EA010169B1 - Устройства и способы для удаления кислых газов и загрязняющих примесей с близким к нулю выбросом - Google Patents

Устройства и способы для удаления кислых газов и загрязняющих примесей с близким к нулю выбросом Download PDF

Info

Publication number
EA010169B1
EA010169B1 EA200500983A EA200500983A EA010169B1 EA 010169 B1 EA010169 B1 EA 010169B1 EA 200500983 A EA200500983 A EA 200500983A EA 200500983 A EA200500983 A EA 200500983A EA 010169 B1 EA010169 B1 EA 010169B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
stream
gas
solvent
carbon dioxide
absorber
Prior art date
Application number
EA200500983A
Other languages
English (en)
Other versions
EA200500983A1 (ru
Inventor
Джон Мэк
Курт Грэхам
Original Assignee
Флуор Корпорейшн
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 Флуор Корпорейшн filed Critical Флуор Корпорейшн
Publication of EA200500983A1 publication Critical patent/EA200500983A1/ru
Publication of EA010169B1 publication Critical patent/EA010169B1/ru

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
    • B01D53/1487—Removing organic compounds
    • 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
    • B01D53/1456—Removing acid components
    • 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
    • B01D53/34—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
    • C01B17/04—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
    • C01B17/0408—Pretreatment of the hydrogen sulfide containing gases
    • 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

Abstract

Газ (1), содержащий сероводород, углекислый газ и углеводородные загрязняющие примеси, обрабатывают на заводе (фиг. 2) по технологической схеме, в которой отработанные потоки подвергают рециркуляции до исчерпания. В особенно предпочтительных аспектах рассматриваемых способов и устройств сероводород и другие серосодержащие соединения превращают в серу (37), углекислый газ (44А) отделяют с чистотой, достаточной для увеличения нефтеотдачи пласта или продажи, и углеводородные загрязняющие примеси очищают до пригодного для продажи углеводородного продукта (49).

Description

По данной заявке испрашивается приоритет на основании предварительной заявки США с регистрационным номером 60/433258, которая подана 17 декабря 2002 и которая включена в данное описание в виде ссылки.
Область техники, к которой относится изобретение
Областью техники, к которой относится изобретение, является обработка и очистка газа и, в частности, обработка и очистка газа с практически нулевым выбросом.
Уровень техники
Потоки природного газа, которые содержат низкие уровни кислых газов и других загрязняющих примесей могут быть экономично очищены с использованием широкого разнообразия известных способов очистки. Однако с увеличением содержания кислого газа и других загрязняющих примесей, современные способы очистки часто требуют относительно больших количеств энергии и, кроме того, могут требовать дополнительного оборудования для обработки.
Типичное известное устройство для очистки газа, в котором используют физический растворитель, изображено на фиг. 1, относящееся к предшествующему уровню техники, в которой абсорбер 203, испарительный барабан 205, рециркуляционный компрессор 206, теплообменник 207, регенератор растворителя 208, подогреватель 209, насос для растворителя 216, и охладитель хладагента 217 скомпонованы для удаления сероводорода и загрязняющих примесей из сырьевого газа (дополнительные компоненты указанного завода включают завод по производству серы 213, участок гидрогенизации и гашения 214 и участок отходящего газа 215). Следует понимать, что на таких заводах удаление Н2§ и загрязняющих примесей обычно является не избирательным (т. е. совместная абсорбция СО2 с помощью растворителя достаточно высока). В частности, когда сырьевой газ 1 содержит относительно большие количества СО2 (например, больше чем 50%), совместная абсорбция СО2 на таких заводах требует более значительной циркуляции растворителя и более высокого потребления энергии и к тому же производит кислый газ, обогащенный СО2 (обычно 80%), который является нежелательным кислым газом для заводов по производству серы. В результате, особенно там, где сырьевой газ содержит относительно высокие концентрации кислого газа и других загрязняющих примесей, капитальные и эксплуатационные расходы, требуемые при использовании данных способов, очень значительны. Очень часто требуется последующая обработка очищенных газов с данных участков с помощью дополнительного технологического оборудования вследствие того факта, что удаление загрязняющих примесей часто ниже требуемых уровней.
Чтобы обойти, по меньшей мере, некоторые проблемы, связанные с неудовлетворительным удалением загрязняющих примесей, использовали различные способы последующей обработки очищенных газов. К сожалению, большинство таких способов имеет тенденцию быть относительно неэффективными и дорогостоящими, и в тех случаях, когда загрязняющие примеси удаляют способом на основе неподвижных слоев абсорбента, они могут, кроме того, создавать проблему утилизации отработанного абсорбента. Поэтому различные проблемы, связанные с эффективностью работы, сточными водами, эмиссии и качеством продукта, особенно в нижерасположенных по потоку устройстве восстановления серы и устройстве отходящего газа, все еще остаются. Например, кислый газ, полученный такими способами очистки обычно плохого качества (например, содержит значительное количество загрязняющих примесей, и/или относительно большое количество совместно абсорбированного СО2 и углеводородов), который часто требует дополнительной обработки и более высокого потребления энергии, таким образом увеличивая общие капитальные и эксплуатационные расходы завода по производству серы. Кроме того, совместно абсорбированные углеводороды в кислом газе обычно должны быть превращены в СО2 на заводе по производству серы, что приводит к увеличению выброса СО2 в данном способе. Таким образом, несмотря на существенную потенциальную энергетическую ценность углеводородов, с помощью большинства известных в настоящее время способов невозможно извлечь указанные потоки, загрязняющие углеводороды, в виде ценного продукта.
В других известных способах звено отходящего газа часто используют для регулирования выброса серы с завода по производству серы. Даже если выброс снижен до очень низкого уровня в ч./млн, общий ежегодный выброс серы (тонны/год) в потоке выброса все еще относительно высоки из-за относительно больших расходов газового выброса, связанных с большой совместной абсорбцией СО2 в процессе очищения. Кроме того, загрязняющие примеси и углеводороды в кислом газе большинства известных устройств по обработке газа часто полностью не разрушаются на заводах по производству серы, и произведенная сера поэтому будет загрязнена не превращенными углеводородами и меркаптанами, и таким образом встанет проблема, связанная с дополнительной промышленной утилизацией отходов.
Поэтому, в то время как способы обработки и технологические схемы для различного газа известны в данной области, все, или почти все из них, страдают одним или несколькими недостатками и особенно там, где сырьевой газ содержит относительно высокие уровни кислых газов, углеводородов и других загрязняющих примесей.
Краткое описание чертежей
Фиг. 1 является примерной схемой завода по обработке газа согласно предшествующему уровню техники.
Фиг. 2 является примерной схемой завода по обработке газа согласно предмету данного изобретения.
- 1 010169
Сущность изобретения
Настоящее изобретение предлагает технологическую схему завода и способы обработки газа, содержащего относительно высокие уровни кислых газов, углеводородов и других загрязняющих примесей, где рассматриваемые схема и способы значительно уменьшают, если практически полностью не устраняют, выброс серосодержащих компонентов, тяжелых углеводородов и/или других загрязняющих примесей, обеспечивая при этом получение серы и обедненного по загрязняющим примесям дегидратированного газа с низкой точкой росы углеводорода, подходящего для продаж по трубопроводу.
В одном аспекте предмета изобретения газоперерабатывающий завод имеет первый абсорбер, в котором обедненный растворитель абсорбирует углекислый газ, сероводород и тяжелые углеводороды. Второй абсорбер по потоку соединен с первым абсорбером, где по меньшей мере часть сероводорода отделяют от углекислого газа, и завод по производству серы получает сероводород для производства серы и отходящего газа, где по меньшей мере часть отходящего газа гидрогенизируют и направляют на рециркуляцию к абсорберу.
В частности, рассмотренные технологические схемы завода, кроме того, включают регенератор, соединенный с первым и вторым абсорберами, где регенератор производит кислый газ и где по меньшей мере часть углеводорода отделяют от кислого газа в виде жидкого углеводорода. В том случае, когда жидкий углеводород продают в виде товарного продукта, может быть включен десорбер, который принимает, по меньшей мере, часть жидкого углеводорода и в котором остаточные серосодержащие соединения, по меньшей мере, частично десорбируют из жидкого углеводорода, при этом десорбированный пар необязательно подают на завод по производству серы. Что касается углекислого газа в кислом газе, обычно предпочтительно, чтобы второй абсорбер эксплуатировался при более низком давлении и при более высокой температуре, чем первый абсорбер, так чтобы углекислый газ был десорбирован из обогащенного растворителя и возвращался в рециркуляцию к первому абсорберу. Полученный таким образом углекислый газ затем может быть необязательно использован для увеличения нефтеотдачи пласта или использован в качестве коммерческого продукта.
В одном аспекте предмета изобретения газоперерабатывающий завод имеет абсорбер, который получает (а) сырьевой газ, содержащий углекислый газ и сероводород, (Ь) насыщенный углекислым газом обедненный растворитель, и (с) который производит пар, отводимый сверху колонны, содержащий по меньшей мере часть углекислого газа, где обедненный растворитель объединяют с паром, отводимым сверху колонны и затем охлаждают для получения охлажденного насыщенного углекислым газом обедненного растворителя, таким образом, понижая рост температуры в абсорбере и, следовательно, увеличивая селективную абсорбцию сероводорода из сырьевого газа при производстве очищенного газа с общим содержанием серы 4 ч./млн или менее.
Абсорбер, в особенно предпочтительных устройствах, производит кубовый продукт, давление которого затем понижают и нагревают до более высокой температуры, достаточной для десорбции содержащегося углекислого газа из кубового продукта, и содержащийся Н28, и таким образом отделенном углекислом газе, повторно абсорбируют во втором абсорбере, используя часть обедненного растворителя, насыщенного углекислым газом.
В еще одном аспекте предмета изобретения газоперерабатывающий завод имеет регенератор растворителя, который получает из многочисленных абсорберов обогащенный растворитель, содержащий кислый газ и тяжелый углеводород и который производит пар, отводимый сверху колонны, который затем охлаждают и отделяют, таким образом, образуя кислый газ, воду и жидкий углеводород. Необязательно углеводородную жидкость подают в десорбер, в которой фракционируют углеводородную жидкость, получая обедненный по сероводороду углеводородный продукт и пар, содержащий сероводород, который подают на завод по производству серы.
В особенно предпочтительном аспекте таких схем, кислый газ, содержащий остаточные количества загрязняющих примесей (тяжелые углеводороды и меркаптаны), подают к абсорберу, в котором обедненный по сероводороду растворитель с уменьшенным содержанием углекислого газа используют, чтобы затем промывать кислый газ и получить поток концентрированного Н28 с пониженным содержанием тяжелых углеводородов, который предпочтительно подают на завод по производству серы. Кроме того, рассматривают, что завод по производству серы производит серу в качестве товарного продукта и отходящий газ, где, по меньшей мере, часть отходящего газа гидрогенизируют и направляют в рециркуляцию по меньшей мере к одному из многочисленных абсорберов.
В следующем аспекте предмета изобретения газоперерабатывающий завод имеет абсорбер, который получает из регенератора растворителя пар, содержащий сероводород и углеводород, и который затем получает обедненный по углекислому газу растворитель, содержащий сероводород, где абсорбер производит обедненный по углеводороду пар, отводимый сверху колонны, содержащий сероводород, который подают на завод по производству серы, и обогащенный углеводородом кубовый продукт, который направляют в рециркуляцию к регенератору растворителя. В общем, в указанных устройствах предпочтительно, чтобы обедненный по углекислому газу растворитель производился с помощью другого абсорбера, который отделяет сероводород от углекислого газа, используя истощенный растворитель, насыщенный углекислым газом, и чтобы часть растворителя, обедненного по углекислому газу, подавалась
- 2 010169 к регенератору растворителя.
Следовательно, авторы данного изобретения рассматривают способ очистки газа, в котором на одной стадии газ необязательно подвергают контакту с первой частью обедненного растворителя, чтобы абсорбировать по меньшей мере один из тяжелых углеводородов и тяжелых меркаптанов (этилмеркаптанов и более тяжелых меркаптанов) из газа в первую часть обедненного растворителя. На другой стадии газ охлаждают и охлажденный газ подвергают контакту в абсорбере со второй частью обедненного растворителя, чтобы абсорбировать по меньшей мере один из легких углеводородов, легких меркаптанов (метилмеркаптанов) и Н28 во вторую часть обедненного растворителя, где вторую часть обедненного растворителя насыщают углекислым газом. На еще одной стадии газ, выходящий из абсорбера, далее подвергают контакту с третьей частью обедненного растворителя, чтобы насытить третью часть углекислым газом, таким образом, образуя смесь газовых растворителей, и смесь газовых растворителей затем охлаждают и разделяют, таким образом, образуя вторую часть обедненного растворителя, которую насыщают углекислым газом.
Различные цели, характерные признаки, аспекты и преимущества настоящего изобретения станут более очевидными, исходя из следующего подробного описания предпочтительных вариантов осуществления изобретения.
Подробное описание
Авторы данного изобретения обнаружили, что газ, содержащий относительно высокие уровни кислых газов и других загрязняющих примесей может быть очищен способом, который в значительной степени снижает, если не устраняет почти полностью выброс серосодержащих компонентов, углеводородов, и/или других загрязняющих примесей. Рассматриваемый способ, как правило, будет производить дегидратированный газ с низкой точкой росы углеводорода, который будет удовлетворять техническим требованиям для газа, продаваемого по трубопроводу.
Кроме того, рассматриваемые устройства будут производить газ, обогащенный сероводородом и истощенный по углеводородам, который может быть эффективно обработан на заводе по производству серы и отходящий газ завода по производству серы (после гидрогенизации и гашения) направляют назад на рециркуляцию к сырьевому газу. Кроме того, углеводороды, отделенные и извлеченные из сырьевого газа в рассматриваемых схемах, обычно подходят для применения в качестве жидкого топлива после дополнительной обработки. Таким образом, особенно следует понимать, что рассматриваемые схемы и способы предусматривают обработку сырьевого газа в случае загрязненного сырьевого газа, все нежелательные компоненты которого (особенно включая тяжелые и легкие углеводороды, меркаптаны, сероводород и углекислый газ) подвергают рециркуляции до исчезновения или удаляют и извлекают в виде коммерчески ценных продуктов.
В особенно предпочтительных схемах и способах используют четырехступенчатый абсорбционный процесс, в котором обедненный растворитель (наиболее предпочтительно растворитель, содержащий диалкиловые эфиры полизтиленгликолей и воду) избирательно абсорбирует серосодержащие компоненты, углеводороды, и/или другие загрязняющие примеси. Дополнительно или необязательно, может быть включен способ охлаждения/абсорбции, чтобы улавливать нежелательные углеводороды и загрязняющие примеси (например, меркаптаны или дисульфиды) в жидком углеводороде, который затем обрабатывают на другой стадии для получения ценных продуктов.
Типичная технологическая схема изображена на фиг. 2. На ней поток сырьевого газа 1 при температуре окружающей среды и атмосферном давлении объединяют с потоком гидрогенизированного/гашенного газа 2, чтобы образовать поток 3, который сжимают в компрессоре подачи 101. Рециркулирующий поток 4 из абсорбера 110 с повторным нагреванием подают на промежуточный компрессор 101 и общий газовый поток сжимают до соответствующего давления, образуя поток 5 обычно при 200-400 фунтов/кв. дюйм или как это необходимо по техническим требованиям для трубопровода.
Обычно следует понимать, что состав сырьевого газа может значительно изменяться, и что подходящие сырьевые газы включают природный газ при различных давлениях, синтетические газы, утилизируемые газы органических отходов и различные отходящие газы нефтеперегонных заводов. Однако в особенно предпочтительных аспектах сырьевой газ имеет низкое давление, является природным газом низкого качества с составом примерно от 30 до 70% СО2, от 20 до 50% С1, от 2 до 5% Н28, от 0,5 до 10% Н2, от 3 до 5% С2-С5, от 0,5 до 2% С6-С7, от 0,1 до 0,5% С8-С9+, от 0,2 до 1% меркаптанов, дисульфидов, загрязняющих примесей СО8 и НСЫ, и остальной частью в виде инертных газов (например, Ν2). Кроме того, следует понимать, что подходящие сырьевые газы могут содержать воду и даже могут быть насыщены водой.
При обычной работе поток сырьевого газа низкого качества имеет расход 100 млн. куб. футов/сутки и его подают при давлении, близком к атмосферному и при температуре окружающей среды и он насыщен водой. В типичном устройстве, изображенном на фиг. 2, осуществляют четыре стадии абсорбции с потоками обедненного растворителя, используя потоки обедненного растворителя 6, 14, 25, и 45 соответственно. Что касается растворителя, используемого в рассматриваемых абсорберах (абсорбер 103, 110 и 118), следует понимать, что многочисленные физические растворители и их смеси являются подходящими. Существуют многочисленные физические растворители, известные в данной области и примеры рас
- 3 010169 творителей включают пропиленкарбонат, трибутилфосфат, нормальный метилпирролидон и другие различные диалкиловые эфиры полиэтиленгликоль. Альтернативно, подходящие растворители могут также включать модифицированный третичный амин или другой растворитель, имеющий подобное поведение в качестве физического растворителя. Однако обычно предпочтительно, чтобы растворитель содержал смесь простых диметиловых эфиров полиэтиленгликолей и воды. Кроме того, следует понимать, что вода при подходящих концентрациях в диметиловых эфирах полиэтиленгликолей будет способствовать очистке и десорбции загрязняющих примесей из растворителя.
На первой стадии абсорбции определенные и относительно небольшие количества обедненного растворителя впрыскивают в сырьевой газ, чтобы улавливать тяжелые компоненты, включая С9. углеводороды и тяжелые меркаптаны перед дальнейшим охлаждением сырьевого газа и его поступлением в абсорбер. Удаление тяжелых загрязняющих примесей в результате указанной первой стадии абсорбции предотвращает поступление значительных количеств тяжелых углеводородов и загрязняющих примесей на вторую стадию абсорбции, таким образом, избегают конденсации тяжелых углеводородов в абсорбере далее по потоку. Кроме того, избыточно тяжелые углеводороды в абсорбере имеют тенденцию вызывать вспенивание, которое также является нежелательным. Количество обедненного растворителя, требуемого на указанной первой стадии абсорбции относительно невелико и, как правило, будет зависеть от количества тяжелых углеводородов в сырье. Однако в большинстве устройств количество обедненного растворителя будет менее 10% от общего циркулирующего растворителя, более типично примерно от 2 до 5% от общего циркулирующего растворителя. Кроме того, следует понимать, что количество обедненного растворителя может быть отрегулировано так, как это необходимо для удаления тяжелых углеводородов.
В выбранной в качестве примера установке на фиг. 2 поток обедненного растворителя 6, примерно при 20 галлонах в минуту, смешивают с сжатым потоком сырьевого газа 5, образуя поток 7, который охлаждают в теплообменнике 102 очищенным потоком газа 18 (продуктом переработки газа), до охлажденного потока 8 обычно от 60 до 90°Е. Особенно следует отметить, что эффективность абсорбции значительно повышают процессом охлаждения в теплообменнике 102, получая в результате практически полное удаление тяжелых компонентов (например, углеводородов С9+), тяжелых меркаптанов и дисульфидов, а также большей части содержащейся воды (т.е. по меньшей мере 75% и более типично, по меньшей мере 90%). Теплообменник 102 предпочтительно использует для охлаждения потока очищенного газа 18, таким образом, не требуя никакого внешнего охлаждения и создания нагретого продукта переработки газа 46. Однако следует понимать, что необязательное и/или дополнительное внешнее охлаждение также может быть включено (например, когда сырьевой газ содержит относительно большие количества тяжелых компонентов).
Обычно предпочтительно, чтобы абсорбер 103 содержал две секции, где нижнюю секцию используют для отделения тяжелых загрязняющих примесей от сырьевого газа, абсорбированного на первой стадии, в то время как верхнюю секцию используют для второй стадии абсорбции, чтобы удалить более легкие загрязняющие примеси (например, сероводород, легкие меркаптаны, легкие углеводороды). В таких устройствах тяжелые загрязняющие примеси (например, углеводороды, меркаптаны, дисульфиды и т. д.) подают и отделяют в нижней секции абсорбера 103 и удаляют с помощью потока растворителя 10, который затем фракционируют в регенераторе 113. Удаление тяжелых загрязняющих примесей в нижней секции абсорбера особенно выгодно, так как последующие стадии абсорбции в верхней секции (обычно вторая и третьи стадии абсорбции) работают при более низких температурах, которые могут стимулировать конденсацию углеводородов и вспенивание тяжелых загрязняющих примесей (выше). Однако в альтернативных устройствах поток 10 может быть обработан отдельно в регенераторе (не показан), работающим при разрежении, который может потребоваться для фракционирования и удаления наиболее тяжелых компонентов.
В тех случаях, когда абсорбер имеет верхнюю и нижнюю секции, то обычно предпочтительно, чтобы две секции были разделены, наиболее типично тарелкой с патрубком для прохода газа 125. Поэтому поток испаренного газа 9 будет двигаться вверх от нижней секции абсорбера через тарелку с патрубком 125 и поступать в верхнюю секцию колонны. Там газ вводят в противоточный контакт с потоком растворителя, насыщенного углекислым газом 11, поступающим вблизи вершины абсорбера. Абсорбер обычно включает в себя традиционные тарелки с патрубком или насадку, которая обеспечивает примерно 14-18 равновесных ступеней газо-жидкостного контакта. При указанных условиях требуется циркуляция обедненного растворителя с расходом примерно 1000-1200 галлонов в минуту, чтобы уменьшить общее содержание серы (НА. меркаптанов и дисульфидов) природного газа до значений, меньших чем 4 ч/млн. Однако и в зависимости от конкретного состава и объема газа следует понимать, что тип абсорбера и количество равновесных ступеней может значительно меняться.
Особенно следует понимать, что применение холодного растворителя, насыщенного углекислым газом, особенно выгодно, поскольку стадии контакта в абсорбере 103 почти исключительно используются для селективной абсорбции сероводорода и загрязняющих примесей, так как в растворитель уже предварительно введен углекислый газ. Так как количество сероводорода в сырьевом газе является относительно небольшим по сравнению с углекислым газом, абсорбция сероводорода приводит к меньшему
- 4 010169 повышению температуры в абсорбере. С абсорбером, работающим при более низкой температуре, общая циркуляция растворителя и потребление энергии могут быть уменьшены. В случае такого способа селективной абсорбции, кислый газ, идущий на завод по производству серы, как правило, будет содержать меньше углекислого газа и будет более концентрированным по сероводороду. Термины «насыщенный углекислым газом растворитель» и «растворитель, насыщенный углекислым газом» используют в данном описании взаимозаменяемо, и они относятся к растворителю, который насыщен по меньшей мере на 50%, более типично по меньшей мере на 80% и наиболее типично по меньшей мере на 90% углекислым газом при определенном давлении и температуре по сравнению с 100% насыщением углекислым газом при данном давлении и температуре. Таким образом, термин «селективная абсорбция сероводорода» в используемом в данном описании смысле относится к предпочтительной абсорбции сероводорода по сравнению с абсорбцией углекислого газа из данного газа в данном растворителе.
Другое важное преимущество указанного процесса абсорбции состоит в том, что все загрязняющие примеси концентрируют в паровой фазе 32 отбираемой из верхней части регенератора 29, получая более высокое парциальное давление указанных загрязняющих примесей, которое делает возможным конденсацию и, следовательно, удаление указанных загрязняющих примесей. Еще одним преимуществом таких способов является то, что кислый газ из регенератора будет содержать меньше углекислого газа и меньше углеводородов, что означает, что расположенный ниже по потоку завод по производству серы будет требовать меньшего количества топливного газа и кислорода в процессе производства высококачественной серы. Следовательно, объем оборудования указанного завода по производству серы является меньшим, и поэтому уменьшаются и капитальные и эксплуатационные расходы завода по производству серы. Термин «завод по производству серы» в используемом в данном описании смысле обычно относится ко всем устройствам завода, в которых сероводород превращают в элементарную серу (и другие побочные продукты) и которые обычно будут составлять отходящий газ, содержащий относительно низкие уровни серосодержащих соединений.
Абсорбер 103 производит верхний поток 12, который частично обеднен по загрязняющим примесям (т.е., содержит меньше загрязняющих примесей, чем поток, входящий в абсорбер), обычно при температуре от 20 до 40°Е, и поток, обогащенный растворителем 13 из тарелки с патрубком для прохода газа 125, обычно при температуре от 40 до 60°Е. Верхний поток 12 смешивают с обедненный растворителем 14, подаваемым от охладителя растворителя 121 при температуре от 0 до 40°Е, приблизительно с расходом от 1100 до 1300 галлонов в минуту, образуя смешанный поток пар-растворитель 15.
Следует особо понимать, что указанная дополнительная стадия контакта пар-растворитель будет насыщать поток обедненного растворителя 14 углекислым газом, при этом удаляя остаточные загрязняющие примеси и серосодержащие соединения из сырьевого газа в верхнем потоке 12. Поток 15 затем охлаждают в теплообменнике 104, использующем внешнее охлаждение, которое отводит теплоту абсорбции, вызванную абсорбцией углекислого газа растворителем, и смесь затем охлаждают обычно до 10-40°Е, образуя поток 16. Следовательно, следует понимать, что низкая температура потока 16 будет способствовать абсорбционному равновесию пар-растворитель, которое, в свою очередь, будет приводить к более высокой насыщаемости в растворителе кислого газа и загрязняющих примесей, таким образом, уменьшая общую циркуляцию растворителя и потребление энергии.
Следует особенно понимать, что без указанного устройства охлаждения, температура в верхней части абсорбера будет выше, чем температура обедненного растворителя, которая ограничена подходом к температуре равновесия в абсорбере. Поскольку способность растворителя к насыщению понижается при более высоких температурах, необходима более значительная циркуляция растворителя, чтобы удовлетворить тому же самому техническому условию по сере для продукта переработки газа. Более значительный поток растворителя нежелателен, так как совместная абсорбция углекислого газа будет возрастать, соответственно увеличивая количества кислых газов, которые должны быть, обработаны на заводе по производству серы.
Охлажденную смесь пар-растворитель потока 16 разделяют в сепараторе 105 на поток пара, обедненный по загрязняющим примесям 18 (чистый продукт переработки газа), и жидкий поток, обогащенный углекислым газом 17. Поток 17 разделяют на два потока, где примерно 25% направляют в виде потока 25 на третью стадию абсорбции в абсорбер 110, в то время как остающиеся 75%, в виде потока 43 перекачивают, используя насос для растворителя 106, в верхнюю часть абсорбера 103 как поток 11 для контакта с загрязненным природным газом, поднимающимся в абсорбере. Поток пара 18 в качестве хладагента обычно при температуре от 10 до 40°Е используют, чтобы охладить поток сырьевого газа 7 в теплообменнике 102. Очищенный газ выходит из устройства очистки как поток 46 в виде продукта переработки газа.
Давление потока растворителя, нагруженного загрязняющими примесями 13 уменьшают в клапане ТТ 107, чтобы образовать поток 19, обычно до 100-200 фунтов/кв. дюйм. Поток 19 затем нагревают в теплообменнике 108 потоком обедненного растворителя 28 обычно от 240 до 275°Е, образуя поток 20. В указанных условиях при высокой температуре и пониженном давлении большую часть кислого газа, и в особенности углекислого газа, десорбируют. Поток 20 разделяют в сепараторе 109 на поток пара 24 и поток испаренной жидкости 21. Примерно 98% или более легких углеводородов, таких как метан, при
- 5 010169 мерно 95% углекислого газа и примерно 70% сероводорода десорбируют в потоке 24. Поток испаренной жидкости 21, содержащий в себе остаточный газ (главным образом, сероводород и загрязняющие примеси) смешивают с потоками 10 и 50, чтобы образовать поток 22 до того, как его отправляют на регенератор 113 посредством клапана 1Т 112 для дальнейшего фракционирования.
Третью стадию абсорбции проводят в абсорбере с повторным нагреванием 110, который концентрирует сероводород и загрязняющие примеси в обогащенном растворителе, посредством удаления содержавшегося в нем углекислого газа (например, нагреванием обогащенного растворителя). Использование подогревателя 111 не является обязательным и он требуется только для того, чтобы создать кислый газ с очень высокой концентрацией сероводорода. Поток 24 поступает вблизи основания абсорбера с повторным нагреванием 110 и поток обедненного растворителя 25, подаваемый из сепаратора 105 на второй стадии абсорбции поступает вблизи вершины колонны. Когда требуется режим дополнительного нагревания в подогревателе, в качестве источника тепла можно использовать либо горячее масло, либо пар, чтобы поддержать требуемую температуру основания колонны. Как правило, третью стадию абсорбции используют, чтобы удалить более 95% содержимого углекислого газа в потоке 24. Абсорбер с повторным нагреванием 110 обычно конструируют для 8-12 ступеней равновесного контакта паррастворитель. Обычные тарелки или насадки могут использоваться как устройства для осуществления контакта пар-растворитель. Требуемый расход растворителя в потоке 25 обычно составляет 25% от общей циркуляции или такой, какой необходим для повторной абсорбции практически всего сероводорода и загрязняющих примесей, которые десорбируют в потоке 24 нагреванием в теплообменнике 108. Поток пара верхней части абсорбера 44, содержащий главным образом углекислый газ и метан и обедненный по сероводороду и загрязняющим примесям, может быть использован для производства углекислого газа в потоке 44 А, и/или рециркулирует обратно на компрессор подачи промежуточный стадии в поток 4. Процесс рециркуляции максимизирует извлечение метана (обычно более 98% и более обычно выше 99,5%) и других ценных газов, при этом исключая потенциальные источники эмиссии.
Пар, отводимый сверху колонны абсорбера с повторным нагреванием 44 является высококонцентрированным потоком углекислого газа, который по существу не содержит загрязняющих примесей (обычно менее 0,1 об.%, более обычно менее 0,05 об.%) и подходит для использования в качестве промышленного сырья для химического производства (например, для производства удобрений, таких как мочевина или производства газированных напитков). Остаточный уровень загрязняющих примесей в указанном потоке очень низок и поэтому дальнейшая очистка для выполнения технического условия по углекислому газу в продукте требует минимальных капитальных и эксплуатационных расходов. Альтернативно, высококонцентрированный поток углекислого газа может быть использован для увеличения нефтеотдачи пласта при связанной разработке нефтяного месторождения. Далее следует понимать, что удаление обогащенного углекислым газом потока 44А также уменьшает направляемый в рециркуляцию поток 4 и, кроме того, улучшает теплотворную способность продукта переработки газа (особенно, когда продукт переработки газа должен удовлетворять техническому условию по теплотворной способности или показателю Уобба для коммерческого газа).
Поток, отводимый снизу от колонны абсорбера с повторным нагревателем 23, содержащий примерно 5% остаточного углекислого газа, разделяют на поток 45 и поток 50. Поток 45 используют в качестве обедненного растворителя, обогащенный сероводородом (после понижения давления посредством клапана ТТ 128) для абсорбции углеводородов на четвертой стадии абсорбции в абсорбере 118. Поток 50 объединяют с потоком 21 из сепаратора 109 и потоком 10 с первой стадии абсорбции, образуя поток 22. Давление потока 22 понижают посредством клапана 112 примерно до 25 фунтов/кв. дюйм, образуя поток 26, и его вводят в верхнюю секцию регенератора 113. Регенератор 113 предпочтительно является фракционной колонной, которую обычно разрабатывают для 12-16 равновесных ступеней контактирования пар-растворитель. Обычные тарелки или насадки могут использоваться как устройство для осуществления контакта пар-растворитель. Температуру основания регенератора обычно поддерживают от 285 до 300°Е с использованием тепла либо горячего масла, либо пара как теплоносителя. Нагрузка подогревателя составляет примерно около 30-40 ММ ВТИ/ч, или является такой, которая требуется, чтобы произвести обедненный растворитель с очень низким содержанием серы и меркаптанов (менее, чем 5 ч./млн) необходимый, чтобы выполнить техническое условие по общему содержанию серы в 4 ч./млн для коммерческого газа.
Регенератор производит поток обедненного растворителя 28 и верхний газовый поток 29. Теплосодержание обедненного растворителя восстанавливают предварительным нагреванием (частичной регенерацией) обогащенного растворителя в теплообменнике 108. В теплообменнике 108 поток 28 охлаждают, чтобы образовать поток 40 при температуре обычно от 100 до 120°Е. Охлажденный растворитель далее подают при давлении абсорбера насосом 120. Поток 41, подаваемый насосом, разделяют на поток 6 и поток 42. Поток 6 впрыскивают в поток сырьевого газа для удаления тяжелых углеводородов и загрязняющих примесей на первой стадии абсорбции. Поток 42 охлаждают охлаждением в теплообменнике 121 обычно от 0 до 40°Е и смешивают с верхним паром 12 из абсорбера 103 на втором стадии абсорбции.
Следует особенно понимать, что присутствие большого количества воды (пара) в основании регенератора будет улучшать очистку и удаление тяжелых компонентов. Поэтому специалист в данной об
- 6 010169 ласти будет корректировать содержание воды в растворителе (например, диметиловых эфирах полиэтиленгликолей), чтобы способствовать и/или оптимизировать очистку и десорбцию загрязняющих примесей из растворителя. Помимо удаления загрязняющих примесей в регенераторе более обедненный растворитель очень эффективен при абсорбции загрязняющих примесей на второй стадии абсорбции, помогая выполнить обязательные технические условия для продукта переработки газа.
Поток 29 верхнего газового регенератора охлаждают охлаждающей средой (например, охлаждающей водой, а затем хладагентом) в теплообменнике 115 до температуры обычно от 40 до 50°Р, образуя поток 30, который далее разделяют в трехфазном сепараторе 116 на поток жидкости 31, поток пара 32, водный поток 34 и поток углеводорода 35. Поток жидкости 31, обычно содержащий воду, насыщенную растворителем, углеводородами и загрязняющими примесями, перекачивают с помощью насоса 117 для подачи оросителя к регенератору в виде потока 27. Часть воды подают в регенератор, чтобы поддержать содержание воды в растворителе на заранее определенном уровне. Как будет легко понятно специалистам в данной области, различные потоки сырьевого газа иногда включают нежелательные количества воды. Соответственно, чтобы поддержать содержание воды в растворителе при предварительно определенной концентрации, любая дополнительная вода, абсорбированная растворителем из сырьевого газа, может быть удалена в регенераторе 113 в виде потока 34.
Загрязняющие примеси в потоке 32 уменьшаются с уменьшением температуры и нижний предел определяется температурой кристаллизации воды, равной 32°Р. Остаточный уровень загрязняющих примесей, и в частности, наиболее легких загрязняющих примесей, таких как метиловые меркаптаны, бензол, толуол и ксилол могут все еще присутствовать в существенных количествах (даже примерно при 40°Р, уровень загрязняющих примесей может быть вплоть до 1-2%). Присутствие таких высоких уровней загрязняющих примесей будут оказывать отрицательное влияние на работу завода по производству серы, которое, в частности, заключается в высоком потреблении энергии и коротком времени жизни катализатора и несоответствии техническим условиям для серы в качестве продукта.
Чтобы обойти указанные проблемы, применяют четвертую стадию абсорбции, на которой используют абсорбер 118, чтобы дополнительно обработать поток кислого газа 32. Поток обедненного растворителя 46 А, используемый на указанной стадии, берет начало из основания абсорбера 110 на третьей стадии абсорбции посредством потока 45. Указанный поток растворителя особенно выгоден при абсорбции остаточных загрязняющих примесей, так как его насыщают сероводородом. Использование растворителя 46А будет устранять большую часть сероводорода из растворителя к верхнему потоку 47, при этом абсорбируя большую часть углеводородов и загрязняющих примесей из кислого газа в потоке 32. Указанная четвертая стадия абсорбции дополнительно повышает концентрацию сероводорода на заводе по производству серы вплоть до 10%. Концентрация сероводорода в потоке 47 направляемого на завод по производству серы может составлять вплоть до 70%. Нижний поток 33 из абсорбера 118 перекачивают насосом 119 в виде потока 36 в верхнюю секцию регенератора 113, который разделяет загрязняющие примеси и жидкий углеводород в барабане 116 дефигматора, находящегося наверху ректификационной колонны, создавая жидкий неочищенный поток углеводорода 35.
Таким образом, в рассматриваемых устройствах ожидается, что более чем 99% загрязняющих примесей (тяжелых углеводородов и меркаптанов) удаляются в потоке 35. Так как указанный поток насыщают легкими углеводородами и легкими меркаптанами, обычно требуется дополнительная очитка, прежде чем он может быть продан в виде углеводородного продукта. Поэтому используют десорбер 126 с теплом, подаваемым подогревателем 127, чтобы очистить от указанных легких компонентов поток 35. Предпочтительные десорберы содержат контактные тарелки, которые используют, чтобы фракционировать более легкие компоненты из высокомолекулярной жидкости, с получением жидкого продукта 49. Верхний поток пара 48, содержащий легкие меркаптаны и Н2§, отправляют на завод по производству серы для превращения в товарную серу.
Поток воды 34, содержащий минимальные остаточные количества загрязняющих примесей отдувают из сепаратора 116 в десорбер с кислой водой, чтобы поддерживать водный баланс. Потоки пара 47 и 48 из абсорбера 118 и десорбера 126 соответственно, обычно содержащие от 50 до 70% сероводорода, 30-50% углекислого газа (и очень низкий уровень содержания остаточного углеводорода) могут быть поданы непосредственно на завод по производству серы 122. Такой газовый состав, как ожидается, позволит заводу по производству серы работать устойчиво и эффективно с минимальным потреблением кислорода и топливного газа, при этом фактически все остаточные углеводороды и меркаптаны и дисульфиды будут преобразовываться в инертные продукты. Завод по производству серы производит поток серы 37 и поток отходящего газа 38. Поток отходящего газа 38, преимущественно содержащий углекислый газ и небольшое количество оксидов серы, отправляют на устройство гидрогенизации и гашения 123. Газ гидрогенизируют пропусканием через слой катализатора, который превращает все оксиды серы опять в сероводород. Преобразованный газ гасят водой, охлаждают, и он выходит из устройства гашения газа в виде потока 39.
Особенно следует понимать, что традиционные способы обычно предполагают участок остаточного газа, который включает другое устройство для обработки и устройство для сжигания. Помимо дополнительных капитальных и эксплуатационных расходов обычные способы также создают источник выброса
- 7 010169 газов. В связи с более жестким контролем за общим выбросом серы в соответствии с регламентами, выброс с участка остаточного газа не будет более удовлетворять регламентирующим требованиям. Напротив, рассматриваемые устройства устраняют такой выброс полностью. Кроме того, может быть использован небольшой вентилятор 124 (необязательно в зависимости от давления подачи) для возвращения остаточного газа в рециркуляцию на вход завода.
Поэтому следует понимать, что рассматриваемые устройства предполагают экономически выгодную очистку сильно загрязненного сырьевого газа, чтобы удовлетворить техническому условию для трубопровода, улучшенное удаление загрязняющих примесей, пониженные расходы рециркулирующего потока, режимы нагревания и охлаждения и в значительной степени сниженные капитальные и эксплуатационные затраты, связанные с применением такого способа. В частности, можно отрегулировать содержание углекислого газа так, чтобы он удовлетворял техническому условию для коммерческого газа с помощью отведения рециркулирующего потока обогащенного углекислым газом за пределы устройства для промышленных применений.
Кроме того, следует понимать, что в рассматриваемых схемах и способах газ низкого качества обрабатывают на четырех стадиях абсорбции для удаления загрязняющих примесей, включая тяжелые углеводороды, меркаптаны, дисульфиды и ароматические соединения, и, что процесс, включающий стадии охлаждения/очистки, используют в регенераторе растворителя, чтобы удалить загрязняющие примеси в жидкости, которую очищают, чтобы произвести стабилизированный товарный жидкий продукт.
Также следует особенно отметить, что в рассматриваемых устройствах сероводород концентрируют на четвертой стадии абсорбции, чтобы получить кислый газ с содержанием сероводорода большим, чем 60%. Такие концентрированные потоки сероводорода могут быть успешно превращены в инертную форму серы. Особенно следует понимать, что поток кислого газа, обедненный загрязняющими примесями, очень желательный сырьевой газ для завода по производству серы, поскольку поток кислого газа, истощенный загрязняющими примесями, позволит избежать отравление и дезактивацию катализатора в реакторе Клауса на заводе по производству серы и, таким образом, будет обеспечивать технические условия для серы-продукта.
В то время, как рассматриваемые устройства и способы особенно применимы для селективного удаления загрязняющих газ примесей, таких как сероводород, меркаптаны, дисульфиды, ароматические соединения и тяжелые углеводороды из природного газа, синтетического газа, утилизируемого газа органических отходов или отходящих газов нефтеперегонных заводов следует понимать, что альтернативные загрязняющие примеси, включая различные соединения серы, карбонилсульфид, цианиды и другие загрязняющие газ примеси также могут быть удалены из множества сырьевых газов. Кроме того, и особенно в случае, когда сырьевой газ содержит значительные количества углекислого газа, рассматриваемые устройства и способы также могут быть использованы, чтобы эффективно извлечь углекислый газ, чтобы удовлетворять техническому условию для коммерческого газа по теплотворной способности и показателю Уобба. Извлеченный углекислый газ, который высоко концентрирован и не содержит загрязняющих примесей, далее может быть очищен, и использоваться в химическом производстве или для увеличения нефтеотдачи пласта.
Дополнительные преимущества рассматриваемых устройств и способов включают рециркуляцию отходящего газа от завода по производству серы после гидрогенизации и гашения. Таким образом, преобразованный отходящий газ (главным образом в виде сероводорода и углекислого газа) возвращают в рециркуляцию к всасывающей трубе компрессора сырьевого газа. Кроме того, отходящий газ после третьей стадии абсорбции также возвращают в рециркуляцию на промежуточную ступень компрессора сырьевого газа. Таким образом, при такой рециркуляции к устройствам для гашения, все или почти все источники выбросов, возникающие в данном способе, устраняются.
Рассматриваемые устройства и способы могут с успехом использоваться, чтобы обработать и очистить поток загрязненного отработанного газа, превращая при этом газ низкого качества в дегидратированный газ высокого качества для трубопровода, идущего к потребителю. В то же самое время рассматриваемые устройства и способы извлекают энергетическую пользу от углеводородного содержимого в виде продаваемого жидкого углеводорода и товарной серы. Поэтому такие схемы и способы перерабатывают все или почти все отработанные газовые потоки и вообще не будут производить газообразный выброс, с которым обычно сталкиваются в известном в настоящее время технологическом оборудовании.
Следовательно, авторы данного изобретения рассматривают газоперерабатывающий завод с первым абсорбером, в котором обедненный растворитель абсорбирует углекислый газ, сероводород и углеводород, второй абсорбер, по потоку соединенный с первым абсорбером, где по меньшей мере часть сероводорода отделяют от углекислого газа и завод по производству серы, получающий сероводород, чтобы произвести товарную серу и отходящий газ, где по меньшей мере часть отходящего газа гидрогенизируют и направляют на рециркуляцию в абсорбер. Такие заводы могут преимущественно включать регенератор, который по потоку соединен с первым и вторым абсорбером, где регенератор производит кислый газ, и где по меньшей мере часть углеводорода отделяют от кислого газа в виде жидкого углеводорода. Может быть включен десорбер, который получает по меньшей мере часть жидкого углеводорода и в котором жидкий углеводород, по меньшей мере, частично очищают от остаточных соединений серы
- 8 010169 (которые предпочтительно подают на завод по производству серы). В особенно предпочтительных устройствах второй абсорбер эксплуатируют при более низком давлении и при более высокой температуре, чем первый абсорбер, так что углекислый газ десорбируют из обогащенного растворителя и возвращают в рециркуляцию к первому абсорберу. Полученный таким образом углекислый газ может далее быть использован для увеличения нефтеотдачи пласта или использоваться как коммерческий продукт (после дальнейшей необязательно очистки).
С другой точки зрения, рассматриваемые заводы могут включать абсорбер, который получает (а) сырьевой газ, содержащий углекислый газ и сероводород и (Ь) обедненный растворитель, насыщенный углекислым газом, и который производит пар, отводимый сверху колонны, содержащий по меньшей мере часть углекислого газа, где обедненный растворитель объединяют с паром из верхней части аппарата и затем охлаждают, чтобы образовать охлажденный обедненный растворитель, насыщенный углекислым газом, таким образом уменьшая повышение температуры в абсорбере, и, следовательно, увеличивая селективную абсорбцию сероводорода из сырьевого газа в обедненном растворителе. Такие абсорберы предпочтительно будут производить кубовый продукт, давление которого уменьшают и нагревают до температуры, достаточной чтобы десорбировать содержащийся углекислый газ из кубового продукта, и далее предпочтительно, чтобы содержащийся сероводород в отделенном углекислом газе был далее повторно абсорбирован во втором абсорбере с использованием части в обедненном растворителе, насыщенном углекислым газом.
Кроме того, авторы данного изобретения предполагают, что газоперерабатывающий завод согласно предмету изобретения может включать регенератор растворителя, который получает от многочисленных абсорберов растворитель, содержащий кислый газ и углеводород, и который производит пар, отводимый сверху колонны, который далее охлаждают и разделяют, образуя кислый газ, воду и жидкий углеводород. Жидкий углеводород необязательно подают в десорбер, который фракционирует жидкий углеводород, чтобы получить углеводородный продукт, обедненный по сероводороду и пар, содержащий сероводород, который подают на завод по производству серы. В таких устройствах обычно предпочтительно кислый газ подают к абсорберу, в котором обогащенный растворитель, содержащий сероводород, но обедненный по углекислому газу, промывают от кислого газа, где отмываемый кислый газ подают на завод по производству серы (который может произвести остаточный газ, где по меньшей мере часть остаточного газа гидрогенизируют и отправляют на рециркуляцию по меньшей мере на один из нескольких абсорберов).
С еще одной точки зрения, рассматриваемые заводы могут включать абсорбер, который получает от регенератора растворителя пар, содержащий сероводород и углеводород, где абсорбер далее получает растворитель, обедненный по углекислому газу, содержащий сероводород, и где абсорбер производит обедненный по углеводороду пар, отводимый сверху колонны, содержащий сероводород, который подают на завод по производству серы и обогащенный углеводородом кубовый продукт, который направляют на рециркуляцию к регенератору растворителя. Обычно предпочтительно, что в таких устройствах растворитель, обедненный по углекислому газу, получают другим абсорбером, который отделяет сероводород от углекислого газа, с использованием обедненного растворителя насыщенного углекислым газом, и что часть растворителя, обедненного по углекислому газу, подают на регенератор растворителя.
Следовательно, авторы данного изобретения рассматривают способ очистки газа, в котором на одной стадии газ необязательно подвергают контакту с первой частью обедненного растворителя, чтобы абсорбировать по меньшей мере один тяжелый углеводород и тяжелый меркаптан из газа в первой части обедненного растворителя. На другой стадии газ охлаждают и охлажденный газ подвергают контакту в абсорбере со второй частью обедненного растворителя, чтобы абсорбировать по меньшей мере один из легких углеводородов, легких меркаптанов и Н28 во вторую часть обедненного растворителя, где вторую часть обедненного растворителя насыщают углекислым газом. На еще одной стадии газ, выходящий из абсорбера, затем подвергают контакту с третьей частью обедненного растворителя, чтобы насытить третью часть углекислым газом, таким образом, образуя смесь растворителей газов, и смесь растворителей газов затем охлаждают и разделяют, таким образом образуя вторую часть обедненного растворителя, которую насыщают углекислым газом.
Таким образом, раскрыты конкретные варианты и применения способов очистки газа с практически нулевой эмиссией. Однако специалистам в данной области должно быть понятно, что еще много модификаций, кроме уже описанных, являются возможными без отступления от концепций данного изобретения, приведенных в настоящем описании. Предмет изобретения поэтому не должен быть ограничен, за исключением сущности, указанной в данном описании. Кроме того, при интерпретации описания все термины должны интерпретироваться самым широко возможным образом, совместимым с контекстом. В частности, термины «включает в себя» и «включающий», следует интерпретировать как относящиеся к элементам, компонентам, или стадиям без исключения, указывая, что упоминаемые элементы, компоненты, или стадии могут присутствовать, или использоваться, или объединяться с другими элементами, компонентами, или стадиями, на которые явно не ссылаются.

Claims (10)

  1. (1) (а) сырьевой газ, содержащий углеводород, углекислый газ и сероводород, и (Ь) первую часть обедненного растворителя, насыщенного углекислым газом, подают в первый абсорбер, получая на выходе из него (с) пар, отводимый сверху колонны, содержащий по меньшей мере часть углекислого газа, (б) первый кубовый продукт, содержащий по меньшей мере часть сероводорода и вторую часть углекислого газа, и (е) второй кубовый продукт, содержащий вторую часть сероводорода;
    1. Способ переработки газа, содержащего углеводород, который дополнительно содержит углекислый газ, сероводород и меркаптаны, в котором:
  2. 2. Способ по п.1, в котором поток сырьевого газа, при температуре окружающей среды и атмосферном давлении, объединяют с потоком гидрогенизированного/гашенного газа, чтобы образовать поток, который вместе с рециркулирующим потоком из второго абсорбера сжимают в промежуточном компрессоре.
    (2) первую часть обедненного растворителя объединяют с паром, отводимым сверху колонны первого абсорбера, и охлаждают в теплообменнике, получая таким образом обедненный растворитель, насыщенный углекислым газом, в то время как вторую часть обедненного растворителя объединяют с сырьевым газом, содержащим углеводород;
  3. 3. Способ по п.1 или 2, в котором общий газовый поток сжимают до давления 200-400 фунт/кв.дюйм.
    (3) (а) вторую часть обедненного растворителя, насыщенного углекислым газом, и (Ь) часть пара из первого кубового продукта подают во второй абсорбер, получая на выходе из него (с) кубовый продукт, обогащенный сероводородом, и (б) газ, отводимый сверху колонны, содержащий углекислый газ; и (4) (а) второй кубовый продукт из первого абсорбера и (Ь) кубовый продукт из второго абсорбера, обогащенный сероводородом, подают в регенератор, получая на выходе из него (с) газ, отводимый сверху колонны, содержащий сероводород, и (б) обедненный растворитель.
  4. 4. Способ по пп.1-3, в котором поток обедненного растворителя смешивают с сжатым потоком сырьевого газа, образуя поток, который охлаждают в теплообменнике очищенным потоком продукта переработки газа.
  5. 5. Способ по п.4, в котором температура охлажденного потока составляет от 60 до 90°Е.
  6. 6 .Способ по пп.1-3, в котором поток первого кубового продукта после понижения его давления нагревают в теплообменнике потоком обедненного растворителя.
  7. 7. Способ по п.6, в котором температура нагретого первого кубового продукта составляет от 240 до 275°Е.
  8. 8. Способ по пп.1-3, в котором поток обедненного растворителя, который обогащен сероводородом, после понижения его давления подают во второй абсорбер для абсорбции углеводородов.
  9. 9. Способ по п.8, в котором поток обедненного растворителя, который обогащен сероводородом, фракционирует в регенераторе с получением потока обедненного растворителя и верхнего газового потока.
  10. 10. Способ по п.9, в котором верхний поток из регенератора направляют на завод по производству серы и далее - на гидрогенизацию/гашение для получения газа, который рециркулируют.
EA200500983A 2002-12-17 2003-02-12 Устройства и способы для удаления кислых газов и загрязняющих примесей с близким к нулю выбросом EA010169B1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US43435802P 2002-12-17 2002-12-17
PCT/US2003/004376 WO2004058384A1 (en) 2002-12-17 2003-02-12 Configurations and methods for acid gas and contaminant removal with near zero emission

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA200500983A1 EA200500983A1 (ru) 2005-12-29
EA010169B1 true EA010169B1 (ru) 2008-06-30

Family

ID=32682033

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA200500983A EA010169B1 (ru) 2002-12-17 2003-02-12 Устройства и способы для удаления кислых газов и загрязняющих примесей с близким к нулю выбросом

Country Status (10)

Country Link
US (1) US7597746B2 (ru)
EP (1) EP1572324B1 (ru)
JP (1) JP4942935B2 (ru)
CN (1) CN100563789C (ru)
AU (1) AU2003211033B2 (ru)
CA (1) CA2503656C (ru)
EA (1) EA010169B1 (ru)
ES (1) ES2392712T3 (ru)
MX (1) MXPA05006242A (ru)
WO (1) WO2004058384A1 (ru)

Families Citing this family (92)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
GB0020491D0 (en) 2000-08-18 2000-10-11 Angiomed Ag Stent with attached element and method of making such a stent
US20100095845A1 (en) * 2003-03-04 2010-04-22 Lg Chem, Ltd. VENT GAS ABSORPTION SYSTEM AND METHOD FOR RECOVERY VOCs
DK1781400T3 (da) 2004-08-06 2013-09-23 Alstom Technology Ltd Rensning af forbrændingsgas herunder fjernelse af co2
US7740691B2 (en) 2006-01-10 2010-06-22 Edwin W. Cash Gas treating method and apparatus
GB0609841D0 (en) 2006-05-17 2006-06-28 Angiomed Ag Bend-capable tubular prosthesis
GB0609911D0 (en) 2006-05-18 2006-06-28 Angiomed Ag Bend-capable stent prosthesis
GB0613670D0 (en) 2006-07-10 2006-08-16 Angiomed Ag Tubular metal prosthesis and method of making it
GB0616729D0 (en) 2006-08-23 2006-10-04 Angiomed Ag Method of welding a component to a shape memory alloy workpiece
GB0616999D0 (en) 2006-08-29 2006-10-04 Angiomed Ag Annular mesh
WO2008027381A2 (en) * 2006-08-31 2008-03-06 Fluor Technologies Corporation Hydrocarbon based sulfur solvent systems and methods
EP2063824B1 (en) 2006-09-07 2020-10-28 Angiomed GmbH & Co. Medizintechnik KG Helical implant having different ends
DE102006045379B4 (de) 2006-09-26 2008-07-31 Lurgi Ag Verfahren zur Herstellung von Wasserstoff
GB0622465D0 (en) 2006-11-10 2006-12-20 Angiomed Ag Stent
GB0624419D0 (en) 2006-12-06 2007-01-17 Angiomed Ag Stenting ring with marker
US7752845B2 (en) * 2007-01-08 2010-07-13 Robert Paul Johnson Solar-powered, liquid-hydrocarbon-fuel synthesizer
GB0703379D0 (en) 2007-02-21 2007-03-28 Angiomed Ag Stent with radiopaque marker
EP2117682B1 (en) * 2007-02-22 2012-08-08 Fluor Technologies Corporation Configurations for carbon dioxide and hydrogen production from gasification streams
GB0706499D0 (en) 2007-04-03 2007-05-09 Angiomed Ag Bendable stent
US8591631B2 (en) * 2007-07-31 2013-11-26 General Electric Company Method and apparatus to produce synthetic gas
GB0717481D0 (en) 2007-09-07 2007-10-17 Angiomed Ag Self-expansible stent with radiopaque markers
US8182577B2 (en) 2007-10-22 2012-05-22 Alstom Technology Ltd Multi-stage CO2 removal system and method for processing a flue gas stream
US7862788B2 (en) 2007-12-05 2011-01-04 Alstom Technology Ltd Promoter enhanced chilled ammonia based system and method for removal of CO2 from flue gas stream
US8438874B2 (en) * 2008-01-23 2013-05-14 Hitachi, Ltd. Natural gas liquefaction plant and motive power supply equipment for same
DE102008031509A1 (de) 2008-07-03 2010-01-07 Linde Aktiengesellschaft Verfahren zur Abtrennung von Schwefel aus einem Schwefel-enthaltenden Gas
US7846240B2 (en) 2008-10-02 2010-12-07 Alstom Technology Ltd Chilled ammonia based CO2 capture system with water wash system
US8404027B2 (en) 2008-11-04 2013-03-26 Alstom Technology Ltd Reabsorber for ammonia stripper offgas
US20100183491A1 (en) * 2009-01-22 2010-07-22 General Electric Company Systems and methods for treating a stream comprising an undesirable emission gas
US20100219061A1 (en) * 2009-03-02 2010-09-02 Saudi Arabian Oil Company Enhancement of acid gas enrichment process
AU2010230052B2 (en) * 2009-03-25 2013-12-05 Fluor Technologies Corporation Improved configurations and methods for high pressure acid gas removal
US8292989B2 (en) 2009-10-30 2012-10-23 Alstom Technology Ltd Gas stream processing
EP2421942B1 (en) 2009-04-20 2014-06-18 Exxonmobil Upstream Research Company Cryogenic system for removing acid gases from a hyrdrocarbon gas stream, and method of removing acid gases
US7811361B2 (en) * 2009-06-30 2010-10-12 Uop Llc Process for a gas removal zone
US8784761B2 (en) 2009-11-20 2014-07-22 Alstom Technology Ltd Single absorber vessel to capture CO2
US8790605B2 (en) 2009-09-15 2014-07-29 Alstom Technology Ltd Method for removal of carbon dioxide from a process gas
US8309047B2 (en) 2009-09-15 2012-11-13 Alstom Technology Ltd Method and system for removal of carbon dioxide from a process gas
AU2010295593B2 (en) * 2009-09-18 2013-11-28 Fluor Technologies Corporation High pressure high CO2 removal configurations and methods
US8518156B2 (en) 2009-09-21 2013-08-27 Alstom Technology Ltd Method and system for regenerating a solution used in a wash vessel
EP2322265A1 (en) 2009-11-12 2011-05-18 Alstom Technology Ltd Flue gas treatment system
US8293200B2 (en) 2009-12-17 2012-10-23 Alstom Technology Ltd Desulfurization of, and removal of carbon dioxide from, gas mixtures
CN102971253B (zh) * 2010-02-02 2015-06-17 英国备选能源国际有限公司 气体的分离
WO2011102830A1 (en) 2010-02-17 2011-08-25 Fluor Technologies Corporation Configurations and methods of high pressure acid gas removal in the production of ultra-low sulfur gas
DE102010013279B3 (de) * 2010-03-29 2011-07-28 Uhde GmbH, 44141 Verfahren und Vorrichtung zur Verarbeitung eines kohlendioxidreichen Sauergases in einem Claus-Prozess
US8562719B2 (en) * 2010-07-06 2013-10-22 General Electric Company System for acid gas removal
US8491712B2 (en) * 2010-09-13 2013-07-23 General Electric Company Dehydration systems and methods for removing water from a gas
US8728209B2 (en) 2010-09-13 2014-05-20 Alstom Technology Ltd Method and system for reducing energy requirements of a CO2 capture system
US8623307B2 (en) 2010-09-14 2014-01-07 Alstom Technology Ltd. Process gas treatment system
US20120152120A1 (en) * 2010-12-15 2012-06-21 Uop Llc Production of carbon dioxide from synthesis gas
US10451344B2 (en) 2010-12-23 2019-10-22 Fluor Technologies Corporation Ethane recovery and ethane rejection methods and configurations
US8329128B2 (en) 2011-02-01 2012-12-11 Alstom Technology Ltd Gas treatment process and system
US9028784B2 (en) 2011-02-15 2015-05-12 Alstom Technology Ltd Process and system for cleaning a gas stream
DE102011053120A1 (de) * 2011-08-30 2013-02-28 Thyssenkrupp Uhde Gmbh Verfahren und Anlage zur Entfernung von Kohlendioxid aus Rauchgasen
US9162177B2 (en) 2012-01-25 2015-10-20 Alstom Technology Ltd Ammonia capturing by CO2 product liquid in water wash liquid
WO2013142100A1 (en) 2012-03-21 2013-09-26 Exxonmobil Upstream Research Company Separating carbon dioxide and ethane from a mixed stream
US8945292B2 (en) * 2012-03-23 2015-02-03 General Electric Company System for recovering acid gases from a gas stream
US8864879B2 (en) 2012-03-30 2014-10-21 Jalal Askander System for recovery of ammonia from lean solution in a chilled ammonia process utilizing residual flue gas
JP5972696B2 (ja) * 2012-07-20 2016-08-17 三菱重工業株式会社 Ｃｏ２回収システム
WO2014066539A1 (en) 2012-10-24 2014-05-01 Fluor Technologies Corporation Integration methods of gas processing plant and nitrogen rejection unit for high nitrogen feed gases
US9447996B2 (en) 2013-01-15 2016-09-20 General Electric Technology Gmbh Carbon dioxide removal system using absorption refrigeration
US20140250887A1 (en) * 2013-03-05 2014-09-11 Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. Power generation system making use of low grade coal
WO2015084499A2 (en) 2013-12-06 2015-06-11 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system of modifying a liquid level during start-up operations
CA2924402C (en) 2013-12-06 2017-11-21 Exxonmobil Upstream Research Company Method and device for separating a feed stream using radiation detectors
US9562719B2 (en) 2013-12-06 2017-02-07 Exxonmobil Upstream Research Company Method of removing solids by modifying a liquid level in a distillation tower
WO2015084497A2 (en) 2013-12-06 2015-06-11 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system of dehydrating a feed stream processed in a distillation tower
US9752827B2 (en) 2013-12-06 2017-09-05 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system of maintaining a liquid level in a distillation tower
US9874396B2 (en) 2013-12-06 2018-01-23 Exxonmobil Upstream Research Company Method and device for separating hydrocarbons and contaminants with a heating mechanism to destabilize and/or prevent adhesion of solids
MY176166A (en) 2013-12-06 2020-07-24 Exxonmobil Upstream Res Co Method and device for separating hydrocarbons and contaminants with a spray assembly
US9874395B2 (en) 2013-12-06 2018-01-23 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system for preventing accumulation of solids in a distillation tower
WO2015084498A2 (en) 2013-12-06 2015-06-11 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system for separating a feed stream with a feed stream distribution mechanism
US10000713B2 (en) 2013-12-12 2018-06-19 Fluor Technologies Corporation Configurations and methods of flexible CO2 removal
US8986640B1 (en) 2014-01-07 2015-03-24 Alstom Technology Ltd System and method for recovering ammonia from a chilled ammonia process
RU2576738C9 (ru) * 2014-11-14 2016-05-20 Общество с ограниченной ответственностью "ЭНГО Инжиниринг" Способ переработки природного газа и устройство для его осуществления
CA2976071C (en) 2015-02-09 2020-10-27 Fluor Technologies Corporation Methods and configuration of an ngl recovery process for low pressure rich feed gas
AU2016223296B2 (en) 2015-02-27 2018-11-08 Exxonmobil Upstream Research Company Reducing refrigeration and dehydration load for a feed stream entering a cryogenic distillation process
US9682343B2 (en) * 2015-04-09 2017-06-20 Uop Llc Sour syngas treatment apparatuses and processes for treating sour syngas comprising sulfur components and carbon dioxide
US10365037B2 (en) 2015-09-18 2019-07-30 Exxonmobil Upstream Research Company Heating component to reduce solidification in a cryogenic distillation system
MY187623A (en) 2015-09-24 2021-10-04 Exxonmobil Upstream Res Co Treatment plant for hydrocarbon gas having variable contaminant levels
AR107033A1 (es) * 2015-12-09 2018-03-14 Basf Se Proceso y planta para enriquecimiento de gas ácido
US10006701B2 (en) 2016-01-05 2018-06-26 Fluor Technologies Corporation Ethane recovery or ethane rejection operation
US10323495B2 (en) 2016-03-30 2019-06-18 Exxonmobil Upstream Research Company Self-sourced reservoir fluid for enhanced oil recovery
WO2017189297A1 (en) * 2016-04-27 2017-11-02 Dow Global Technologies Llc Process for selective removal of acid gases from fluid streams using a hybrid solvent mixture
US10330382B2 (en) 2016-05-18 2019-06-25 Fluor Technologies Corporation Systems and methods for LNG production with propane and ethane recovery
US10989469B2 (en) 2016-07-13 2021-04-27 Fluor Technologies Corporation Heavy hydrocarbon removal from lean gas to LNG liquefaction
BR112019003090A2 (pt) 2016-09-09 2019-05-21 Fluor Technologies Corporation métodos e configuração para reformar usina de ngl para alta recuperação de etano
CA3047703C (en) 2017-02-09 2023-04-25 Fluor Technologies Corporation Two-stage absorption for acid gas and mercaptan removal
CN106988741A (zh) * 2017-02-22 2017-07-28 中国石油化工股份有限公司 一种含硫气井试气试采装置
JP6906761B2 (ja) * 2017-05-01 2021-07-21 株式会社神戸製鋼所 ガス処理方法及びガス処理装置
CA3077409A1 (en) 2017-10-20 2019-04-25 Fluor Technologies Corporation Phase implementation of natural gas liquid recovery plants
JP6906766B2 (ja) * 2017-11-30 2021-07-21 株式会社神戸製鋼所 ガス処理方法及びガス処理装置
CN112351830A (zh) * 2018-05-07 2021-02-09 八河流资产有限责任公司 含硫材料的分离
US11306267B2 (en) 2018-06-29 2022-04-19 Exxonmobil Upstream Research Company Hybrid tray for introducing a low CO2 feed stream into a distillation tower
WO2020005553A1 (en) 2018-06-29 2020-01-02 Exxonmobil Upstream Research Company (Emhc-N1.4A.607) Mixing and heat integration of melt tray liquids in a cryogenic distillation tower
US10662061B1 (en) * 2019-08-20 2020-05-26 Saudi Arabian Oil Company Two-stage adsorption process for Claus tail gas treatment

Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3989811A (en) * 1975-01-30 1976-11-02 Shell Oil Company Process for recovering sulfur from fuel gases containing hydrogen sulfide, carbon dioxide, and carbonyl sulfide
US4080424A (en) * 1976-02-11 1978-03-21 Institute Of Gas Technology Process for acid gas removal from gaseous mixtures
US4138230A (en) * 1977-07-05 1979-02-06 Uop Inc. Dual pressure absorption process
US4242108A (en) * 1979-11-07 1980-12-30 Air Products And Chemicals, Inc. Hydrogen sulfide concentrator for acid gas removal systems
US4305733A (en) * 1979-03-09 1981-12-15 Linde Ag Method of treating natural gas to obtain a methane rich fuel gas
US4372925A (en) * 1980-03-31 1983-02-08 Shell Oil Company Process for the removal of acid gases from gas mixtures containing methane
US4425317A (en) * 1980-12-18 1984-01-10 Linde Aktiengesellschaft Recycle of hydrogenated sulfur plant tail gas to sour gas scrubbing system

Family Cites Families (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3877893A (en) * 1973-05-10 1975-04-15 Allied Chem Absorption and separation of normally liquid gas contaminants
DE2551717C3 (de) * 1975-11-18 1980-11-13 Basf Ag, 6700 Ludwigshafen und ggf. COS aus Gasen
FR2636857B1 (fr) * 1988-09-26 1990-12-14 Inst Francais Du Petrole Procede de deshydratation, de desacidification et de separation d'un condensat d'un gaz naturel
US5240476A (en) * 1988-11-03 1993-08-31 Air Products And Chemicals, Inc. Process for sulfur removal and recovery from a power generation plant using physical solvent
GB8830199D0 (en) * 1988-12-23 1989-02-22 Shell Int Research Removing hydrogen sulphide from a gas mixture
WO1993010883A1 (en) * 1991-11-27 1993-06-10 Exxon Research And Engineering Company Lean acid gas enrichment with selective hindered amines
FR2722110B1 (fr) * 1994-07-08 1996-08-30 Inst Francais Du Petrole Procede de desacidification d'un gaz pour production de gaz acides concentres

Patent Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3989811A (en) * 1975-01-30 1976-11-02 Shell Oil Company Process for recovering sulfur from fuel gases containing hydrogen sulfide, carbon dioxide, and carbonyl sulfide
US4080424A (en) * 1976-02-11 1978-03-21 Institute Of Gas Technology Process for acid gas removal from gaseous mixtures
US4138230A (en) * 1977-07-05 1979-02-06 Uop Inc. Dual pressure absorption process
US4305733A (en) * 1979-03-09 1981-12-15 Linde Ag Method of treating natural gas to obtain a methane rich fuel gas
US4242108A (en) * 1979-11-07 1980-12-30 Air Products And Chemicals, Inc. Hydrogen sulfide concentrator for acid gas removal systems
US4372925A (en) * 1980-03-31 1983-02-08 Shell Oil Company Process for the removal of acid gases from gas mixtures containing methane
US4425317A (en) * 1980-12-18 1984-01-10 Linde Aktiengesellschaft Recycle of hydrogenated sulfur plant tail gas to sour gas scrubbing system

Also Published As

Publication number Publication date
JP4942935B2 (ja) 2012-05-30
EP1572324B1 (en) 2012-08-15
WO2004058384A1 (en) 2004-07-15
EP1572324A1 (en) 2005-09-14
CA2503656A1 (en) 2004-07-15
CN1713948A (zh) 2005-12-28
US7597746B2 (en) 2009-10-06
ES2392712T3 (es) 2012-12-13
CA2503656C (en) 2010-10-05
AU2003211033B2 (en) 2008-10-09
AU2003211033A1 (en) 2004-07-22
EA200500983A1 (ru) 2005-12-29
CN100563789C (zh) 2009-12-02
JP2006509628A (ja) 2006-03-23
US20060150812A1 (en) 2006-07-13
MXPA05006242A (es) 2005-08-19
EP1572324A4 (en) 2006-11-02

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA010169B1 (ru) Устройства и способы для удаления кислых газов и загрязняющих примесей с близким к нулю выбросом
US7635408B2 (en) Methods and configurations for acid gas enrichment
JP5427407B2 (ja) 酸性ガス吸収およびソルベント再生のためのプラントおよび方法
EP0959979B1 (en) Gas absorption
CN100406106C (zh) 选择性去除原始燃料气体中硫化氢和二氧化碳的方法
US8377403B2 (en) Configurations and methods for removal of mercaptans from feed gases
US7803271B2 (en) Method of extracting the hydrogen sulfide contained in a hydrocarbon gas
US5716587A (en) Apparatus for removal of contaminates from a gas stream
EA023224B1 (ru) Способ очистки диоксида углерода с использованием жидкого диоксида углерода
US11724229B2 (en) Process and plant for removing disruptive components from raw synthesis gas
CN101918104A (zh) 用于处理包含co2的工艺气流的方法
EP3808431A1 (en) Process and plant for deacidifying a fluid stream comprising sulfur compounds, including organic sulfur compounds
CN111770783B (zh) 改进的杂质去除方法
Wood et al. Gas treating process for selective H 2 S removal
MXPA97005149A (en) Composition and process for the selective purification of gaseous currents based on aqueous solutions of alcanolami

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s)

Designated state(s): AM AZ BY KG MD TJ TM

MM4A Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s)

Designated state(s): RU