CN102245502A - 气体脱硫方法 - Google Patents

气体脱硫方法 Download PDF

Info

Publication number
CN102245502A
CN102245502A CN2009801491864A CN200980149186A CN102245502A CN 102245502 A CN102245502 A CN 102245502A CN 2009801491864 A CN2009801491864 A CN 2009801491864A CN 200980149186 A CN200980149186 A CN 200980149186A CN 102245502 A CN102245502 A CN 102245502A
Authority
CN
China
Prior art keywords
flow
gas
air
elemental sulfur
hydrogen sulfide
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.)
Granted
Application number
CN2009801491864A
Other languages
English (en)
Other versions
CN102245502B (zh
Inventor
翟素玲
J·福斯特
S·沃德
M·哈里斯
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Amec Foster Wheeler Energy Ltd
Original Assignee
Foster Wheeler Energy Ltd
Priority date (The priority date 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 date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Foster Wheeler Energy Ltd filed Critical Foster Wheeler Energy Ltd
Publication of CN102245502A publication Critical patent/CN102245502A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN102245502B publication Critical patent/CN102245502B/zh
Expired - Fee Related legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Images

Classifications

    • 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
    • C01B17/02—Preparation of sulfur; Purification
    • C01B17/04—Preparation of sulfur; Purification from gaseous sulfur compounds including gaseous sulfides
    • C01B17/0404—Preparation of sulfur; Purification from gaseous sulfur compounds including gaseous sulfides by processes comprising a dry catalytic conversion of hydrogen sulfide-containing gases, e.g. the Claus process
    • C01B17/0413—Preparation of sulfur; Purification from gaseous sulfur compounds including gaseous sulfides by processes comprising a dry catalytic conversion of hydrogen sulfide-containing gases, e.g. the Claus process characterised by the combustion step
    • 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
    • B01D53/34—Chemical or biological purification of waste gases
    • 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
    • B01D53/34—Chemical or biological purification of waste gases
    • B01D53/46—Removing components of defined structure
    • 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
    • B01D53/34—Chemical or biological purification of waste gases
    • B01D53/46—Removing components of defined structure
    • B01D53/48—Sulfur compounds
    • B01D53/50—Sulfur oxides
    • 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
    • B01D53/34—Chemical or biological purification of waste gases
    • B01D53/46—Removing components of defined structure
    • B01D53/48—Sulfur compounds
    • B01D53/52—Hydrogen sulfide
    • 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
    • B01D53/34—Chemical or biological purification of waste gases
    • B01D53/74—General processes for purification of waste gases; Apparatus or devices specially adapted therefor
    • B01D53/86—Catalytic processes
    • B01D53/8603—Removing sulfur compounds
    • B01D53/8609—Sulfur oxides
    • 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
    • B01D53/34—Chemical or biological purification of waste gases
    • B01D53/74—General processes for purification of waste gases; Apparatus or devices specially adapted therefor
    • B01D53/86—Catalytic processes
    • B01D53/8603—Removing sulfur compounds
    • B01D53/8612—Hydrogen sulfide
    • 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
    • C01B17/02—Preparation of sulfur; Purification
    • C01B17/021—Separation of sulfur from gases
    • 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
    • C01B17/02—Preparation of sulfur; Purification
    • C01B17/04—Preparation of sulfur; Purification from gaseous sulfur compounds including gaseous sulfides
    • 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
    • C01B17/02—Preparation of sulfur; Purification
    • C01B17/04—Preparation of sulfur; Purification from gaseous sulfur compounds including gaseous sulfides
    • C01B17/0404—Preparation of sulfur; Purification from gaseous sulfur compounds including gaseous sulfides by processes comprising a dry catalytic conversion of hydrogen sulfide-containing gases, e.g. the Claus process
    • 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
    • C01B17/02—Preparation of sulfur; Purification
    • C01B17/04—Preparation of sulfur; Purification from gaseous sulfur compounds including gaseous sulfides
    • C01B17/0404—Preparation of sulfur; Purification from gaseous sulfur compounds including gaseous sulfides by processes comprising a dry catalytic conversion of hydrogen sulfide-containing gases, e.g. the Claus process
    • C01B17/0426—Preparation of sulfur; Purification from gaseous sulfur compounds including gaseous sulfides by processes comprising a dry catalytic conversion of hydrogen sulfide-containing gases, e.g. the Claus process characterised by the catalytic conversion
    • C01B17/0439—Preparation of sulfur; Purification from gaseous sulfur compounds including gaseous sulfides by processes comprising a dry catalytic conversion of hydrogen sulfide-containing gases, e.g. the Claus process characterised by the catalytic conversion at least one catalyst bed operating below the dew-point of sulfur
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/34—Arrangements for separating materials produced by the well
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2255/00—Catalysts
    • B01D2255/20—Metals or compounds thereof
    • B01D2255/207—Transition metals
    • B01D2255/20707—Titanium
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2255/00—Catalysts
    • B01D2255/20—Metals or compounds thereof
    • B01D2255/207—Transition metals
    • B01D2255/20738—Iron
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2255/00—Catalysts
    • B01D2255/20—Metals or compounds thereof
    • B01D2255/209—Other metals
    • B01D2255/2092—Aluminium
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2258/00—Sources of waste gases
    • B01D2258/06—Polluted air

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Analytical Chemistry (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • Inorganic Chemistry (AREA)
  • Biomedical Technology (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Treating Waste Gases (AREA)
  • Gas Separation By Absorption (AREA)

Abstract

一种用于处理含有硫化氢的气流的方法，所述方法包含以下步骤：(i)混合含有硫化氢的第一气流与含有二氧化硫的第二流体以产生合流，由此通过硫化氢与二氧化硫之间的反应生成单质硫；(ii)从所述合流中除去单质硫并可选地除去水；和(iii)使至少部分单质硫氧化以形成在第二流体中使用的二氧化硫，其中，所述反应在15℃～155℃的温度和至少3MPa的压力下进行。

Description

气体脱硫方法
技术领域
本发明涉及气体纯化，更具体而言涉及用于从气体中除去硫化氢的方法，以及用于执行所述方法的装置。
背景技术
气流中存在的硫化氢对于工业过程可能是有害的，可能造成腐蚀和气体输送中的干扰，并且造成对健康、安全和环境的损害。因此，有利的是在此类气体根据应用而进行传输、使用或排放到大气中之前除去硫化氢。
通常，在含硫天然气处理应用中，将含有硫化氢的原料气通入酸性气去除单元(AGR)中，其中通过化学反应使硫化氢吸收在胺中。将从含有硫化氢的富胺液中脱离的酸性气送至克劳斯类(Claus based)硫回收单元(SRU)，或者作为另外一种选择将其注入蓄水池或盐水含水层的枯竭区。然而，利用克劳斯类SRU的胺系气体处理方法从资本支出和运转的观点来看是极其昂贵的方案，而且酸性气注入可能发生对健康和安全有潜在风险和在单质硫(elemental sulphur)市场走强时损失有价值的产品等一系列问题。
因此，需要提供一种改进的气体处理方法和/或装置，其会减轻与现有技术有关的至少一些问题。
发明内容
在第一方面中，本发明提供了一种用于处理含有硫化氢的气流的方法，所述方法包括以下步骤：
(i)混合含有硫化氢的第一气流与含有二氧化硫的第二流体以产生合流(combined stream)，由此通过硫化氢与二氧化硫之间的反应生成单质硫；
(ii)从所述合流中除去单质硫和可选地除去水；和
(iii)使至少部分单质硫氧化形成在第二流中使用的二氧化硫，
其中，所述反应在15℃～155℃的温度和至少3MPa的压力下进行。
在第二方面中，本发明提供了用于通过执行本文所述的方法来处理气流的装置，所述装置包含：
用于提供含有硫化氢的第一气流的入口；
用于提供含有二氧化硫的第二流体的入口；
用于使所述气流混合的反应区；
用于从合流中除去单质硫的分离区；
用于使部分单质硫氧化成二氧化硫的单元；
用于将所述二氧化硫转移至所述用于提供第二流体的入口的单元；
用于提供反应温度的单元；
用于提供反应压力的单元。
在第三方面中，本发明提供了包含上述装置的井口设施。所述井口设施可以设置在陆上或海上位置。海上位置包括油和气钻探平台和浮动的油/气回收平台。
在第四方面中，本发明提供了另一种用于处理含有硫化氢的气流的方法，所述方法包含以下步骤：
(i)混合含有硫化氢的第一气流与含有二氧化硫的第二流体以产生合流，由此通过硫化氢与二氧化硫之间的反应生成单质硫；
(ii)从所述合流中除去单质硫；和
(iii)使至少部分单质硫氧化形成在第二流体中使用的二氧化硫，
其中，所述第一气流为含有硫化氢的天然气。
附图说明
现将参照以实例的方式提供的附图来进一步描述本发明，附图中：
图1示出了本发明一个实施方式的大量硫化氢去除方法的流程图和装置。
图2示出了可用于本发明中的高压反应器/分离器的构造的一个实例。
具体实施方式
现将进一步描述本发明。在下文中将更为详细地限定本发明的不同方面/实施方式。除非明确指出了相反情况，如此限定的各方面/实施方式可以与其他任何一个或多个方面/实施方式相结合。特别是，任何被指出为优选或有利的特征可以与其他任何一个或多个任何被指出为优选或有利的特征相结合。
除非另有声明，否则所有百分比均以摩尔计。
本发明的方法关注从含有硫化氢的气流中富有成本效益地除去硫化物(sulphurspecies)，并优选直接除去此类物质。所述方法可以在陆上或海上进行。通常，气流由烃、二氧化碳和硫化氢构成。但是，应该理解，也可以存在其他气体。优选对下述气源进行本发明的方法，以气体总体积计，所述气源包含0.05体积％～50体积％的硫化氢，更优选包含0.1体积％～40体积％、最优选包含2体积％～35体积％或5体积％～20体积％的硫化氢。
所述方法从气流中除去至少部分、优选全部的硫化氢。即，所述方法优选除去至少50体积％、更优选75体积％、进而更优选90体积％、最优选98体积％的硫化氢。特别理想的是生成适于商业销售的脱硫气体。
本发明的方法适于从任何含硫化氢的气流中除去硫化氢。特别地，本发明将就含硫化氢的(含硫)天然气流和含硫化氢的二氧化碳气流来进行描述。因此，当说明书讨论天然气处理时，本领域技术人员将意识到，所述方法也可应用于其他含硫化氢的气流。
在本发明的一个实施方式中，含硫气为天然气。天然气为主要由可燃性烃构成的气态化石燃料。可燃性烃是在氧存在下经点火而易于燃烧的烃。所述烃包括甲烷、乙烷、丙烷、丁烷、烷烃、烯烃和炔烃。忽略硫化氢杂质，天然气优选包含至少50％、更优选75％、最优选90％的甲烷。天然气可能包含各自为至多10％的乙烷、丙烷、丁烷和戊烷。天然气还可以含有一些少量(低于2％)的挥发性重烃，但是这些重烃要在销售前除去。通常会发现天然气带有包括二氧化碳、氮气、氦和硫化氢等在内的杂质。可在油井、气井、凝析气井和煤床中发现这种天然气。在本实施方式中，理想的是压力由天然气源提供。即，当从地下抽出气体时，该气体在数十MPa的压力下获得。本实施方式的一个优点在于，不存在与利用本发明所需的高压有关的能耗。因此，反应的压力仅在上限受限于在气井中可发现天然气的最高压力。这种压力通常至多为40MPa。更常见的天然压力为5MPa～15MPa。所利用的优选压力可通过降低通入装置中的气体压力来实现。
本发明的方法包含多个步骤。本领域技术人员将要理解，由该方法的本质决定，这些步骤可以同时进行而不需相继进行。事实上，优选的是连续进行该方法。
第一步骤包括混合含有硫化氢的第一气流与含有二氧化硫的第二流体以产生合流，由此通过硫化氢与二氧化硫之间的反应而生成单质硫。该步骤可以在反应区中进行。优选的是，该步骤包括所述气体的部分湍流，以促进完全混合。
该步骤可以包括获取、钻取、存储和/或制备含硫气(含有硫化氢的气流)并将该气体导入用于执行该方法的装置中。气体作为流体而通过所述装置。优选的是，对气体的处理是连续过程而不是分批过程。
含有二氧化硫的第二流体可以提供为液体，并注入反应区中。然而，优选的是，含有二氧化硫的流体是气流，因为这会增进第一和第二流体的混合，并提高反应速度。
优选的是，第二流体是基本上纯的二氧化硫，其中仅带有不可避免的杂质。
作为另外一种选择，在另一个实施方式中，二氧化硫可以提供在载体流中。所述载体可以相当于经处理的气流。
步骤(i)中混合气流的条件为：温度为15℃～155℃并且压力为至少3MPa。有利的是在低于155℃的温度下进行反应，因为高于该温度时硫的粘度会因聚合而升高。这使硫的去除更加困难。在低于15℃的温度处理气体出于动力学原因而是不利的。
优选的是，步骤(i)中混合气流的温度为115℃～155℃。这是有利的，因为在高于115℃的温度，硫在步骤(ii)中会以低粘度液体而非固体除去。在低于约115℃时，在步骤(ii)中除去的硫将是固体。
步骤(i)中所采用的压力大约3MPa，更优选的是大于7MPa。
有利的是，本发明人已经发现，本发明的反应可以成功地在这些相对较低温度和较高压力下进行。这是反应产率(需要较高的压力)与产生所述高压的成本之间的平衡。这将在下面进行更详细的讨论。
本发明中进行的基本化学反应由以下方程式表示：
Figure BDA0000066882070000041
式(1)
Sx+xO2→xSO2                式(2)
其中，x＝1～8。H2S与SO2在高压和中到低温下反应(式(1))是放热的，并且生成的硫主要为S6和S8的形式，因为产物硫的平均分子量随着温度的降低而增大，并随着硫分压的增大而增大。
本领域技术人员公知的是，由于气相中存在若干种硫化物，硫化氢通过反应(1)向单质硫的理论平衡转化在低温(例如，在1atm时低于560℃)下随着温度增加而降低，而在高温(例如，在1atm时高于560℃)下随着温度升高而升高。压力对于反应(1)的转化率的影响类似。低温下高压对式(1)的正向反应是热力学有利的，但在相对较高温度下却是热力学不利的。
本发明人已经发现，在高压和低温条件下，反应(1)的转化率非常高，并可接近100％。因此，与正向反应速率相比，逆向反应速率可忽略不计。高反应压力也提高了式(1)的反应速率，因为反应物(即，H2S和SO2)的分压得到了增加。因此，在高压下进行反应使其能够在低温下进行，而无需常规的改进型克劳斯方法中的昂贵的催化剂。
有利的是，本发明人已经发现，在本发明的方法的反应条件下，不需要包含催化剂。即，不需要任何催化剂来引发硫化氢与二氧化硫反应生成单质硫。这是特别有利的，因为其消除了对于使易于堵塞有硫沉积物的催化剂再生的需求。在本领域中已知的所有克劳斯方法中，硫堵塞是一个长期存在的问题。
然而，应当理解，可以使用催化剂来催化硫化氢与二氧化硫的反应。适当的催化剂是本领域公知的，并且包括但不限于含氮化合物，例如氨或胺。
优选的是，将第二流体的流速调节为使二氧化硫的摩尔数∶硫化氢的摩尔数的化学计量比保持为1∶2～2.5。更优选为1∶2.1～2.3。可以通过控制第二流体或通过使用载体对其稀释来进行调节。
在步骤(ii)中，从合流中除去单质硫，并优选除去水。优选的是，将所生成的水与硫同时除去。
从系统中除去含有脱硫气体的剩余气流以用于进一步处理、存储、使用、分配或销售。在一个实施方式中，使部分气体再循环回系统中作为第一气流。这使得所述含硫气能够进一步处理，并除去更多硫化氢。
所产生的硫和/或水的分离或去除可以通过本领域已知的任何分离方法来进行。特别优选的方法包括重力分离和离心。也可以采用过滤，但其因堵塞而并不优选。
在本发明的一个实施方式中，通过重力在步骤(ii)中除去单质硫和水，并分离为含硫水流和液态硫流体。优选的是，对液态硫流体进行脱气和纯化。然后可以将液态硫流体分为用于存储的硫产物流和用于产生SO2的硫反应物流。
步骤(iii)包括使至少部分单质硫氧化形成二氧化硫，从而在第二流体中使用。根据二氧化硫的需求，该步骤可以分批进行或者作为连续过程进行。所采用的优选氧化方法为燃烧，但是还已知其他氧化方法。最常见的氧化产物为SO2。
燃烧步骤可以在空气存在下进行。在一个实施方式中，可以在富氧空气中进行燃烧。富氧空气是指如下的空气，所述空气具有超过21体积％的氧气，或者超过50体积％，或者超过60体积％以及至多100体积％的氧气。所生成的二氧化硫可以通过液化来分离和纯化。
硫的燃烧可以在焚硫炉中进行。通常在0.1MPa～0.7MPa的压力下将含氧气流引入焚硫炉中。优选的是，含氧气流在填入所述炉中之前进行脱水。硫进入焚硫炉的常见流体条件是温度为约140℃，压力为0.1MPa～0.7MPa，并且进入所述炉的空气处于60℃～100℃的温度。然而，本领域技术人员将要理解，可以采用任何适当条件。
步骤(iii)中生成的二氧化硫优选进行纯化，加压并泵入步骤(i)的反应混合物中，即泵入反应混合器/分离器中。由此硫可以在此方法中进行再循环。生成的二氧化硫可以在填入反应区之前进行加热。
本发明还涉及一种用于执行本发明的气体脱硫方法的装置。所述装置包含：用于提供含有硫化氢的第一气流的入口；用于提供含有二氧化硫的第二流体的入口；用于使所述气流混合的反应区；用于从所述合流中除去单质硫的分离区；用于使至少部分单质硫氧化为二氧化硫的单元；用于将所述二氧化硫转移至所述用于提供第二流体的入口的单元；用于提供反应温度的单元；和用于提供反应压力的单元。
优选的是，所述反应区域具有0.03s-1～1s-1的设计空速。该设计空速是确保气体充分混合、适当的反应动力学、资本费用和运转性能之间的平衡。
分离区可以是主动分离器(如离心机或依赖于压力变化)或被动分离器(如重力或增强型分离器)。分离器可以充当用于所产生的单质硫和水的大量去除单元，并且随后是另一高效分离器/过滤器以进一步清洁气体。
如果使用增强型分离器，则高速(至少约10ms-1)的气流将引起对液/固产物相的高吹扫力，这将减少沉积在设备或管道表面上的硫的量，并避免装置因所产生的单质硫而堵塞。
在一个实施方式中，反应区和分离区是同一个。这是因为，反应速度过快，以至于在气体混合的同时就产生并除去了硫。
反应区对于第一气流和/或第二气流而言可以是单级的(即，具有一个注入点)。作为另外一种选择，反应区对于第一气流和/或第二气流而言可以是多级的(即，具有多个注入点)。如果该方法是多级的，则优选的是采用级间冷却器。如果原料流中硫化氢水平较高，则有利的是使用多级/多个注入点来将反应器温度控制在所需范围内。
在另一个实施方式中，所述装置还包含用于从单质硫中提取水的脱水器。这也用来驱动反应的正向平衡。水优选与单质硫同时回收，并且水和硫在随后分离。
所述装置可以包含催化剂。优选的是并不包含催化剂。可用的常见催化剂是克劳斯方法中所知的那些催化剂，包括：Fe2O3、活性氧化铝、活性氧化钛和含氮化合物，例如氨或胺。
用于使至少部分单质硫氧化的单元优选为燃烧单元。拟燃烧的部分硫由进入催化转化器的反应气中硫化氢与二氧化硫的比例确定。硫燃烧是放热的，废热可用于产生热物流和/或电和/或用于加热该方法系统的任何部分。例如，其可用于使含有二氧化硫的流体在通过入口之前挥发。用于氧化的单元可以与用于分离二氧化硫的单元连接。优选的是，分离单元由通过液化来运行。
在一个实施方式中，所述装置还包含控制器，所述控制器被设置用于控制气流处理装置。在该实施方式中，所述装置还包含可计算机可读介质，所述介质与控制器相连并且具有内嵌的可计算机可读程序，所述程序控制气流处理装置的运转。计算机可读程序具有下述指令，即，当通过控制器执行时，将在反应区内产生15℃～155℃的温度，提供至少3MPa的压力，并控制用于提供第一气流的入口和用于提供含有二氧化硫的流体的入口。
本发明还提供位于井口附近的上述装置。在该实施方式中，装置被设置得可以在反应中直接或间接利用气源的压力。这具有许多优点，包括降低产生高压所涉及的成本和在气体通入分配系统前除去腐蚀性H2S。
在本发明的第四方面中，提供了另一种用于处理含有硫化氢的气流的方法，其中所述气流为含硫天然气。该方法的优点在于，其可直接应用于可燃性气体，而无需从主气流中除去酸/含硫气的第一提取步骤。
在本发明的一个实施方式中，公开了一种用于从含硫天然气流中大量去除H2S的方法。反应器可以位于管道的上游或下游。H2S在中高压力和中低温度下与略不足量的SO2(比SO2的化学计算量少5％)反应，并使大部分所生成的水和单质硫冷凝出并以液相从系统中除去，从而使化学平衡有利地移动。通过使部分所产生的单质硫在空气中燃烧而生成SO2流。在气体处理设备中对相对脱硫的天然气流进行进一步处理，该处理设备的规模明显减小且硫设备的规模也会得到减小。
在本发明的另一示例性实施方式中，公开了一种用于从来自天然CO2气田、发电设备或气化设备的CO2流中大量去除H2S的方法。H2S在高压和相对较低温度下与化学计算量的SO2反应。在反应条件下将大部分所生成的单质硫溶解在超临界CO2中，而通过将流体转移出超临界区域而将所述大部分单质硫与所产生的水一起从大体积流体(bulk stream)中除去。通过使部分所产生的单质硫在空气中燃烧而生成SO2流。经脱硫的CO2流通过例如经过吸附床来得到进一步调整，以在管道传输之前满足其对硫和水的规范。
在本发明的另一实施方式中，公开了一种用于从由胺单元产生的酸性气流中除去H2S的方法。在该情况下，CO2与H2S的比例较高，并且如果选择了常规的改进型克劳斯类硫回收法，则需要酸气富集单元。使用本发明公开的方法可以潜在地消除胺单元、酸性气富集单元和下游的克劳斯硫设备。
下面将参照附图进一步描述本发明。
图1中的数字涉及以下特征：
30.GOSP
31.含硫气(HC、CO2、H2S和有机S)
32.含硫气田
33.原油稳定化/输出(如适用)
34.过滤器/聚结器
35.流体
36.公开技术
37.专利
38.HP大量H2S去除系统
39.热交换器
40.反应混合器/分离器
41.加热器(可选)
42.泵/缓冲存贮器
43.SO2纯化系统
44.FGD洗涤器/再生器
45.排气口
46.再循环SO2(可选)
47.三相分离器
48.闪蒸气
49.过滤器/聚结器
50.进一步处理(可选)
51.气体输出管道
52.水再注入或排出管线
53.存储用硫
54.水处理
55.含硫水
56.排出H2S(保存)
57.硫脱气单元
58.再循环硫
59.废热煮器/冷却器/冷凝器
60.动力/加热用HP&LP蒸汽
61.焚硫炉
62.压缩机/脱水机(可选)
63.空气
图1所说明的是用于含硫气处理的示例性方法和实施本发明的装置。将来自井口的含硫气通入气油分离器(GOSP)中，随后进行进一步过滤和聚结。然后将气体1输送至热交换器中进行预热。将经加热的气流2填入反应混合器/分离器中，其中H2S与SO2流反应并转化为单质硫和水。使相对脱硫的气流3通过过滤器、聚结器或其他高效分离器，以除去所携带的液体/固体硫和残留的SO2。随后将经处理的流体5导入气体设备以进行进一步处理或者导入输出用管道。
根据所选择的反应器条件，产物水将形成为液体，产物硫将形成为液体或固体。可以容易地从气流中除去产物，从而使反应平衡向式1的右侧移动。将混合的水和元素流4输送至三相分离器中，于其中分为含硫水流6、单质硫流体7和闪蒸气流，其随后与流体3混合。可以在三相分离器的上游或下游设置减速(let-down)系统。对含硫水流6进行进一步处理，以满足排放限制，或与来自蓄水池的所产生的水共混以用于再注入。如果以液相产生，则单质硫流体7在其分为用于存储的硫产物流8和用于生成SO2的硫反应物流9之前进行脱气。脱气可以通过利用气提的搅拌或通过加入催化剂来实现。拟燃烧的部分硫通过进入反应混合器/分离器的反应气中硫化氢与二氧化硫的比例确定，所述比例优选控制在如下的化学计量比范围内：2摩尔～2.5摩尔硫化氢∶1摩尔二氧化硫。原料气中H2S/SO2的比例通过基于先进控制系统控制来自中间存储容器的SO2的流速来保持。
在0.1Mpa～0.7MPa[1巴～7巴]的压力下于焚硫炉中利用含氧气流10使单质硫9燃烧。
使含有SO2的热燃烧气流11通过一系列热交换器，以回收热量。通过液化、吸收或本领域已知的其他分离方法，使具有低水平惰性气体(例如氮气)的SO2流14与冷却气流11分离。在排至大气中之前，使用如
Figure BDA0000066882070000101
等溶剂在烟气洗涤器/再生器中洗涤含有少量SO2的惰性气体13。回收的SO2可以进行再循环，从而与流体12混合。将SO2流14送至缓冲存储容器中，于该容器中将其泵至所需的供给压力。可选的是，加热高压SO2流15以增强与原料气流在反应混合器/分离器中的混合。将已加热的高压SO2流16引入进行反应和分离的反应混合器/分离器中。
应该理解，图1中所示的方法只是对本发明的一个实施方式的说明。根据气田的位置/距离和气体组成(例如H2S水平)，所附的供给调节设备(conditioning)和装置可以位于尽可能地靠近蓄水池的管道上游，或者位于靠近或在气体处理设备中的管道的下游。反应混合器/分离器可以是单级反应器(如图1中所示)、多级反应器或并联运行的多个单级反应器，其中流体3和4可以是来自所有并联反应混合器/分离器的共混流。SO2流16也可以通过一个或多个入口引入反应混合器/分离器中。
反应混合器/分离器可以例如具有与图2中所示相似的设计。作为另外一种选择，可以使用其他先进的单元，所述单元可提供强力混合和高效分离，如TWISTERTM等。反应混合器/分离器也可以包含静态混合器和/或水力旋流技术。
本发明的方法和装置提供了多种优于已知方法和装置的优点。下面将简要讨论部分所述优点。
本发明公开的方法的一个优点在于，使产生的水和硫在高压冷凝出，因此可以从气流中原位去除这些产物的大部分，从而有利地推进式(1)的化学平衡移向右手侧。在常规的改进型克劳斯方法中尝试实现去除所产生的水到目前为止尚未成功，主要原因在于所产生的固体硫造成的设备堵塞问题和冷凝水的腐蚀作用。因此，在整个常规硫设备中，反应气中存在的水蒸汽将对转化度施加明显的限制。
本发明公开的方法的另一个优点在于，式(1)的反应的摩尔热相对较小，因而可以在比较低的温度下进行，因此可以在不增添外部加热系统的情况下获得硫的高转化率。根据原料流中的H2S水平和目标H2S去除比例，式(1)产生的热可以从反应区域移除，以使反应器温度保持在优选温度范围内。使所产生的硫保持为高于其熔点将避免在硫去除方法中增添设备，并避免增加硫去除方法的复杂度。
本发明公开的方法可以能量自给。反应(式(1))轻度放热。通过反应在含氧流中燃烧单质硫将产生大量的能量以在所述方法中用作蒸汽或电等。
本发明公开的方法的另一个优点在于，抑制不合需要的副反应，例如COS和CS2的生成。在任何高温反应中，原料气中存在的二氧化碳和轻质烃将导致碳酰硫和二硫化碳的形成。对于碳酰硫和二硫化碳的形成以及对于其随后水解为硫化氢和二氧化碳，已提出了多种反应机理。COS和CS2水解的平衡常数表明，低温有利于反应平衡。
CS2+H2O＝COS+H2S式(3)
COS+H2O＝CO2+H2S式(4)
当反应温度由1000℃降至100℃时，式(3)和式(4)的平衡常数分别在105～106和103～104的量级内增加。此外，高压下产生的单质硫更容易冷凝成液相而不是像在常规克劳斯方法中那样保持为气相，这也有利于抑制所述副反应。因此，与常规克劳斯反应相比，COS和CS2的形成在本发明的方法中不会造成问题。优选的是，产物气体中的COS和CS2杂质低于1％，更优选低于0.01％，最优选低于0.001％。
本方法的其他优点包括，通过使上游气流脱硫并除去所产生的水，而在含硫气管道输送中缓解腐蚀。
由于本发明中的硫可以进行再循环，因此无论在硫市场走弱或走强时，本发明的方法都富有竞争力。
总之，通过使用本发明公开的技术，即使将所述技术作为初级去除步骤并随后是小型胺单元和硫设备，资本投资和运行成本也会得到显著的降低。通过直接处理气流而不是采用初级分离步骤(如胺清洗)和独立的气体处理系统，所述方法的效率和速度将更高。
最后，本发明所公开的方法相对较为简单、紧凑和安全。因此，在一个实施方式中，本发明可用于海上应用。
实施例
现参照以下非限制性实施例来示例性地描述本发明。除非另外指出，否则份、百分比和比例均以摩尔计。本实施方式的各个和每一特征可以单独或与本说明书中所阐述的任何特征一起使用。
实施例1
本实施例说明了如本发明所公开的使用单级反应混合器/分离器从含硫天然气流中大量去除H2S。
气体处理设备接收来自海上气田的1.5BSCFD含硫气，其含有2％的H2S和8％的CO2。流动井口压力和温度分别为4.35MPa[43.5巴]和90℃。
首先将全部含硫气流预热至121℃，并将其引入反应混合器/分离器中，在其中含硫气流与SO2流进行绝热反应。反应压力为7MPa[70巴]。此情况下使用的反应混合器/分离器是单级的。从反应混合器/分离器中同时除去反应中生成的液相水和单质硫产物，所述水计330t/d～500t/d(取决于相对脱硫气流的输出温度)，所述单质硫产物计1170t/d。输送含有0.1％H2S的相对脱硫气流以在输出之前进行进一步处理。燃烧时产生的能量足以预热原料气、驱动用于空气和/或SO2流以及制冷设备中的压缩机用汽轮机。
实施例2
本实施例说明了如本发明所公开的使用双级反应混合器/分离器从超含硫天然气流中大量去除H2S。
气体处理设备接收来自陆上气田的950MMSCFD含硫气，其含有30％的H2S和10％的CO2。进入气体设备的气体压力和温度为8MPa[80巴]和50℃。
在接收条件下将全部含硫气流引入串联的双级反应混合器/分离器中，其中通过与SO2反应使H2S水平由30％降低至0.6％。有效地除去反应所产生的热，以将反应温度控制为115℃～155℃。在该反应温度和压力下，反应产物水和硫均处于液相，并且用空气将部分生成的单质硫氧化生成SO2。从反应混合器/分离器中同时除去液相的反应产物水和单质硫，所述水计5,400t/d，所述单质硫计11,000t/d。输送相对脱硫气流以在输出之前进行进一步处理。硫燃烧时产生的能量足以驱动用于空气和/或SO2流以及制冷设备中的压缩机用汽轮机，并具有300MW～400MW的过剩能量。
实施例3
本实施例说明了使用本发明公开的方法从高压CO2流中大量去除H2S。
出于EOR的目的，油田接收来自位于约120公里外的天然CO2田的50MMSCFDCO2。CO2条件和组成为：50℃，310巴，含有CO2 90％、CH4：8％、N2：1％及H2S1％，水饱和。
在50℃、30MPa[300巴]下将全部气流引入反应混合器/分离器中，于其中该气流与SO2反应。在该反应温度和压力下，反应产物水(计11t/d)以液相形成，而单质硫(计19t/d)以固相形成。使用空气使部分生成的单质硫燃烧生成SO2。将含有约3400ppmvH2S的相对脱硫气流转移至胺单元或其他纯化单元，从而在气流传递至EOR用油田之前将其中的H2S水平控制为低于4ppmv。

Claims (22)

1.一种用于处理含有硫化氢的气流的方法，所述方法包括以下步骤：
(i)混合含有硫化氢的第一气流与含有二氧化硫的第二流体以产生合流，由此通过硫化氢与二氧化硫之间的反应生成单质硫；
(ii)从所述合流中除去单质硫和可选地除去水；和
(iii)使至少部分所述单质硫氧化以形成在所述第二流体中使用的二氧化硫，
其中，所述反应在15℃～155℃的温度和至少3MPa的压力下进行。
2.如权利要求1所述的方法，其中，将所述第二流体的流速调节为保持二氧化硫的摩尔数∶硫化氢的摩尔数的化学计量比为1∶2～2.5。
3.如权利要求1或2所述的方法，其中，所述反应在使单质硫生成为固体的温度下进行。
4.如权利要求1或2所述的方法，其中，所述反应在使单质硫生成为液体的温度下进行。
5.如前述权利要求中任一项所述的方法，其中，所述第一气流包含至少50体积％的可燃性烃。
6.如前述权利要求中任一项所述的方法，其中，所述第一气流包含0.05体积％～50体积％的硫化氢。
7.如前述权利要求中任一项所述的方法，其中，所述第一气流为含有硫化氢的天然气。
8.如前述权利要求中任一项所述的方法，其中，所述第二流体为气流。
9.如前述权利要求中任一项所述的方法，其中，所述反应在不存在催化剂下进行。
10.如权利要求1～8中任一项所述的方法，其中，所述反应在催化剂存在下进行。
11.如前述权利要求中任一项所述的方法，其中，步骤(i)中的所述反应在至少7MPa的压力下进行。
12.如前述权利要求中任一项所述的方法，其中，所述反应在115℃～155℃的温度进行。
13.如前述权利要求中任一项所述的方法，其中，在步骤(ii)中同时除去水与所述单质硫。
14.如权利要求1、2或4～13中任一项所述的方法，其中，在步骤(ii)中从所述合流中除去单质硫和水，并分为含硫水流和液态硫流体。
15.如前述权利要求中任一项所述的方法，其中，使步骤(iii)中形成的至少部分所述二氧化硫用于步骤(i)的所述第二流体中。
16.如前述权利要求中任一项所述的方法，其中，步骤(ii)在分离器单元中进行，所述分离器单元包括重力分离器或离心机。
17.一种通过执行前述权利要求中任一项所述的方法来处理气流的装置，所述装置包含：
用于提供含有硫化氢的第一气流的入口；
用于提供含有二氧化硫的第二流体的入口；
用于使所述气流混合的反应区；
用于从合流中除去单质硫的分离区；
用于使部分单质硫氧化成二氧化硫的单元；
用于将所述二氧化硫转移至所述用于提供第二流体的入口的单元；
用于提供反应温度的单元；
用于提供反应压力的单元；和
可选的用于从所述合流中除去水的单元。
18.如权利要求17所述的装置，所述装置还包含脱水器以从单质硫中提取与所述单质硫同时回收的水。
19.如权利要求17或18所述的装置，所述装置还包含通过液化来纯化二氧化硫的系统，所述二氧化硫通过使至少部分所述单质硫氧化而生成。
20.一种井口设施，所述井口设施包含如权利要求17～19中任一项所述的装置。
21.一种用于处理含有硫化氢的气流的方法，所述方法包括以下步骤：
(i)混合含有硫化氢的第一气流与含有二氧化硫的第二流体以产生合流，由此通过硫化氢与二氧化硫之间的反应生成单质硫；
(ii)从所述合流中除去单质硫；和
(iii)使至少一些所述单质硫氧化形成在所述第二流体中使用的二氧化硫，
其中，所述第一气流为含有硫化氢的天然气。
22.一种基本上如本文所述的用于处理气流的方法。
CN2009801491864A 2008-12-09 2009-12-08 气体脱硫方法 Expired - Fee Related CN102245502B (zh)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
GB0822448.7 2008-12-09
GB0822448A GB2466047B (en) 2008-12-09 2008-12-09 A process for gas sweetening
PCT/GB2009/002845 WO2010067064A2 (en) 2008-12-09 2009-12-08 A process for gas sweetening

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN102245502A true CN102245502A (zh) 2011-11-16
CN102245502B CN102245502B (zh) 2013-12-11

Family

ID=40289738

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN2009801491864A Expired - Fee Related CN102245502B (zh) 2008-12-09 2009-12-08 气体脱硫方法

Country Status (8)

Country Link
US (1) US8298505B2 (zh)
EP (1) EP2376374B1 (zh)
CN (1) CN102245502B (zh)
CA (1) CA2745890A1 (zh)
EA (1) EA020246B1 (zh)
ES (1) ES2426716T3 (zh)
GB (1) GB2466047B (zh)
WO (1) WO2010067064A2 (zh)

Cited By (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN110559813A (zh) * 2019-08-19 2019-12-13 华中科技大学 利用等离子体诱导纳米硫颗粒在线制备用于脱汞的方法
CN112516765A (zh) * 2020-11-12 2021-03-19 衡阳丰联精细化工有限公司 含有硫化氢的二氧化硫混合气净化装置
CN114073992A (zh) * 2020-08-14 2022-02-22 中国石油化工股份有限公司 一种氧化还原脱硫工艺的富氧再生装置和方法及应用
CN114737944A (zh) * 2022-04-21 2022-07-12 东营达成石油科技有限公司 一种油井采出液超高含硫化氢治理方法
CN114073992B (zh) * 2020-08-14 2024-05-31 中国石油化工股份有限公司 一种氧化还原脱硫工艺的富氧再生装置和方法及应用

Families Citing this family (11)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN102227372B (zh) * 2008-11-28 2014-12-24 国际壳牌研究有限公司 选择性氧化硫化氢的方法
EP2439255A1 (en) * 2010-10-05 2012-04-11 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method and system for producing a contaminant-depleted gas stream
US8440160B1 (en) * 2012-01-06 2013-05-14 Mahin Rameshni Integrated sulfur recovery methods in power plants and low BTU gas fields
US9556030B2 (en) * 2013-11-08 2017-01-31 Saudi Arabian Oil Company Sulfur recovery unit
US9964034B2 (en) 2014-04-09 2018-05-08 Exxonmobil Upstream Research Company Methods for producing a fuel gas stream
US9023310B1 (en) * 2014-04-25 2015-05-05 Gas Technology Institute Aqueous process for recovering sulfur from hydrogen sulfide-bearing gas
CN104131804A (zh) * 2014-06-13 2014-11-05 胜利油田兴通建设工程有限责任公司 油田单井气体循环处理装置
US9605220B2 (en) 2014-06-28 2017-03-28 Saudi Arabian Oil Company Energy efficient gasification based multi generation apparatus employing advanced process schemes and related methods
US10393015B2 (en) 2016-07-14 2019-08-27 Exxonmobil Upstream Research Company Methods and systems for treating fuel gas
US10589223B1 (en) * 2019-04-18 2020-03-17 Saudi Arabian Oil Company Method and apparatus for treating a sulfur dioxide containing stream by hydrogen sulfide in aqueous conditions
US11459511B2 (en) 2020-04-09 2022-10-04 Saudi Arabian Oil Company Crude stabilizer bypass

Family Cites Families (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3099536A (en) * 1960-07-05 1963-07-30 Universal Oil Prod Co Process for the recovery of crystalline sulfur
FR2358187A1 (fr) * 1976-07-12 1978-02-10 Raffinage Cie Francaise Procede de purification d'un gaz hydrogene contenant des gaz acides et applications dudit procede
US4684514A (en) * 1985-07-22 1987-08-04 Air Products And Chemicals, Inc. High pressure process for sulfur recovery from a hydrogen sulfide containing gas stream
US20020176816A1 (en) * 2001-05-02 2002-11-28 Smith Strom W. In-line sulfur extraction process
US6962683B2 (en) * 2002-07-15 2005-11-08 Research Triangle Institute Method of removing and recovering elemental sulfur from highly reducing gas streams containing sulfur gases

Cited By (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN110559813A (zh) * 2019-08-19 2019-12-13 华中科技大学 利用等离子体诱导纳米硫颗粒在线制备用于脱汞的方法
CN110559813B (zh) * 2019-08-19 2020-11-24 华中科技大学 利用等离子体诱导纳米硫颗粒在线制备用于脱汞的方法
CN114073992A (zh) * 2020-08-14 2022-02-22 中国石油化工股份有限公司 一种氧化还原脱硫工艺的富氧再生装置和方法及应用
CN114073992B (zh) * 2020-08-14 2024-05-31 中国石油化工股份有限公司 一种氧化还原脱硫工艺的富氧再生装置和方法及应用
CN112516765A (zh) * 2020-11-12 2021-03-19 衡阳丰联精细化工有限公司 含有硫化氢的二氧化硫混合气净化装置
CN114737944A (zh) * 2022-04-21 2022-07-12 东营达成石油科技有限公司 一种油井采出液超高含硫化氢治理方法
CN114737944B (zh) * 2022-04-21 2024-04-26 东营达成石油科技有限公司 一种油井采出液超高含硫化氢治理方法

Also Published As

Publication number Publication date
EP2376374A2 (en) 2011-10-19
EA020246B1 (ru) 2014-09-30
ES2426716T3 (es) 2013-10-24
US20110300059A1 (en) 2011-12-08
CA2745890A1 (en) 2010-06-17
US8298505B2 (en) 2012-10-30
CN102245502B (zh) 2013-12-11
EP2376374B1 (en) 2013-08-14
WO2010067064A3 (en) 2010-11-11
WO2010067064A2 (en) 2010-06-17
GB2466047A (en) 2010-06-16
GB2466047B (en) 2011-09-07
GB0822448D0 (en) 2009-01-14
EA201170793A1 (ru) 2011-12-30

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN102245502B (zh) 气体脱硫方法
US7128777B2 (en) Methods and systems for selectively separating CO2 from a multicomponent gaseous stream to produce a high pressure CO2 product
US10479684B2 (en) Enhancement of claus tail gas treatment by sulfur dioxide-selective membrane technology and sulfur dioxide-selective absorption technology
CN103079993B (zh) 从酸性气体中回收硫的方法和设备
US8663589B2 (en) CO2 recovery using the sure process
US20070248527A1 (en) Methods and systems for selectively separating co2 from an oxygen combustion gaseous stream
AU7607301A (en) Process for pretreating a natural gas containing acid gases
CA3059059C (en) Enhancement of claus tail gas treatment by sulfur dioxide-selective membrane technology
US20110110833A1 (en) Method and apparatus for removing acid gases from a natural gas stream
EA036132B1 (ru) Высокоэффективный способ удаления газообразного сероводорода из жидкой серы
CN104185605A (zh) 处理含硫排放气体的构造和方法
EP2766106A1 (en) Process for the removal of carbon dioxide from a gas
EP3169879A1 (en) Integrated calcium looping combined cycle for sour gas applications
US9504984B2 (en) Generating elemental sulfur
WO2009108218A2 (en) Novel sulfur recovery plant
CN108290111A (zh) 用于从发电循环去除燃烧产物的系统和方法
AU2017252755B2 (en) Systems and methods for oxidation of hydrocarbon gases
US7172746B1 (en) Temperature moderated claus process
RU2385180C1 (ru) Способ очистки углеводородных газов
US20130025276A1 (en) Method and device for producing a carbon dioxide-rich gas mixture, method and device for improved oil recovery and corresponding use of a gas engine
CN105452157A (zh) 气体处理

Legal Events

Date Code Title Description
C06 Publication
PB01 Publication
C10 Entry into substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
C14 Grant of patent or utility model
GR01 Patent grant
CF01 Termination of patent right due to non-payment of annual fee

Granted publication date: 20131211

Termination date: 20151208

EXPY Termination of patent right or utility model