DK162192B - Fremgangsmaade til fjernelse af co2 og eventuelt tilstedevaerende h2s fra en gasblanding - Google Patents
Fremgangsmaade til fjernelse af co2 og eventuelt tilstedevaerende h2s fra en gasblanding Download PDFInfo
- Publication number
- DK162192B DK162192B DK266382A DK266382A DK162192B DK 162192 B DK162192 B DK 162192B DK 266382 A DK266382 A DK 266382A DK 266382 A DK266382 A DK 266382A DK 162192 B DK162192 B DK 162192B
- Authority
- DK
- Denmark
- Prior art keywords
- solvent
- pressure
- process according
- charged
- gas mixture
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 50
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims description 50
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims description 115
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 110
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 claims description 21
- 239000002250 absorbent Substances 0.000 claims description 17
- 230000002745 absorbent Effects 0.000 claims description 17
- 150000003512 tertiary amines Chemical class 0.000 claims description 14
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 11
- 229910002091 carbon monoxide Inorganic materials 0.000 claims description 7
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 6
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 6
- BHUXAQIVYLDUQV-UHFFFAOYSA-N 1-(diethylamino)propan-2-ol Chemical compound CCN(CC)CC(C)O BHUXAQIVYLDUQV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- -1 aliphatic tertiary amine Chemical class 0.000 claims description 2
- 125000002768 hydroxyalkyl group Chemical group 0.000 claims description 2
- CRVGTESFCCXCTH-UHFFFAOYSA-N methyl diethanolamine Chemical compound OCCN(C)CCO CRVGTESFCCXCTH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 24
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 19
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 description 15
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 description 15
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 8
- HXJUTPCZVOIRIF-UHFFFAOYSA-N sulfolane Chemical compound O=S1(=O)CCCC1 HXJUTPCZVOIRIF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 7
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 6
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 6
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 4
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 4
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- ZMXDDKWLCZADIW-UHFFFAOYSA-N N,N-Dimethylformamide Chemical compound CN(C)C=O ZMXDDKWLCZADIW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 3
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 3
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 3
- 150000003141 primary amines Chemical class 0.000 description 3
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 2
- 239000000567 combustion gas Substances 0.000 description 2
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 2
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 2
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 2
- 150000003335 secondary amines Chemical class 0.000 description 2
- ZUHZGEOKBKGPSW-UHFFFAOYSA-N tetraglyme Chemical compound COCCOCCOCCOCCOC ZUHZGEOKBKGPSW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- BFSVOASYOCHEOV-UHFFFAOYSA-N 2-diethylaminoethanol Chemical compound CCN(CC)CCO BFSVOASYOCHEOV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000002918 Fraxinus excelsior Nutrition 0.000 description 1
- SECXISVLQFMRJM-UHFFFAOYSA-N N-Methylpyrrolidone Chemical compound CN1CCCC1=O SECXISVLQFMRJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UEEJHVSXFDXPFK-UHFFFAOYSA-N N-dimethylaminoethanol Chemical compound CN(C)CCO UEEJHVSXFDXPFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- AKNUHUCEWALCOI-UHFFFAOYSA-N N-ethyldiethanolamine Chemical compound OCCN(CC)CCO AKNUHUCEWALCOI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N Triethanolamine Chemical compound OCCN(CCO)CCO GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- SLINHMUFWFWBMU-UHFFFAOYSA-N Triisopropanolamine Chemical compound CC(O)CN(CC(C)O)CC(C)O SLINHMUFWFWBMU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 1
- 125000001931 aliphatic group Chemical group 0.000 description 1
- 239000002956 ash Substances 0.000 description 1
- 239000001273 butane Substances 0.000 description 1
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 description 1
- 150000001732 carboxylic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 description 1
- 238000012512 characterization method Methods 0.000 description 1
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 1
- 239000000571 coke Substances 0.000 description 1
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 1
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 1
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 description 1
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 229960002887 deanol Drugs 0.000 description 1
- LVTYICIALWPMFW-UHFFFAOYSA-N diisopropanolamine Chemical compound CC(O)CNCC(C)O LVTYICIALWPMFW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229940043276 diisopropanolamine Drugs 0.000 description 1
- 239000012972 dimethylethanolamine Substances 0.000 description 1
- 238000003912 environmental pollution Methods 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 1
- 238000007710 freezing Methods 0.000 description 1
- 230000008014 freezing Effects 0.000 description 1
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 1
- 239000002737 fuel gas Substances 0.000 description 1
- 238000002309 gasification Methods 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N n-butane Chemical compound CCCC IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GNVRJGIVDSQCOP-UHFFFAOYSA-N n-ethyl-n-methylethanamine Chemical compound CCN(C)CC GNVRJGIVDSQCOP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N n-pentane Natural products CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N propylene Natural products CC=C QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000004805 propylene group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([*:1])C([H])([H])[*:2] 0.000 description 1
- 238000005057 refrigeration Methods 0.000 description 1
- 230000001172 regenerating effect Effects 0.000 description 1
- 238000011282 treatment Methods 0.000 description 1
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 1
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
- B01D53/34—Chemical or biological purification of waste gases
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10K—PURIFYING OR MODIFYING THE CHEMICAL COMPOSITION OF COMBUSTIBLE GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE
- C10K1/00—Purifying combustible gases containing carbon monoxide
- C10K1/08—Purifying combustible gases containing carbon monoxide by washing with liquids; Reviving the used wash liquors
- C10K1/16—Purifying combustible gases containing carbon monoxide by washing with liquids; Reviving the used wash liquors with non-aqueous liquids
-
- 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
- B01D53/1493—Selection of liquid materials for use as absorbents
-
- 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
- B01D53/526—Mixtures of hydrogen sulfide and carbon dioxide
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C07—ORGANIC CHEMISTRY
- C07C—ACYCLIC OR CARBOCYCLIC COMPOUNDS
- C07C7/00—Purification; Separation; Use of additives
- C07C7/11—Purification; Separation; Use of additives by absorption, i.e. purification or separation of gaseous hydrocarbons with the aid of liquids
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10K—PURIFYING OR MODIFYING THE CHEMICAL COMPOSITION OF COMBUSTIBLE GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE
- C10K1/00—Purifying combustible gases containing carbon monoxide
- C10K1/08—Purifying combustible gases containing carbon monoxide by washing with liquids; Reviving the used wash liquors
- C10K1/10—Purifying combustible gases containing carbon monoxide by washing with liquids; Reviving the used wash liquors with aqueous liquids
- C10K1/12—Purifying combustible gases containing carbon monoxide by washing with liquids; Reviving the used wash liquors with aqueous liquids alkaline-reacting including the revival of the used wash liquors
- C10K1/14—Purifying combustible gases containing carbon monoxide by washing with liquids; Reviving the used wash liquors with aqueous liquids alkaline-reacting including the revival of the used wash liquors organic
- C10K1/143—Purifying combustible gases containing carbon monoxide by washing with liquids; Reviving the used wash liquors with aqueous liquids alkaline-reacting including the revival of the used wash liquors organic containing amino groups
-
- 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
- Y02C—CAPTURE, STORAGE, SEQUESTRATION OR DISPOSAL OF GREENHOUSE GASES [GHG]
- Y02C20/00—Capture or disposal of greenhouse gases
- Y02C20/40—Capture or disposal of greenhouse gases of CO2
-
- 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
Description
. DK 162192B
Den foreliggende opfindelse angår en fremgangsmåde til fjernelse af CC>2 og eventuelt tilstedeværende fra en gasblanding.
I mange tilfælde er det nødvendigt at fjerne C02 og even-- tuelt tilstedeværende H^S og andre svovlholdige forureninger, såsom COS,fra gasblandinger. Fjernelse af H2S og/eller andre svovlholdige urenheder fra gasblandinger kan være nødvendig for at gøre disse gasblandinger velegnede til katalytiske omdannelser under anvendelse af svovlfølsomme katalysatorer eller IC for at reducere miljøforurening, hvis disse gasblandinger eller forbrændingsgasser vundet derfra udtømmes i atmosfæren.
Eksempler på C02-holdige gasblandinger hvorfra H2S og/ eller andre svovlholdige forbindelser generelt må fjernes, er gasser vundet fra partiel forbrænding eller fuldstændig eller 15 partiel forgasning af olie eller kul, raffinaderigasser, bygas, naturgas, koksovngas, vandgas, propan og propen.
Fjernelse af C02 fra gasblandinger, enten som sådan fra en gasblanding, som indeholder intet eller praktisk talt intet H2S (fx naturgasser) eller i blanding med H2S i tilfælde, hvor 20 sidstnævnte forbindelse er til stede i gasblandingen, er ofte nødvendig for at bringe gasblandingen op på en ønsket kalorieværdi og/eller at undgå korrosion i transportledninger og/eller at undgå frysning i køleanlæg og/eller at undgå transport af CC>2, som ikke har nogen værdi i gasblandingen som til sidst skal 25 anvendes til et bestemt formål.
I mange tilfælde vil C02 og eventuelt tilstedeværende H2s blive fjernet fra gasblandingerne under anvendelse af flydende opløsningsmidler, som ofte vil være basiske. I det mindste en del af det tilstedeværende CC>2 i 30 gasblandingerne vil blive absorberet i det flydende opløsningsmiddel sammen med i det mindste en del af det eventuelt tilstedeværende H2S. H2S og C02 (som i nærværende beskrivelse også betegnes som sure gasser) vil blive fjernet fra disse gasblandinger ved den pågældende gasblandings tryk, dvs. i mange 35 tilfælde ved forhøjet tryk.
Det ladede opløsningsmiddel vundet efter absorption af C02 og eventuelt tilstedeværende H2S fra gasblandingen, skal regenereres partielt eller totalt, under hvilken regeneration
DK 162192 B
2 eventuelt tilstedeværende H2S samt CO2 frigøres.
I tilfælde af at der er H^S til stede i en mærkbar mængde i den gas, der vindes efter regenerering af det. ladede opløsningsmiddel, kan denne gas ikke udtømmes til atmosfæren, før 5 i det mindste størstedelen af H2S er blevet fjernet derfra.
E^S fjernes meget hensigtsmæssigt fra denne gas ved at omdanne det til elementært svovl, som skilles fra. Omdannelsen af H2S til elementært svovl foretages inden for fagområdet almindeligvis ved hjælp af en Claus-proces, hvor en del af E^S 10 oxyderes til S02, og der dannes svovl og vand ved omsætning af H S med SO , med eller uden hjælp af en passende katalysator.
For at man skal kunne gennemføre en Claus-proces, skal det molære procentindhold af H2S i en blanding med CC>2 være mindst ca. 15. Hvis denne procentandel er mellem ca. 15 og ca. 40, kan 15 Claus-processen gennemføres ved at fraskille en trediedel af gassen, forbrænde det deri værende H2S til S02 og efterfølgende blanding af den resulterende S02~holdige gas med den resterende del af den H2S-holdige gas, hvorefter Claus-reaktionen yderligere kan gennemføres ved forhøjet temperatur og fortrins-20 vis i nærværelse af en katalysator. I det tilfælde, at gassen indeholder ca. 40 mol% H2S eller mere kan Claus-processen gennemføres ved at forbrænde gassen med en luftmængde, som er tilstrækkelig til at omdanne en trediedel af H2S til S02 og efterfølgende omsætning af H2S og SO2 til dannelse af svovl og vand. 25 I mange tilfælde er den gas, der frigøres under regene reringen af det ladede opløsningsmiddel, uegnet til brug i en Claus-proces, idet H2S-indholdet deri er for lavt, og der må med en sådan gas gennemføres yderligere behandlinger til forøgelse af H2S-indholdet.
30 I det tilfælde, hvor den gas der frigøres ved regenere ringen har et H2S-indhold, som er tilstrækkeligt højt til brug i en Claus-proces, kan det ikke desto mindre være af vigtighed at forøge dens H^-indhold*for i sidstnævnte tilfælde er den samlede mængde gas, som skal benyttes i Claus-processen, mindre,og 33 derfor kan installationerne være af mindre størrelse.
Forøgelsen af H2S-indholdet af den gas, som frigøres under regenerering af det ladede opløsningsmiddel, kan naturligvis opnås ved preferenceabsorption af H2S fra gassen i et passende opløsningsmiddel og regenerering af dette opløsningsmiddel efter
DK 162192 B
3 ladning. Imidlertid er en sådan sekundær absorptionsproces u-attraktiv i lyset af de ekstra installationer, der skal bygges og den ekstra mængde energi, der kræves til regenerering af dette ladede opløsningsmiddel.
5 Den foreliggende opfindelse tilvejebringer en fremgangs måde til fjernelse af CC>2 og eventuelt tilstedeværende HL^S fra en gasblanding, ved hvilken fremgangsmåde den energi, der kræves til regenereringaf opløsningsmidlet ladet med CO^ og eventuelt tilstedeværende H^S, er me9et lav/ og ved hvilken frem-10 gangsmåde der opnås gasser med høje H2S indhold egnede til at blive anvendt i en Claus-proces med et enkelt absorptionstrin fra gasblandingerne, som indeholder I^S.
Den foreliggende opfindelse tilvejebringer således en fremgangsmåde af den i krav 1's indledning angivne art, hvil-15 ken fremgangsmåde er ejendommelig ved det i krav 1's kendetegnende anførte.
Opløsningsmidlet omfatter en tertiær amin, et fysisk absorptionsmiddel og fortrinsvis vand.
Sure gasser er i stand til at reagere med tertiære ami-20 ner. Meget velegnede tertiære aminer er alifatiske, navnlig dem, som indeholder mindst en hydroxyalkylgruppe per molekyle. Eksempler er triætanolamin, tripropanolamin, triisopropanolamin, ætyldiætanolamin, dimetylætanolamin, eller diætylætanolamin. Fortrinsvis anvendes der metyldiætanolamin.
25 Et fysisk absorptionsmiddel er en forbindelse, hvori sure gasser er opløselige, men uden at de undergår en reaktion dermed. Meget velegnede fysiske absorptionsmidler er sulfolan og substituerede sulfolaner, alkoholer med 1-5 kulstofatomer per molekyle(fx metanol), tetraætylenglykoldimetylæter, N-30 metylpyrrolidon, alkylerede karboxylsyreamider (fx dimetyl-formamid). Fortrinsvis benyttes sulfolan. Betegnelsen "sulfolan" angiver forbindelsen "tetrahydrotiofen-l,l-dioxyd".
Indholdet af tertiær amin og fysisk absorptionsmiddel (og, hvis dette er til stede, vand) i opløsningsmidlet kan va-35 riere inden for vide grænser. Meget hensigtsmæssigt indeholder opløsningsmidlet i området fra 10 til 60 vægt% tertiær amin fortrinsvis metyldiætanolamin, i området fra 15 til 55 vægt% fysisk absorptionsmiddel, fortrinsvis sulfolan, og i området fra 5 til 35 vægt% vand.
DK 162192 B
4
Det er essentielt, at det opløsningsmiddel, der benyttes ved fremgangsmåden ifølge opfindelsen, omfatter en tertiær amin og et fysisk absorptionsmiddel.
Ved modificerede fremgangsmåderr som· alene afvi-5 ger fra fremgangsmåden ifølge opfindelsen ved, at opløs- ' ' ningsmidlet indeholder en sekundær og/eller en primær amin i stedet for en tertiær amin eller indeholder en tertiær amin,men intet fysisk absorptionsmiddel, frigøres der mindre CC>2 ved den hastige trykfrigørelse i trin c) , og i over-10 ensstemmelse hermed, i tilfælde af at der var H^S til stede i den oprindelige gasblanding, indeholder det halv-magre opløsningsmiddel, som vindes ved den partielle regenerering i trin c), H2S og CC>2 i et lavere molært forhold end det, der opnås ved fremgangsmåden ifølge opfindelsen. Desuden kræver den samlede 15 regenerering (som i almindelighed gennemføres ved stripning med damp) af det halvmagre opløsningsmiddel mere damp i tilfælde af de ovennævnte modificerede fremgangsmåder og giver en blanding af C02 og H2S i et mindre gunstigt molært forhold til en Claus-proces end tilfældet er ved fremgangsmåden ifølge 20 opfindelsen.
En modificeret fremgangsmåde, som afviger fra fremgangsmåden ifølge opfindelsen vedfat opløsningsmidlet kun indeholder et eller flere fysiske absorptionsmidler, idet aminerne er udeladt, kræver i mange tilfælde mere opløsningsmiddel og flere 25 absorptionsbunde i en absorptionskolonne, som benyttes i trin a) for at opnå, at der absorberes samme mængder sure gasser som ved fremgangsmåden ifølge opfindelsen. Desuden absorberes der flere ikke-sure gasser i opløsningsmidler, som kun indehol-et eller flere fysiske absorptionsmidler, end i de opløsnings-50 midler, som anvendes ved fremgangsmåden ifølge opfindelsen.
Disse ikke-sure gasser frigøres under den hurtige frigørelse i trin b). Når der anvendes et opløsningsmiddel, som kun indeholder et eller flere fysiske absorptionsmidler, er denne mængde af ikke sure gasser så lille, at det ikke er attraktivt at be-35 nytte det som brændsel, (hvilket kan gøres med de ikke-sure gasser, der frigøres i trin b) ved fremgangsmåden ifølge opfindelsen) , og det er derfor nødvendigt atter at sætte disse gasser under tryk (ved hjælp af kapitalkrævende kompressorer), før tilbageføring til trin a).
Gasblandingens kontakt med opløsningsmidlet i trin a)
DK 162192 B
5 gennemføres ved forhøjet tryk, hvilket er et tryk på mindst 5, navnlig mindst 10 bar. Tryk i området fra 20 til 100 bar er meget velegnede.
Gasblandingens kontakt med opløsningsmidlet gennemføres 5 meget hensigtsmæssigt i en kontaktzone, fx en absorptionskolonne, der omfatter i størrelsesordenen fra 15 til 80 kontaktlag, såsom ventilbakker, klokkebunde, ledeplader og lignende.
Det har overraskende vist sig, at ved anvendelse af opløsningsmidlet i fremgangsmåden ifølge opfindelsen kan I^S i det væ-10 sentlige fjernes fra den tilførte gasblanding, medens den mængde CC>2, der efterlades i den rensede gas, reguleres. Denne regulering kan opnås ved at regulere cirkulationen af opløsningsmiddel, dvs. forholdet mellem opløsningsmiddel tilført ekstraktionszonen og den dertil tilførte mængde gasblanding.
15 i tilfælde af at der er intet eller næsten intet I^S til stede i gasblandingen, kan mængden af derfra fjernet CC^ også reguleres ved hjælp af opløsningsmiddelcirkulationen. Om ønsket kan CO^ fjernes i meget stort omfang. Opløsningsmiddelcirkulationen kan stadig reduceres yderligere, hvis dette ønskes, ved at fjer-20 ne det ladede opløsningsmiddel på et mellemliggende punkt fra kontaktzonen ved dennes nedre del, ekstern køling af det fjernede ladede opløsningsmiddel og genindføring til den nedre del af kontaktzonen til yderligere kontakt med gasblandingen, der skal renses, fx som beskrevet i britisk patentskrift nr.
25 1.589.231.
Temperaturen under gasblandingens og opløsningsmidlets kontakt med hinanden i trin a)f kan variere inden for vide grænser. Temperaturer i området fra 15 til 110°C er meget passende, temperaturer i området fra 20 til 80°C foretrækkes.
30 I trin a) fjernes alt eller størstedelen af eventuelt tilstedeværende COS fra gasblandingen.
Det ladede opløsningsmiddel, som vindes fra trin a), indeholder CO^, eventuelt tilstedeværende I^S og almindeligvis mængder af opløste ikke-sure komponenter fra gasblandingen, 35 der skal renses, fx kulbrinter og/eller hydrogen og/eller kul-stofmonooxyd. Disse ikke-sure gasser skal fjernes i det mindste delvis fra det ladede opløsningsmiddel ved hurtig frigivelse i trin b) til et tryk, som er større end det samlede partialtryk af de sure gasser, der var til stede i det ladede opløs-
. DK 162-192 B
6 ningsraiddel. På denne måde frigives kun en meget lille mængde sure gasser fra opløsningsmidlet sammen med de ikke-sure gasser, fx kulbrinter og/eller hydrogen og/eller kulstofmonoxoyd.
Om ønsket kan gasblandingen, som vindes fra den hurtige fri-5 gørelse i trin b), tilbageføres til trin a), men for at undgå genkomprimering af denne gasblanding anvendes den fortrinsvis til et eller andet formål, fx som brændselsgas, om ønsket efter fjernelse af alt eller en del af det tilstedeværende I^S, fx ved at bringe denne gasblanding i kontakt med en lille mæng-10 de af magert opløsningsmiddel. Ikke-sure gasser må fjernes fra det ladede opløsningsmiddel før dette opløsningsmiddel hurtigt frigives til et tryk, som er lavere end det samlede tryk af de sure gasser, da kulbrinterne og/eller hydrogen og/eller kul-stofmonoxyd ellers ville blive frigjort sammen med en mærkbar 15 mængde af sure gasser. Da i mange tilfælde disse sure gasser eller forbrændingsgasser vundet derfra skal udtømmes i atmos-føren, ville kulbrinterne og/eller hydrogen og/eller kulstof-* monoxyd blive udtømt eller brændt samtidig, hvilket ville være spild af disse værdifulde forbindelser.
20 Skønt det ladede opløsningsmiddel kan frigøres hurtigt i trin b) f lere gange, hver gang ved et lavere* tryk", vil'i de fleste tilfælde størstedelen af opløste ikke-sure komponenter blive fjernet i et hurtigt frigørelsestrin og derfor foretrækkes det at underkaste det ladede opløsningsmiddel hurtig fri-25 gørelse én gang i trin b).
Det ladede opløsningsmiddel, som vindes i trin b) - som ud over sure gasser kun indeholder små mængder af andre opløste forbindelser- underkastes hurtig frigørelse i trin c) til et tryk under det samlede partialtryk af de sure gasser i det la-30 dede opløsningsmiddel ved den herskende temperatur. Det har vist sig at ved fremgangsmåden ifølge opfindelsen (ved hvilkender anvendes et opløsningsmiddel,som omfatter en tertiær amin og et fysisk absorptionsmiddel) er den mængde C02 der frigøres, betydeligt større end ved modificerede fremgangsmåder, der alene 35 afviger fra fremgangsmåden ifølge opfindelsen ved, at opløsningsmidlet indeholder en sekundær og/eller primær amin i stedet for en tertiær amin eller indeholder en tertiær amin, men intet fysisk absorptionsmiddel. Dersom det ladede opløsningsmiddel også
7 DK 162192 B
indeholder H2S,har den gas, der frigøres efter trykfrigivelsen i trin c), et væsentligt højere molforhold af C02 i forhold til H2S end molforholdet mellem disse gasser, der oprindeligt var til stede i det ladede opløsningsmiddel. Det er fordelagtigt 5 at opvarme det ladede opløsningsmiddel, fx til en temperatur i området fra 45 til 110°C før eller under den hurtige frigivelse i trin c), da det molære forhold af C02 til H2S i gasserne, der i det tilfælde frigøres efter trykfrigivelsen, da er endnu mere forøget. I den ovennævnte modificerede fremgangsmåde, hvor 10 der anvendes et opløsningsmiddel, som indeholder en sekundær eller primær amin og et fysisk absorptionsmiddel eller et opløsningsmiddel, som omfatter en tertiær amin, men intet fysisk absorptionsmiddel, giver et væsentligt lavere molforhold af CC>2 i forhold til H2S i den gas, der frigøres efter trykfrigi-15 velse. Eftersom den gas, der frigøres i trin c), har et højere molforhold af CC>2 til H2S end i det oprindeligt ladede opløsningsmiddel, er molforholdet af H2S i forhold til C02, der er til stede i opløsningsmidlet efter trykfrigivelsen i trin c), højere end oprindeligt.
20 Eftersom der ved hver trykfrigivelse i c) sker en for øgelse af molforholdet mellem H2S og C02 i det tilbageværende opløsningsmiddel, kan det være af fordel at underkaste det ladede opløsningsmiddel hurtig frigivelse i trin c) mindst to gange, hver gang ved et lavere tryk eller ved en højere tempe-25 ratur, dersom den oprindelige gasblanding indeholder H2S. Sædvanligvis vil trykket af det ladede opløsningsmiddel efter trykfrigivelsen i trin c) være ca. atmosfæretryk.
I trin c) frigives en stor mængde C02 og i overensstemmelse hermed bliver det ladede opløsningsmiddel i realiteten rege-30 nereret i et væsentligt omfang givende et halv-magert opløsningsmiddel. I det tilfælde, at den oprindelige gasblanding var i det væsentlige fri for h2S,indeholder det i trin c) vundne halvmagre opløsningsmiddel C02 som den eneste sure gas, og det anvendes fortrinsvis som sådan, i det mindste partielt, som opløs-35 ningsmiddel i trin a); i mange tilfælde vil mængden af tilstedeværende CC>2 i det halv-magre opløsningsmiddel vundet i trin c) være så lavt, at det foretrækkes at anvende dette halv-magre opløsningsmiddel som det eneste opløsningsmiddel i trin a). Om
DK 162192 B
8 ønsket kan en del af eller hele mængden af det halv-magre opløsningsmiddel vundet i trin c) regenereres totalt (fx ved strip-ning med damp) og anvendes som opløsningsmiddel i trin a). I tilfælde, hvor fuldstændigt regenereret opløsningsmiddel og 5 halv-magert opløsningsmiddel begge anvendes som opløsningsmidler i trin a), indføres det førstnævnte fortrinvis i kontaktzonen i et punkt fjernere fra indløbet for gasblandingen end det halv-magre opløsningsmiddel.
I tilfælde, hvor den oprindelige gasblanding ikke blot 10 indeholder C09, men også H S, vil de sure gasser, der frigøres under den hurtige frigørelse i trin c),i et antal tilfælde indeholde så små mængder H2S, at de kan udtømmes i atmosfæren efter forbrænding eller foraskning. Om ønsket eller nødvendigt kan det H2S, der er til stede i gasserne, som frigøres under 15 den hurtige frigørelse i trin c), fjernes derfra ved at bringe disse gasser i kontakt med opløsningsmidler under betingelser som fortrinsvis begunstiger fjernelse af H2S i forhold til C02· Til en sådan fjernelse kan der passende anvendes fx en blanding som omfatter en amin og eventuelt et fysisk absorptionsmiddel, 20 navnlig det opløsningsmiddel, der skal anvendes ifølge den foreliggende opfindelse. For at opnå høj selektivitet til fjernelse af H2S gennemføres kontakten meget passende i en kolonne med mindre end tyve kontaktbunde og med høje gashastigheder, fx som beskrevet i det britiske patentskrift nr. 1.362.384.
25 I tilfælde af at H2S var til stede i den oprindelige gasblanding, indeholder det halv-magre opløsningsmiddel vundet i trin c) H2S og C02 i et højt molært forhold. I betragtning af det høje indhold af H2S er dette halv-magre opløsningsmiddel ikke velegnet til at blive anvendt som opløsningsmiddel i 30 trin a), og de deri værende sure gasser må f jernes derfra. De sure gasser fjernes fra det halv-magre opløsningsmiddel ved total regenerering til dannelse af et magert opløsningsmiddel. Regenereringen gennemføres meget passende ved opvarmning i en regenerationskolonne (fx til en temperatur i området 80 -35 160°C), hvilken opvarmning fortrinsvis gennemføres ved strip- ning med damp.
Den gas, der opnås ved denne regenerering har et sådant H2S-indhold, at den hensigtsmæssigt kan anvendes i en Claus-proces til fremstilling af svovl.
9 ,. DK 162192 B
Det magre opløsningsmiddel, der vindes efter regenerering, kan meget passende genanvendes i trin a), og også til at blive bragt i kontakt med den hurtigt frigivne gas fra trin b) eller c), hvis dette ønskes.
5 Det vil være klart, at det for at holde den mængde energi, der kræves ved fremgangsmåden, så lav som mulig, er det en fordel at gennemføre varmeveksling af processtrømme, hvor dette er hensigtsmæssigt.
^ 0 Eksempel 1 10.000 kmol/time af en gasblanding (sammensætning 80 rumfangs% metan, 5 rumfangs% ætan, 3 rumfangs! propan, 1 rumfangs% butan, 1 rumfangs! I^S og 10 rumfangs! CC>2 / indføres i bunden af en absorptionskolonne indeholdende 30 ventilbakker 3 eller ventilbunde ved en temperatur på 40 C og et tryk på 50 bar. Denne gasbladning bringes i kontakt i modstrøm med 3 300 m /time af et magert opløsningsmiddel bestående af 50 vægt! metyldiætanolamin, 25 vægt! sulfolan og 25 vægt! vand. Renset gas forlader toppen af absorptionskolonnen i en mængde 20 på 9511,4 kmol/time; denne gas indeholder 644 kmol/time C02 og mindre end 4 rumfangsdele per million (ppm) H7S.
3 Δ
Det ladede opløsningsmiddel (300 m /time) fjernes fra absorptionskolonnens bund; det indeholder 99,7 kmol/time H2S
og 356 kmol/time C09. Dette ladede opløsningsmiddel frigives 2ς ^ o hurtigt til et tryk på 15 bar ved en temperatur på 69,2 C. Den hurtigt frigivne gas (45 kmol/time) indeholder 1,4 kmol/time H2S, 10,7 kmol/time C02, idet resten udgøres af kulbrinter.
Det efter denne første hurtige frigørelse vundne ladede opløsningsmiddel indeholder 98,6 kmol/time H7S og 345 kmol/time C07.
^ 2
Det opvarmes ved varmeudveksling med magert opløsningsmiddel og frigives hurtigt til et tryk på 1,3 bar ved en temperatur på 70°C. Den gas, der frigøres under denne anden hurtige frigørelse (293,6 kmol/time), består af 35,6 kmol/time H?S og ^ 3 258 kmol/time C07. Den bringes i kontakt i modstrøm med 148 m / 3C* . Δ time magert opløsningsmiddel i en anden absorptionskolonne med 13 ventilbunde ved en temperatur på 40°C og et tryk på 1,1 bar, hvorved der vindes 212 kmol/time af en gas, der består af C02 indeholdende 300 ppm H2S.
10 DK 162192 B
Det ladede opløsningsmiddel, der vindes i den sidstnævnte absorptionskolonne, regenereres sammen med det halv-magre opløsningsmiddel vundet efter den anden hurtige frigivelse. Dette halv-magre opløsningsmiddel indeholder 63 kmol/time H2S og 5 87 kmol/time C02. Regenereringen gennemføres ved stripning med damp, hvorved der vindes en gas, der består af 98,6 kmol/ time H2S og 133 kmol/time CC>2, hvilken gas er meget velegnet til at blive anvendt i en Claus-proces. Det efter regenerering vund- 3 ne magre opløsningsmiddel (448 m /time) recirkuleres delvis 3 10 (148 m /time) til den anden absorptionskolonne og anvendes par- 3 tielt (300 m /time) som magert opløsningsmiddel i absorptionskolonnen efter varmeudveksling med det ladede opløsningsmiddel fra den første hurtige frigivelse.
1 5 Eksempel 2 10.000 kmol/time af en gasblanding (sammensætning 90,65 rumfangs% metan og 9,35 rumfangs% C02) indføres i bunden af en absorptionskolonne indeholdende 20 ventilbunde ved en temperatur på 35°C og et tryk på 91 bar. Denne blanding bringes i mod-20 strøm i kontakt med 844 m /time af et opløsningsmiddel, som består af 50 vægt% metyldiætanolamin, 25 vægt% sulfolan og 25 vægt% vand. Dette opløsningsmiddel er et halv-magert opløsningsmiddel; det indeholder 1374 kmol/time C02 og intet metan. Den gas, der forlader toppen af absorptionskolonnen (9069 kmol/time), 25 består af 98 rumfangs% metan, idet resten udgøres af C09.
3 2
Det ladede opløsningsmiddel (844 m /time) fjernes fra bunden af absorptionskolonnen; det indeholder 2.131 kmol/time C09 og 174 kmol/time metan og det har en temperatur på 53°C. Dette ladede opløsningsmiddel frigives hurtigt til et tryk på 24 bar 30 og en temperatur på 51°C. Den hurtigt frigivne gas (204 kmol/ time) består af 159 kmol/time metan og 45 kmol/time CO^. Det e^“ ter denne første hurtige frigivelse vundne ladede opløsningsmid-del (844 m /time) indeholder 2.086 kmol/time C02 og 15 kmol/time metan. Det opvarmes og frigives hurtigt til et tryk på 1,3 bar 35 ved en temperatur på 40°C. Den ved denne anden hurtige frigivelse frigjorte gas (727 kmol/time) består af 15 kmol/time metan og 712 kmol/time C0o. Det ved den anden hurtige frigørelse vundne 2 3 halv-magre opløsningsmiddel 844 m /time indeholder 1.374 kmol/ time C02 og intet metan, og det indføres i toppen af absorptions-
, DK 162192 B
1 1 kolonnen som opløsningsmiddel for gasblandingen, som skal renses, som beskrevet ovenfor.
Sammenligningsforsøg 5 Til sammenligning gennemføres den samme fremgangsmåde som beskrevet i eksempel 2 med et opløsningsmiddel bestående af 50 vægt% diisopropanolamin, 25 vægt% sulfolan og 25 vægt% vand (ikke ifølge opfindelsen). Til fjernelse af den samme mængde CO2 fra fødegassen og anvendelse af ikke-regenereret halv-magert ** 0 opløsningsmiddel i absorptionstrinnet var det nødvendigt med en opløsningsmiddelcirkulation ca. 5 gange så høj som ved fremgangsmåden ifølge opfindelsen som beskrevet i eksempel 2. Desuden absorberedes der ca. 5 gange så meget metan per time i absorptionskolonnen og dette blev frigivet'i den første hurtige frigivelse; mængden af metan frigjort i dette første frigørelsestrin er så høj at denne gas af økonomiske grunde må genkomprimeres og recirkuleres, hvilket gør installation af kostbare kompressorer nødvendig.
20 25 30 35
Claims (11)
1. Fremgangsmåde til fjernelse af CC>2 og eventuelt tilstedeværende fra en gasblanding, der desuden kan indeholde ikke- sur, brændbare gasser, såsom H2, CO og lavere kulbrinter, omfattende kontakt med et opløsningsmiddel under forhøjet tryk og 5 gentagne trykaflastninger, kendetegnet ved, at a) gasblandingen ved forhøjet tryk bringes i kontakt i modstrøm med et opløsningsmiddel, der omfatter en tertiær amin og et fysisk absorptionsmiddel, b) det vundne ladede opløsningsmiddel udsættes mindst 10 én gang for hastig trykfrigørelse til et tryk, der ligger over det samlede partialtryk af det CO og H S,der er til stede i Z Z det ladede opløsningsmiddel,ved den herskende temperatur, c) det i trin b) vundne ladede opløsningsmiddel udsættes mindst én gang for hastig trykfrigørelse til et tryk, der 15 ligger under det samlede partialtryk af C02 og I^S, som er til stede i det ladede opløsningsmiddel, ved den herskende temperatur, og at det halv-magre opløsningsmiddel vundet i trin c), om ønsket, og især hvis der er I^S til stede, efter at det hele el-20 ler en del deraf er blevet totalt regenereret, benyttes som opløsningsmiddel i trin a).
2. Fremgangsmåde ifølge krav 1, kendete gnet ved, at opløsningsmidlet indeholder vand.
3. Fremgangsmåde ifølge krav 1 eller 2, kendetegnet ved/ at den tertiære amin er en alifatisk tertiær amin, der indeholder mindst én hydroxyalkylgruppe per molekyle, fortrinsvis metyldiætanolamin.
4. Fremgangsmåde ifølge et hvilket som helst af de foregående 2q krav, kendetegnet ved, at det fysiske absorptionsmiddel er tetrahydrotiofen-1,1-dioxyd.
5. Fremgangsmåde ifølge et hvilket som helst af de foregående krav, kendetegnet ved, at opløsningsmidlet indeholder metyldiætanolamin, tetrahydrotiofen-1,1-dioxyd og ^ vand, fortrinsvis 10-60 vægt% metyldiætanolamin., 15 til 55 vægt% tetrahydrotiofen-1,1-dioxyd og 5 til 35 vægt% vand.
6. Fremgangsmåde ifølge et hvilket som helst af de foregående krav, kendete gnet ved, at gasblandingen i trin a) brin- n DK 162192 B ges i kontakt med opløsningsmidlet i en kontaktzone, der omfatter fra 15 til 80 kontaktlag.
7. Fremgangsmåde ifølge et hvilket som helst af de foregående krav, kendetegnet ved, at trin a) gennemføres ved 5 et tryk på mellem 20 og 100 bar.
8. Fremgangsmåde ifølge et hvilket som helst af de foregående krav, kendetegnet ved, at trin a) gennemføres ved en kontakttemperatur på mellem 20 og 80°C.
9. Fremgangsmåde ifølge et hvilket som helst af de foregåen-10 de krav, kendetegnet ved, at det ladede opløsningsmiddel i trin c) frigøres hurtigt til atmosfærisk tryk.
10. Fremgangsmåde ifølge et hvilket som helst af de foregående krav, kendetegnet ved, at det i trin c) vundne halv-magre opløsningsmiddel regenereres ved stripning med damp 15 før det anvendes som opløsningsmiddel i trin a).
11. Fremgangsmåde ifølge et hvilket som helst af kravene 1- 9, kendetegnet ved, at gasblandingen er i det væsentlige fri for U2Stog at det halv-magre opløsningsmiddel, der vindes i trin c), anvendes som det eneste opløsningsmiddel i 20 trin a) .
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| GB8118288 | 1981-06-15 | ||
| GB8118288 | 1981-06-15 |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| DK266382A DK266382A (da) | 1982-12-16 |
| DK162192B true DK162192B (da) | 1991-09-30 |
| DK162192C DK162192C (da) | 1992-02-17 |
Family
ID=10522502
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| DK266382A DK162192C (da) | 1981-06-15 | 1982-06-14 | Fremgangsmaade til fjernelse af co2 og eventuelt tilstedevaerende h2s fra en gasblanding |
Country Status (21)
| Country | Link |
|---|---|
| JP (1) | JPS57209626A (da) |
| KR (1) | KR840000263A (da) |
| AU (1) | AU546704B2 (da) |
| BE (1) | BE893386A (da) |
| BR (1) | BR8203471A (da) |
| CA (1) | CA1205276A (da) |
| DD (1) | DD202129A5 (da) |
| DE (1) | DE3222281C2 (da) |
| DK (1) | DK162192C (da) |
| DZ (1) | DZ429A1 (da) |
| ES (1) | ES513052A0 (da) |
| FR (1) | FR2507498B1 (da) |
| GB (1) | GB2103645B (da) |
| IN (1) | IN156408B (da) |
| IT (1) | IT1210895B (da) |
| NL (1) | NL193746C (da) |
| NO (1) | NO154785C (da) |
| NZ (1) | NZ200951A (da) |
| PL (1) | PL236913A1 (da) |
| SU (1) | SU1577685A3 (da) |
| ZA (1) | ZA824163B (da) |
Families Citing this family (17)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| IT1132170B (it) * | 1980-07-04 | 1986-06-25 | Snam Progetti | Processo di separazione selettiva di idrogeno solforato da miscele gassose contenenti anche anidride carbonica |
| IT1177324B (it) * | 1984-11-26 | 1987-08-26 | Snam Progetti | Procedimento per rimuovere selettivamente l'idrogeno solforato da miscele gassose contenenti anche anidride carbonica |
| NL8600030A (nl) * | 1986-01-09 | 1987-08-03 | Shell Int Research | Verwijderen van zure gassen uit een gasmengsel. |
| JPH01135518A (ja) * | 1987-11-20 | 1989-05-29 | Seitetsu Kagaku Co Ltd | スルフォランによる吸収除害方法 |
| GB8830199D0 (en) * | 1988-12-23 | 1989-02-22 | Shell Int Research | Removing hydrogen sulphide from a gas mixture |
| US5397556A (en) * | 1992-12-16 | 1995-03-14 | The Regents Of The Unviversity Of California | Process for recovery of sulfur from acid gases |
| US5347003A (en) * | 1993-03-05 | 1994-09-13 | Quaker Chemical Corporation | Methods for regenerating a sulfur scavenging compound from a product of a sulfur scavenging reaction |
| US5508012A (en) * | 1993-03-05 | 1996-04-16 | Quaker Chemical Corporation | Methods for recovering sodium sulfides from a sulfur scavenging reaction |
| US5698171A (en) * | 1996-01-10 | 1997-12-16 | Quaker Chemical Corporation | Regenerative method for removing sulfides from gas streams |
| US5885538A (en) * | 1997-07-02 | 1999-03-23 | Quaker Chemical Corporation | Method and composition for the regeneration of an aminal compound |
| EP0918049A1 (en) * | 1997-10-27 | 1999-05-26 | Shell Internationale Researchmaatschappij B.V. | Process for the purification of an alkanolamine |
| FR2820430B1 (fr) * | 2001-02-02 | 2003-10-31 | Inst Francais Du Petrole | Procede de desacidification d'un gaz avec lavage des hydrocarbures desorbes lors de la regeneration du solvant |
| EP1565248A1 (en) * | 2002-11-28 | 2005-08-24 | Shell Internationale Researchmaatschappij B.V. | Process for removing sulphur compounds including hydrogen sulphide and mercaptans from gas streams |
| WO2009039379A2 (en) * | 2007-09-20 | 2009-03-26 | Cotwocon, Inc. | Process for destroying carbonaceous materials and composition and system thereof |
| DE102008043329B3 (de) * | 2008-10-30 | 2010-06-24 | Helmholtz-Zentrum Für Umweltforschung Gmbh - Ufz | Vorrichtung und Verfahren zur Sanierung und Separation von Gasakkumulationen in Gewässern |
| CN102665861A (zh) * | 2009-09-29 | 2012-09-12 | 氟石科技公司 | 气体纯化结构和方法 |
| EP3413996B1 (de) * | 2016-02-08 | 2019-12-04 | Basf Se | Verfahren zur abtrennung von c5-c8-kohlenwasserstoffen und sauergasen aus einem fluidstrom |
Family Cites Families (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3242640A (en) * | 1962-12-27 | 1966-03-29 | Union Oil Co | Removal of acid constituents from gas mixtures |
| DE1494809C3 (de) * | 1966-10-25 | 1974-01-17 | Metallgesellschaft Ag, 6000 Frankfurt | Verfahren zum Auswaschen von Kohlendioxid aus schwefelarmen oder schwefelfreien Gasen |
| US3770622A (en) * | 1970-12-28 | 1973-11-06 | Fluor Corp | Treatment of wet natural gas mixtures to recover liquid hydrocarbons |
| DE2226215C3 (de) * | 1972-05-30 | 1975-09-25 | Metallgesellschaft Ag, 6000 Frankfurt | Verfahren zur Regeneration eines beladenen Absorptionsmittels, das beim Auswaschen von sauren Komponenten aus Gasen anfällt |
| US4025322A (en) * | 1975-05-19 | 1977-05-24 | Shell Oil Company | Removal of hydrocarbons and water from acid gas streams |
| GB1589231A (en) * | 1977-04-21 | 1981-05-07 | Shell Int Research | Process for the removal of acidic gases |
-
1982
- 1982-05-18 CA CA000403167A patent/CA1205276A/en not_active Expired
- 1982-05-19 NL NL8202061A patent/NL193746C/nl not_active IP Right Cessation
- 1982-06-02 BE BE1/10525A patent/BE893386A/nl not_active IP Right Cessation
- 1982-06-11 GB GB08217024A patent/GB2103645B/en not_active Expired
- 1982-06-11 AU AU84849/82A patent/AU546704B2/en not_active Expired
- 1982-06-12 KR KR1019820002620A patent/KR840000263A/ko unknown
- 1982-06-14 ES ES513052A patent/ES513052A0/es active Granted
- 1982-06-14 DK DK266382A patent/DK162192C/da not_active IP Right Cessation
- 1982-06-14 NZ NZ200951A patent/NZ200951A/en unknown
- 1982-06-14 JP JP57100792A patent/JPS57209626A/ja active Granted
- 1982-06-14 ZA ZA824163A patent/ZA824163B/xx unknown
- 1982-06-14 IT IT8221849A patent/IT1210895B/it active
- 1982-06-14 DZ DZ826563A patent/DZ429A1/fr active
- 1982-06-14 DD DD82240719A patent/DD202129A5/de not_active IP Right Cessation
- 1982-06-14 SU SU823450439A patent/SU1577685A3/ru active
- 1982-06-14 FR FR8210321A patent/FR2507498B1/fr not_active Expired
- 1982-06-14 DE DE3222281A patent/DE3222281C2/de not_active Expired - Lifetime
- 1982-06-14 NO NO821968A patent/NO154785C/no not_active IP Right Cessation
- 1982-06-14 IN IN680/CAL/82A patent/IN156408B/en unknown
- 1982-06-14 PL PL23691382A patent/PL236913A1/xx unknown
- 1982-06-14 BR BR8203471A patent/BR8203471A/pt not_active IP Right Cessation
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| IT8221849A0 (it) | 1982-06-14 |
| FR2507498B1 (fr) | 1988-11-25 |
| NL193746C (nl) | 2000-09-04 |
| AU546704B2 (en) | 1985-09-12 |
| PL236913A1 (en) | 1983-02-14 |
| KR840000263A (ko) | 1984-02-18 |
| AU8484982A (en) | 1982-12-23 |
| DD202129A5 (de) | 1983-08-31 |
| GB2103645A (en) | 1983-02-23 |
| GB2103645B (en) | 1984-03-21 |
| IN156408B (da) | 1985-07-20 |
| NO821968L (no) | 1982-12-16 |
| IT1210895B (it) | 1989-09-29 |
| DK266382A (da) | 1982-12-16 |
| NL8202061A (nl) | 1983-01-03 |
| NL193746B (nl) | 2000-05-01 |
| NO154785C (no) | 1986-12-29 |
| DE3222281A1 (de) | 1982-12-30 |
| DK162192C (da) | 1992-02-17 |
| JPS57209626A (en) | 1982-12-23 |
| BR8203471A (pt) | 1983-06-07 |
| JPH0221286B2 (da) | 1990-05-14 |
| BE893386A (nl) | 1982-12-02 |
| DZ429A1 (fr) | 2004-09-13 |
| ZA824163B (en) | 1983-04-27 |
| NO154785B (no) | 1986-09-15 |
| NZ200951A (en) | 1985-02-28 |
| ES8303935A1 (es) | 1983-02-16 |
| DE3222281C2 (de) | 1997-10-23 |
| FR2507498A1 (fr) | 1982-12-17 |
| SU1577685A3 (ru) | 1990-07-07 |
| CA1205276A (en) | 1986-06-03 |
| ES513052A0 (es) | 1983-02-16 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| KR890003700B1 (ko) | 가스혼합물로부터co2및h2s제거방법 | |
| DK162192B (da) | Fremgangsmaade til fjernelse af co2 og eventuelt tilstedevaerende h2s fra en gasblanding | |
| US4372925A (en) | Process for the removal of acid gases from gas mixtures containing methane | |
| US4368059A (en) | Process of removing H2 S, CO2, COS and mercaptans from gases by absorption | |
| US3965244A (en) | Selective removal of sulfur compounds from acid gas mixtures containing significant quantities of carbonyl sulfide | |
| IE51368B1 (en) | Selective separation of hydrogen sulphide from gaseous mixtures | |
| US4241032A (en) | Process for the removal of hydrogen sulfide from gas streams | |
| RU2735544C2 (ru) | Абсорбирующий раствор на основе гидроксильных производных 1,6-гександиамина и способ удаления кислотных соединений из газообразного отходящего потока | |
| NO159243B (no) | Fremgangsmaate for fjerning av hydrogensulfid fra gassblandinger. | |
| US3266866A (en) | Selective hydrogen sulfide absorption | |
| GB1589231A (en) | Process for the removal of acidic gases | |
| US4025322A (en) | Removal of hydrocarbons and water from acid gas streams | |
| GB2118455A (en) | Selective acid gas removal | |
| CA2959093A1 (en) | Removal of hydrogen sulphide and carbon dioxide from a stream of fluid | |
| WO2018164705A1 (en) | Energy efficient process for separating hydrogen sulfide from gaseous mixtures using a hybrid solvent mixture | |
| SU1530091A3 (ru) | Способ очистки газов, содержащих сероводород и диоксид серы, с получением элементарной серы | |
| WO2018160206A1 (en) | Process for separating hydrogen sulfide from gaseous mixtures using a hybrid solvent mixture | |
| NO142625B (no) | Analogifremgangsmaate ved fremstilling av terapeutisk aktive, nye piperazinderivater | |
| CA2617610C (en) | Polyalkyleneacrylamide salt for acid gas scrubbing process | |
| JP2002265964A (ja) | 天然ガスからの硫黄化合物の除去方法 | |
| RU2739735C2 (ru) | Способ выделения углеводородов с 5-8 атомами углерода и кислых газов из потока текучей среды | |
| WO2018164704A1 (en) | Process for reducing energy consumption in the regeneration of hybrid solvents | |
| Van Der et al. | Process for the removal of H 2 S and CO 2 from a gas mixture |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PBP | Patent lapsed |