MDEA réprésente le meilleur compromis pour la satisfaction de plusieurs contraintes présentant des effets divergents dans la conduite de la réaction. Pour un débit donné de gaz acide, plus l'amine utilisee est lourde, donc presentant un coefficient de viscosite plus élevé, plus le débit de solvant doit être élevé. Toutefois on ne peut choisir des amines trop légeres car elles présentent des tensions de vapeur élevées, ce qui conduirait à des pertes de solvant par entrainement.
Dans le choix d'une formule d'amine il importe aussi de retenir les groupements latéraux en fonction de leur apti-tude à permettre a l'amine de s'ioniser.
Il est connu que les amines réagissent de façon réversible avec H2S et CO2 et le procédé selon l'invention est basé sur cette propriété; toutefois des travaux de laboratoire ont montré qu'il existe en plus de ces réactions réversibles des réactions irréversibles entre H2S et CO2 et les amines.
L'expérience montre que ces dernieres réactions ont des rende-ments maximaux limités, en même temps que rapidement atteints.
On estime que la présence des produits de ces réactions irréversibles constitue un facteur important du vieillissement de l'amine et on constate que l'on peut limiter les consé-quences du vieillissement en augmentant le débit de la solution aqueuse d'amine, et que, ainsi, peuvent être maintenues les caractéristiques des effluents pour un débit donné de gaz acide.
On a ainsi constaté que, malgré l'augmentation du rapport s/c de la MDEA pour faire face au vieillissement, le procédé ne cesse pas d'être économiquement acceptable. Il n'en est pas de même avec la TEA; en effet, la TEA fralche requiert un rapport s/c triple de celui de la MDEA et lorsque avec cette amine on augmente la valeur du rapport s/c pour rendre le vieillissement techniquement tolérable, les débits sont tels que le procédé n'est plus économiquement exploitable.
Pour les gaz acides contenant moins de 30% d'H2S
le rapport s/c des débits massiques de la solution de MDEA et du gaz acide est compris entre 4 et 6 et la pluralit~ de, lavages est comprise entre 2 et 3.
Pour les gaz acides contenant entre 30% et 70~ d'H2S
le rapport des débits massiques de la solution de MDEA et du gaz acide est compris entre 6 et 12 et la pluralité de lavages r~ est comprise entre 3 et 8. : -Pour les gaz acides contenant plus de 70~ d'H2S le rapport des débits massiques de la solution de MDEA et du gaz .
acide est compris entre 12 et 15 et la pluralité de lavages est comprise entre 7 et 10.
L'invention sera mieux comprise dans la description : donnée a titre non limitatif des schémas illustrant le procédé
à l'aide des figures suivantes:
Figure 1 - Procédé selon l'invention pour l'alimentation d'une usine à soufre Figure 2 - Procédé selon l'invention pour la fourniture de gaz :
acide enrichi en H2S
Figure 3 - Procédé d'enrichissement en H2S des gaz acides.
: En se référant à la figure 1, qui donne un schéma illustrant le procede suivant l'invention, on trouve en 1, une installation d'enrichissement des gaz acides contenant de l'H2S, du CO2 et une proportion d'hydrocarbures inférieure à
cinq pour cent, lesdits gaz arrivant par un conduit 2 d'une installation de désulfuration 3 elle-même alimentée en gaz brut par le conduit 4 et délivrant un gaz débarrassé de CO2 et H2S par le conduit 5.
, 1097485 De l'installation 1 d'enrichissement de gaz acide sont issues: une conduite 6 pour le gaz acide enrichi et, une conduite 7 pour le CO2. La conduite 6 aboutit a une usine à
soufre 8 d'ou est issue une conduite 9 acheminant les gaz de rejet a une installation 10 pour le traitement des gaz de rejet. L'effluent de l'installation 10 est amené par une conduite 11 a un incinérateur 12, auquel aboutit également la conduite 7. L'effluent de l'incinérateur est amené par une conduite 13 ~ une cheminée 14.
Sur la figuxe 2, donnant un schéma illustrant le même procédé suivant l'invention, on trouve en 1 la même installa-tion d'enrichissement des gaz acides, lesdits gaz arrivant par un conduit ~ d'une installation de désulfuration 3 elle-même alimentée en gaz brut par le conduit 4 et délivrant un gaz d~barassé de CO2 et d'H2S par le conduit 5.
De l'installation 1 d'enrichissement de gaz acide sont issues: une conduite 6 pour le gaz acide enrichi en H2S
délivré a une usine 15 utilisant ledit gaz tel quel et une conduite 7 pour le CO2. La conduite 7 aboutit a un incinéra-teur 12 dont l'effluent est acheminé par une conduite 13 à unecheminée 14.
L'objet principal de ces deux figures est de préci-ser la situation de l'installation 1 d'enrichissement du gaz acide entre une installation de désulfuration 3 et une instal-lation utilisant le gaz enrichi en H2S et qui peut-être soit une usine a soufre 8 sur la figure 1 soit une usine utilisant l'H2S sur la figure 2.
La figure 3 donne le schéma d'une installation d'enrichissement telle qu'indiquée en 1 sur les figures 1 et 2. Une telle installation comporte une tour d'absorption 16 a la partie inférieure de laquelle arrive par une conduite 2 le gaz acide à enrichir et au sommet de laquelle débouche une lV97485 conduite 7 pour le depart du CO2.
La tour d'absorption 16 comporte a la partie supe~
rieure une arrivee 17 de solution aqueuse de MDEA et ~ la partie inférieure un départ 18 pour une conduite 19 acheminant la solution aqueuse de MDEA chargée en H2S à la partie supé-rieure d'une tour de reg~neration 20. A la partie inférieure de la tour de r~géneration 20 se trouve le départ d'une conduite 22 reprenant la solution aqueuse de MDEA régénérée et la conduisant à la partie supérieure de la tour d'absorption 16 à l'arrivée 17.
La tour d'absorption 16 est d'un modèle connu en soi, qui peut-être une colonne a remplissage pour les petit débits, mais qui généralement est constitué par une colonne à plateaux comportant autant de plateaux qu'il est prévu de lavages successifs. Le nombre de plateaux est determin~ suivant la concentration en H2S du gaz acide à enrichir, il est générale-ment choisi entre 2 et 10.
La tour de régeneration 10 d'un modèle connu en soi comporte à sa partie inférieure un bouilleur intégré 23 pour la vaporisation de l'eau de la solution et un condenseur 24 sur la sortie 25 du gaz acide enrichi en H2S permettant de le debarrasser de l'eau et recycler l'eau liquide par la conduite 26 alors que le gaz enrichi en H2S est evacue par la conduite 6.
La conduite 19 acheminant la solution de MDEA chargée en H2S de la partie inférieure de la tour d'absorption 16 à la partie supérieure de la tour de reg~nération 20 traverse un échangeur de chaleur 27, constitué par un récipient mis en communication par le moyen de la conduite 22 d'une part a la partie inférieure de la tour de régénération et d'autre part.a la partie superieure de la tour d'absorption.
La solution de MDEA chargee en H2S circulant dans la conduite 19 a rec,u dans l'echangeur 27 une partie des calories vehiculees par la solution de MDEA r~genérée, circulant dans la conduite 22.
Le procédé mis en oeuvre par le moyen d'un dispositif tel qu'il vient d'etre décrit à l'aide du schema représenté à -l'aide de la figure 3 comporte deux étapes, un lavage à contre-courant dans la tour d'absorption et un entraînement a la vapeur d'eau dans la tour de regénération.
Le lavage à contre-courant s'effectue à une tempéra-ture comprise entre 20 et 60 C. La concentration de la solution aqueuse de MDEA est comprise entre 2N et 4N et de préférence comprise entre 2,7N et 3,3N. ~-.
Le rapport s/c des débits massiques de la solution de MDEA et du gaz acide est choisi entre 4 et 15 suivant la concentration du gaz acide à enrichir. Pour les gaz acides ~:
contenant moins de 30~ de H2S le rapport s/c est compris entre 4 et 6, pour les gaz acides contenant entre 30~ et 70% de H2S
le rapport s/c est compris entre 6 et 12, pour les gaz acides contenant plus de 70% de H2S le rapport s/c est compris entre 12 et 15.
Avec de telles conditions de marche la plus grande partie du CO2 se retrouve en tête de colonne alors que la quasi totalité de l'H2S est absorbée par le solvant.
Le solvant enrichi en H2S qui est issu de la colonne d'absorption est acheminé au sommet de la tour de régénération.
La régénération par entralnement à la vapeur, à
contre-courant, s'effectue a une température comprise entre 100 et 130 C et de préférence entre 110 et 125 C. Le solvant régénéré recueilli à la partie inférieure de la tour de régénération est acheminé à la partie supérieure de la tour d'absorption en passant dans un echangeur où il abandonne une certaine quantité de chaleur au solvant enrichi en H2S qui est acheminé vers la tour de régénération.
Le proc~dé d'enrichissement des gaz acides, suivant l'invention, conduit à porter la teneur en H2S desdits gaz acides à un minimum de 90%.Pour arriver à cette fin un certain pourcentage du CO2 initialement présent dans le gaz acide a traiter, appel~ charge, doit être retir~, ce pourcentage de C~2 retire est designe par: le taux d'extraction du CO2.
Le C02 rejeté en tete de l'absorbeur doit pré~;enter une puret~ assez élevée, donc contenir un faible pourcentage de l'H2S afin de ne pas laisser se manifester à ce niveau une perte de produit, nuisible au rendement gIobal de l'installation et contribuant ~ la pollution de l'environnement par le SO2.
Dans une installation pilote dans laquelle étaient réalis'es les conditions de marche optimales du procédé selon l'invention et avec une alimentation en gaz acide dont la composition est donnée dans la deuxième colonne du tableau no 1, on a observé les résultats portés dans les troisieme et quatrième colonnes du tableau. :
; C~p~iti A en Co~ (s~r~ic tour d'absorption) Example I H S = 80 56 98,04 Exemple II Q ~ = 20 99,50 Exemple III H2S = 40 92,70 99,80 C~2 = 60 H2S = 20 Exemple IV C 2 97, 2 5 9 9, 9 3 H2S = 05 Exemple V C 2 99,40 _ g _ :
- ~ .
. .: .
97~85 Avec des gaz ayant la composition de ceux qui ont été
traites dans les exemples II et III des experimentations ont eté
faites sur l'importance du choix du rapport s/c, les resultats : en ont été consignes dans les tableaux 2 et 3.
TABLEAU 2 ~;
Gaz de l'exemple II , ~2 x 100 s/c Taux d'extraction en CO2~ CO ~ H S
(sortie tour d'absorption) 10 9,70 90 ~96,0 10,75 . 83,70 99,5.
12,60 82 99,7 - .
; TABLEAU 3 Gaz de l'exemple III
. C~2 x 100 s/c Taux d'extraction en CO2 CO2 ~ H2S
(sortie tour d'absorption)
6,9 88,6 98,97
7,3 80,5 99,40 7,7 78,3 99,80 Dans une réalisation industrielle, un gaz acide de la composition suivante:
H2S 56,6%
C~2 37'7%
: Eau 4,7~
Hydrocarbures 1,0%
est traite avec un debit de 12 720 Normaux metres cubes par heure.
La tour d'absorption est constitu~e par une colonne a plateaux perforés comportant six plateaux d'un modele connu en soi dont les caracteristiques sont telles que, en cours de "' 1097485 fonctionnement, la hauteur de liquide sur chaque plateau est de 6 centimètres.
La tour d'absorption est aliment~e a sa partie supérieure par une solution aqueuse de Méthyldiéthanolamine a la concentration 3N.
La vitesse du gaz acide au premier contact avec la solution, au premier lavage, c'est-a-dire au passage des per-forations du premier plateau a être rencontre par le gaz acide, donc le plateau le plus bas, est de 8 mètres par seconde.
Le débit de liquide à contre courant qui, a l'entrée dans l'absorbeur comprend 0,5g d'H2S par litre, est de 208 m3 par heure; dans ces conditions le rapport s/c est egal a 10.
La temperature moyenne a l'intérieure de la colonne est de 43~C.
La pression moyenne est de 1,7 bars absolus.
Deux effluents sont issus de cette tour d'absorption:
- en premier lieu 4 425 Normaux m3/heure de gaz dont 325 Normaux m3/heure de vapeur d'eau et d'hydrocarbures et 4 100 Normaux m3/heure de CO2 et H2S r~partis en 99,5% de CO2 et 0,5% de H2S
- en second lieu la solution aqueuse de MDEA chargée en H2S, qui est acheminée vers une tour de régénération o~ le gaz acide enrichi est libéré par entralnement a la vapeur d'eau.
De cette tour sont issus 8 295 Normaux ~tre cubes/heure de gaz acide enrichi en H2S dont 415 Normaux m3/heure de vapeur d'eau et 7 880 Normaux m3/heure de gaz acide répartis en 90,9% de H2S et 9,1% de CO2.
Il s'avere ainsi que le procede selon l'invention permet de retirer la quasi totalite du CO2 contenue dans un gaz acide et ceci dans les conditions optimales imposées par la destination des deux effluents.
.
H2S 56,6%
C~2 37'7%
: Eau 4,7~
Hydrocarbures 1,0%
est traite avec un debit de 12 720 Normaux metres cubes par heure.
La tour d'absorption est constitu~e par une colonne a plateaux perforés comportant six plateaux d'un modele connu en soi dont les caracteristiques sont telles que, en cours de "' 1097485 fonctionnement, la hauteur de liquide sur chaque plateau est de 6 centimètres.
La tour d'absorption est aliment~e a sa partie supérieure par une solution aqueuse de Méthyldiéthanolamine a la concentration 3N.
La vitesse du gaz acide au premier contact avec la solution, au premier lavage, c'est-a-dire au passage des per-forations du premier plateau a être rencontre par le gaz acide, donc le plateau le plus bas, est de 8 mètres par seconde.
Le débit de liquide à contre courant qui, a l'entrée dans l'absorbeur comprend 0,5g d'H2S par litre, est de 208 m3 par heure; dans ces conditions le rapport s/c est egal a 10.
La temperature moyenne a l'intérieure de la colonne est de 43~C.
La pression moyenne est de 1,7 bars absolus.
Deux effluents sont issus de cette tour d'absorption:
- en premier lieu 4 425 Normaux m3/heure de gaz dont 325 Normaux m3/heure de vapeur d'eau et d'hydrocarbures et 4 100 Normaux m3/heure de CO2 et H2S r~partis en 99,5% de CO2 et 0,5% de H2S
- en second lieu la solution aqueuse de MDEA chargée en H2S, qui est acheminée vers une tour de régénération o~ le gaz acide enrichi est libéré par entralnement a la vapeur d'eau.
De cette tour sont issus 8 295 Normaux ~tre cubes/heure de gaz acide enrichi en H2S dont 415 Normaux m3/heure de vapeur d'eau et 7 880 Normaux m3/heure de gaz acide répartis en 90,9% de H2S et 9,1% de CO2.
Il s'avere ainsi que le procede selon l'invention permet de retirer la quasi totalite du CO2 contenue dans un gaz acide et ceci dans les conditions optimales imposées par la destination des deux effluents.
.
Claims
1. Procédé d'enrichissement d'un gaz acide contenant de l'H2S, plus de 10% de CO2 et moins de 5% d'hydrocarbures, caractérisé en ce que:
a) l'on lave à contre-courant ledit gaz acide avec une solution aqueuse de methyldiéthanolamine dans une première zone, (1) la concentration de la méthyldiéthanolamine (MDEA) étant comprise entre 2N et 4N, (2) le rapport du débit massique de la solution aqueuse de MDEA au débit massique de gaz acide étant compris entre 4 et 15, (3) la pluralité des lavages étant comprise entre 2 et 10, (4) l'on met en contact ledit gaz acide avec la solution de MDEA dans la première zone à une vitesse comprise entre 1 et 25 mètres par seconde, (5) l'on maintient la température du gaz acide dans ladite zone entre 20 et 60°C, (b) l'on extrait de la première zone un courant gazeux de CO2 contenant moins de 4% de H2S, (c) l'on extrait de la première zone une solution aqueuse de MDEA ayant absorbée presqu'en totalité le H2S
contenu dans ledit gaz acide, (d) l'on regénère la solution absorbante de l'étape c) dans une deuxième zone par entraînement de l'H2S
à la vapeur d'eau, (e) l'on extrait la solution absorbante régénérée de ladite deuxième zone, et (f) l'on recueille de la deuxième zone un courant composé
principalement de H2S et contenant moins de 10% de CO2.
a) l'on lave à contre-courant ledit gaz acide avec une solution aqueuse de methyldiéthanolamine dans une première zone, (1) la concentration de la méthyldiéthanolamine (MDEA) étant comprise entre 2N et 4N, (2) le rapport du débit massique de la solution aqueuse de MDEA au débit massique de gaz acide étant compris entre 4 et 15, (3) la pluralité des lavages étant comprise entre 2 et 10, (4) l'on met en contact ledit gaz acide avec la solution de MDEA dans la première zone à une vitesse comprise entre 1 et 25 mètres par seconde, (5) l'on maintient la température du gaz acide dans ladite zone entre 20 et 60°C, (b) l'on extrait de la première zone un courant gazeux de CO2 contenant moins de 4% de H2S, (c) l'on extrait de la première zone une solution aqueuse de MDEA ayant absorbée presqu'en totalité le H2S
contenu dans ledit gaz acide, (d) l'on regénère la solution absorbante de l'étape c) dans une deuxième zone par entraînement de l'H2S
à la vapeur d'eau, (e) l'on extrait la solution absorbante régénérée de ladite deuxième zone, et (f) l'on recueille de la deuxième zone un courant composé
principalement de H2S et contenant moins de 10% de CO2.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| FR7532154A FR2328657A1 (fr) | 1975-10-21 | 1975-10-21 | Procede d'enrichissement en h2s des gaz acides |
| FR7532154 | 1975-10-31 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CA1097485A true CA1097485A (fr) | 1981-03-17 |
Family
ID=9161442
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CA263,810A Expired CA1097485A (fr) | 1975-10-21 | 1976-10-20 | Procede d'enrichissement en h2s des gas acides |
Country Status (9)
| Country | Link |
|---|---|
| JP (1) | JPS5250978A (fr) |
| AU (1) | AU499571B2 (fr) |
| CA (1) | CA1097485A (fr) |
| DE (1) | DE2647208A1 (fr) |
| ES (1) | ES452507A1 (fr) |
| FR (1) | FR2328657A1 (fr) |
| GB (1) | GB1554594A (fr) |
| IT (1) | IT1069035B (fr) |
| NL (1) | NL188328C (fr) |
Families Citing this family (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CA1128293A (fr) * | 1978-04-07 | 1982-07-27 | Roelof Cornelisse | Elimination des gaz acides d'un melange gazeux |
| FR2439613A1 (fr) * | 1978-10-27 | 1980-05-23 | Elf Aquitaine | Procede d'extraction selective de h2s de melanges gazeux contenant du co2 |
| FR2537888B1 (fr) * | 1982-12-21 | 1985-06-28 | Elf Aquitaine | Perfectionnement a l'enrichissement en hydrogene sulfure de gaz qui en contiennent |
| US4869884A (en) * | 1988-05-06 | 1989-09-26 | Kerr-Mcgee Chemical Corporation | Process for recovering acidic gases |
| FR2990878B1 (fr) | 2012-05-25 | 2014-05-16 | Total Sa | Procede de purification de melanges gazeux contenant des gaz acides. |
| FR2990880B1 (fr) | 2012-05-25 | 2017-04-28 | Total Sa | Procede d'elimination selective du sulfure d'hydrogene de melanges gazeux et utilisation d'un thioalcanol pour l'elimination selective du sulfure d'hydrogene. |
| WO2021038716A1 (fr) * | 2019-08-27 | 2021-03-04 | 三菱電機株式会社 | Dispositif de réception |
Family Cites Families (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| NL168548C (nl) * | 1970-07-15 | 1982-04-16 | Shell Int Research | Werkwijze voor het selectief verwijderen van zwavelwaterstof uit gassen welke zwavelwaterstof en kooldioxyde bevatten. |
-
1975
- 1975-10-21 FR FR7532154A patent/FR2328657A1/fr active Granted
-
1976
- 1976-10-18 GB GB43183/76A patent/GB1554594A/en not_active Expired
- 1976-10-19 ES ES452507A patent/ES452507A1/es not_active Expired
- 1976-10-19 AU AU18812/76A patent/AU499571B2/en not_active Expired
- 1976-10-19 DE DE19762647208 patent/DE2647208A1/de active Granted
- 1976-10-19 JP JP51125988A patent/JPS5250978A/ja active Pending
- 1976-10-20 CA CA263,810A patent/CA1097485A/fr not_active Expired
- 1976-10-21 NL NLAANVRAGE7611690,A patent/NL188328C/xx not_active IP Right Cessation
- 1976-10-21 IT IT28531/76A patent/IT1069035B/it active
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| NL188328C (nl) | 1992-06-01 |
| GB1554594A (en) | 1979-10-24 |
| AU499571B2 (en) | 1979-04-26 |
| ES452507A1 (es) | 1977-11-01 |
| FR2328657A1 (fr) | 1977-05-20 |
| FR2328657B1 (fr) | 1979-05-04 |
| NL7611690A (nl) | 1977-04-25 |
| NL188328B (nl) | 1992-01-02 |
| DE2647208C2 (fr) | 1987-07-02 |
| IT1069035B (it) | 1985-03-21 |
| AU1881276A (en) | 1978-04-27 |
| DE2647208A1 (de) | 1977-04-28 |
| JPS5250978A (en) | 1977-04-23 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EP2310110B1 (fr) | Solution absorbante a base de n,n,n',n'-tetramethylhexane-1,6-diamine et d'une amine comportant des fonctions amine primaire ou secondaire et procede d'elimination de composes acides d'un effluent gazeux | |
| US4853012A (en) | Process and device for deacidification of a gas containing H2 S and/or CO2 and mercaptans | |
| EP2168659B1 (fr) | Procédé de désacidification d'un gaz par solution absorbante avec contrôle de la démixtion | |
| EP2445614B1 (fr) | Procede de traitement de gaz acides | |
| EP3347118B1 (fr) | Procédé de purification d'un flux de gaz chargé en cov | |
| FR2485945A1 (fr) | Procede pour la separation selective d'hydrogene sulfure a partir de melanges gazeux contenant egalement du gaz carbonique | |
| CA1097485A (fr) | Procede d'enrichissement en h2s des gas acides | |
| EP2878589A1 (fr) | Procédé flexible pour le traitement de solvant, tel que le monoéthylène glycol, utilise dans l'extraction du gaz naturel | |
| EP2533879A1 (fr) | Procede de desacidification d'un gaz par une solution absorbante avec liberation d'un effluent gazeux a partir de la solution absorbante et lavage de cet effluent par la solution absorbante regeneree | |
| CN113046137A (zh) | 一种用于低温甲醇洗系统中氨的捕集采出方法 | |
| EP1916024A1 (fr) | Unité et procédé de traitement d'eaux issues de procédés de raffinage | |
| EP2836287A1 (fr) | Procede de traitement d'un flux gazeux par absorption utilisant un compose de formule ch3 - (och2) n-0-ch3 | |
| CN114887462A (zh) | 一种氨尾气处理装置及处理方法 | |
| BE897531Q (fr) | Procede d'elimination de constituants acides d'un courant de gaz | |
| CA1124488A (fr) | Procede d'extraction selective de h2s de melanges gazeux contenant du co2 | |
| EP2540376A1 (fr) | Procédé de désacidification d'un gaz avec plusieurs étapes de mise en contact à co-courant avec une solution absorbante | |
| FR2794664A1 (fr) | Procede et dispositif de traitement d'un gaz contenant de l'hydrogene sulfure, avec recyclage de la solution catalytique reduite | |
| EP0021954B1 (fr) | Procédé et installation d'élimination continue d'oxydes d'azote des gaz nitreux | |
| EP0078073B1 (fr) | Procédé pour fabriquer de l'acide sulfurique | |
| FR2942973A1 (fr) | Procede de desacidification d'un gaz par solution absorbante avec lavage du gaz desacidifie par une fraction de la solution absorbante regeneree. | |
| WO1996026898A1 (fr) | Installation de production de peroxyde d'hydrogene | |
| US4844876A (en) | Process and device for selective extraction of H2 S from an H2 S-containing gas | |
| US11207634B2 (en) | Apparatus and method for recovering an amine solvent from an acid gas stream | |
| FR2938448A1 (fr) | Dispositif et procede pour le traitement et la compression des gaz | |
| FR2489820A1 (fr) | Procede de synthese de l'uree |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MKEX | Expiry |