EA013794B1 - Удаление диоксида углерода из газового потока - Google Patents

Удаление диоксида углерода из газового потока Download PDF

Info

Publication number
EA013794B1
EA013794B1 EA200702485A EA200702485A EA013794B1 EA 013794 B1 EA013794 B1 EA 013794B1 EA 200702485 A EA200702485 A EA 200702485A EA 200702485 A EA200702485 A EA 200702485A EA 013794 B1 EA013794 B1 EA 013794B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
feed stream
carbon dioxide
gaseous feed
hydrogen sulfide
vol
Prior art date
Application number
EA200702485A
Other languages
English (en)
Other versions
EA200702485A1 (ru
Inventor
Энтони Малькольм Ригби
Джиль Хуи Чиун Чинг
Гейсберт Ян Ван Херинген
Ханс Михель Хуисман
Original Assignee
Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В.
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 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. filed Critical Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В.
Publication of EA200702485A1 publication Critical patent/EA200702485A1/ru
Publication of EA013794B1 publication Critical patent/EA013794B1/ru

Links

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L3/00—Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
    • C10L3/06—Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by C10G, C10K3/02 or C10K3/04
    • C10L3/10—Working-up natural gas or synthetic natural gas
    • C10L3/101—Removal of contaminants
    • C10L3/102—Removal of contaminants of acid contaminants
    • 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
    • B01D53/1412—Controlling the absorption process
    • 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
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L3/00—Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
    • C10L3/06—Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by C10G, C10K3/02 or C10K3/04
    • C10L3/10—Working-up natural gas or synthetic natural gas
    • 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

Abstract

Способ получения газообразных, жидких и необязательно твердых при нормальных условиях углеводородов из потока газообразного сырья, содержащего легкие углеводороды, серосодержащие соединения и диоксид углерода, включающий следующие стадии: (i) удаление, по меньшей мере, большинства серосодержащих соединений из потока газообразного сырья путем промывания водным раствором амина в одном или более реакторов, при необходимости, с последующим одним или более дальнейшими способами обработки; (ii) регулирование, где необходимо, количества диоксида углерода в сырьевом потоке стадии (i) для поддержания его в диапазоне 0,25-2,0 об.%, предпочтительно 0,5-1,5 об.% от обработанного сырьевого потока; (iii) использование сырьевого потока стадии (ii), чтобы обеспечить синтез-газ; и (iv) каталитическое преобразование синтез-газа стадии (iii) при повышенной температуре и давлении, чтобы получить газообразные, жидкие и необязательно твердые при нормальных условиях углеводороды.

Description

Настоящее изобретение относится к способу частичного удаления диоксида углерода из газового потока, используемого в качестве углеводородного исходного сырья.
Известны различные способы для конверсии газообразного углеводородного исходного сырья, особенно метана из природных источников, например природного газа, попутного газа и/или метана угольного пласта, в жидкие продукты, особенно метанол и жидкие углеводороды, в частности парафиновые углеводороды. При температуре окружающей среды и давлении эти углеводороды могут находиться в газообразном, жидком и (часто) твердом состоянии. Такие способы часто требуют их проведения в установках, находящихся далеко от места добычи и/или в море, где прямое использование газа невозможно. Транспортирование газа, например, по трубопроводу или в форме сжиженного природного газа требует чрезвычайно больших капиталовложений или просто непрактично. Это является справедливым еще в большей степени в случае относительно малых объемов добычи и/или малых площадей месторождений. Повторное закачивание газа приводит к дополнительным затратам при производстве нефти, и, в случае попутного газа, может приводить к нежелательным результатам при производстве сырой нефти. Сжигание попутного газа является нежелательным как с точки зрения истощения углеводородных источников, так и ввиду загрязнения окружающей среды. Способ, часто используемый для конверсии углеродсодержащего исходного сырья в жидкие и/или твердые углеводороды, представляет собой хорошо известный способ Фишера-Тропша.
Способ Фишера-Тропша может использоваться для конверсии углеводородного исходного сырья в жидкие и/или твердые углеводороды. Исходное сырье (например, природный газ, попутный газ и/или метан угольного пласта, остаточные (сырые) нефтяные фракции или уголь превращается в газогенераторе, необязательно в комбинации с блоком реформинга, в смесь водорода и монооксида углерода (эта смесь часто называется синтез-газ или сингаз).
Синтез-газ вводится в реактор Фишера-Тропша, где он превращается в одну или более стадий с использованием соответствующего катализатора при повышенной температуре и давлении в парафиновые углеводороды из ряда от метана до высокомолекулярных соединений, содержащих до 200 атомов углерода, или, при особых условиях, даже более.
Углеводороды, полученные в реакторе Фишера-Тропша, переходят в установку гидрогенизации, предпочтительно установку гидроизомеризации/гидрокрекинга и после этого в установку дистилляции.
Исходное сырье, являющееся природным продуктом, содержит ряд примесей. Эти примеси не удаляются при частичном окислении исходного сырья с образованием сингаза. Главные примеси представляют собой сероводород, диоксид углерода, меркаптаны и другие серосодержащие соединения, такие как тиофенолы и ароматические серосодержащие соединения, а также сульфид карбонила, иногда также называемый как серооксид углерода и обычно известный как СО8. Желательным является, как правило, удаление если не всех примесей, то некоторых из них, до использования сингаза в реакторе ФишераТропша, поскольку, по меньшей мере, серосодержащие соединения уменьшают эффективность обычно используемых катализаторов в способах Фишера-Тропша, отравляя катализаторы.
Удаление серосодержащих соединений из газовых потоков, содержащих такие соединения, всегда имело большое значение в прошлом и на сегодняшний день еще более усилилось ввиду непрерывно ужесточающихся экологических стандартов. Это касается продуктов горения как полученных при горении органических соединений, таких как уголь, а также потоков природного газа, которые используются, например, для получения синтез-газа и для бытового использования или транспортируются как сжиженный природный газ.
Загрязняющие примеси серы, содержащиеся в потоках природного газа, включают кроме сероводорода сульфид карбонила и меркаптаны. Меркаптаны из-за присущего им запаха могут быть обнаружены, когда уровень их концентрации составляет части на миллион. Таким образом, для пользователей природного газа желательно, чтобы концентрации меркаптанов были понижены и составляли, например, меньше чем 5 или даже меньше чем 2 миллионных долей на единицу объёма (рршу), а общая концентрация серосодержащих соединений составляла, например, меньше чем 30 или предпочтительно меньше чем 20 рршу, например 15 или 10 рршу. Технические требования к газу, соответствующему требованиям поставки, часто упоминают общую концентрацию серы меньше чем 4 рршу.
Многочисленные скважины природного газа производят то, что называется сернистый нефтяной газ, то есть природный газ, содержащий сероводород, часто в комбинации с меркаптанами, причем общее количество серосодержащих соединений присутствует в концентрациях, которые не позволяют использовать природный газа непосредственно. Значительные усилия были потрачены на поиски технологически и экономически эффективного способа, позволившего удалить эти нежелательные соединения.
Известен ряд способов для удаления серосодержащих соединений из газовых потоков, таких как природный газ. В основе этих способов лежит метод физической и/или химической абсорбции, адсорбция сплошного слоя и/или химическая реакция. Способы физической и/или химической абсорбции имеют недостаток, связанный с тем, что они часто сталкиваются с трудностями в достижении низкой концентрации нежелательных серосодержащих веществ, если только не используются (чрезвычайно) большие реакторы. Способы адсорбции сплошного слоя имеют недостаток, что они способны адсорбировать ограниченные количества нежелательных соединений, в то время как регенерация относительно трудо
- 1 013794 емкая. Особенно большие сплошные слои требуют сравнительно большого количества времени для регенерации и требуются непропорционально большие количества регенерационного газа. Кроме того, твердые адсорбционные слои обычно также удаляют воду, таким образом, требуя частые регенерации.
Серосодержащие соединения, особенно сероводород в сочетании с меркаптанами и необязательно с сульфидом карбонила, могут быть удалены из газовых потоков, особенно потоков природного газа, комбинированным способом, известным из XVО 2004/047955, в котором на первой стадии физической/химической абсорбции удаляют большую часть сероводорода и часть меркаптанов и на второй стадии твердой адсорбции удаляют оставшийся сероводород и оставшуюся часть меркаптанов и других серосодержащих соединений.
В вышеупомянутом способе используют хорошо зарекомендовавший себя способ физической/химической абсорбции. Такой способ описан, например, в ОБ 2103645 и ОБ 2103646 и введен в настоящее описание путем ссылки. Почти весь сероводород удаляют очень эффективным путем. Поскольку только часть меркаптанов должна быть удалена на первой стадии, в способе исключено использование очень больших и неэффективных реакторов. На второй стадии относительно малый твердый адсорбционный слой может использоваться для удаления оставшейся части меркаптанов. Это обусловлено тем фактом, что почти весь сероводород уже был удален на первой стадии вместе с частью меркаптанов. Регенерация такого слоя не очень трудная или трудоемкая. Таким образом, вышеупомянутое сочетание способов удаления серы приводит к полному эффективному удалению сероводорода, меркаптанов и необязательно части диоксида углерода и сульфида карбонила, т.к. исключает недостатки использования только одной технологии или других технологий. Кроме того, обработка регенерационным газом сплошного слоя адсорбера в специальном адсорбере оптимизирует процесс. Используемый растворитель специального адсорбера регенерируют в том же самом регенераторе, который использован в основном процессе.
Природный газ также может содержать различные количества диоксида углерода. В настоящее время диоксид углерода обычно удаляют, но его также могут просто выпускать в атмосферу. Однако вводятся ужесточающиеся нормы законодательства относительно загрязняющих выбросов диоксида углерода.
В настоящем изобретении обнаружено, что может быть желательно поддерживать некоторое количество диоксида углерода в газовом потоке, поскольку он частично используется потоком в установке Фишера-Тропша. Таким образом, диоксид углерода может быть только частично удален из потока сырьевого газа, что уменьшает необходимость иметь дело с любым избытком.
Настоящее изобретение обеспечивает способ удаления серосодержащих соединений из газовых потоков и регулирование уровня диоксида углерода в них.
Таким образом, настоящее изобретение относится к способу получения газообразных, жидких и необязательно твердых при нормальных условиях углеводородов из потока легкого углеводородного сырьевого газа, содержащего серосодержащие соединения и диоксид углерода, причем способ содержит стадии, на которых:
(ί) удаляют, по меньшей мере, большинство серосодержащих соединений из потока сырьевого газа способом промывания водным амином в одном или более реакторов, необязательно, с последующим одним или более способами обработки;
(й) регулируют, при необходимости, количество диоксида углерода в исходном потоке на стадии (ί) так, чтобы оно находилось в диапазоне 0,25-2,0 об.%, предпочтительно 0,5-1,5 об.%, более предпочтительно 0,6-1,0 об.% обработанного исходного потока;
(ίίί) используют сырьевой поток стадии (ίί) для обеспечения синтез-газа и (ίν) каталитически преобразуют синтез-газ стадии (ίίί) при повышенной температуре и давлении с получением газообразных, жидких и необязательно твердых при нормальных условиях углеводородов.
Для способа согласно изобретению в качестве легкого углеводородного сырьевого газа подходящим является метан, природный газ, попутный газ или смесь С1-4 углеводородов. Сырье содержит главным образом, например, больше чем 75 об.%, в частности больше чем 90 об.%, предпочтительно больше чем 94 об.% С1-4 углеводородов. Сырье, в частности, содержит по меньшей мере 60 об.% метана, предпочтительно по меньшей мере 75 об.%, более предпочтительно по меньшей мере 90 об.%. Наиболее подходящим для использования является природный или попутный газ.
Серосодержащие соединения, присутствующие в потоке сырьевого газа, обычно представляют собой сероводород, меркаптаны и необязательно сульфид карбонила, преимущественно сероводород.
Поток сырьевого газа в способе согласно изобретению может содержать как низкие, так и высокие количества серосодержащих соединений и диоксида углерода. Соответственно общий поток сырьевого газа содержит от 0,05 до 20 об.% сероводорода, от 1 до 1500 ρρтν меркаптанов и от 0,25 до 40 об.% диоксида углерода, предпочтительно от 0,1 до 15 об.% сероводорода, от 20 до 1000 ρρтν меркаптанов и от 0,5 до 20 об.% диоксида углерода. В конкретном варианте осуществления изобретения поток сырьевого газа содержит сероводород в количестве между 0,15 и 10 об.%.
Присутствие таких количеств Н2§ препятствует удалению меркаптанов, поскольку предпочтительно адсорбируется Н2§. Таким образом, удаление таких количеств сероводорода и меркаптанов из газово
- 2 013794 го потока одновременно или на одной стадии расценивается как очень трудное.
Способ промывания на стадии (ί) в способе согласно изобретению может содержать одно или более пропускание через один реактор, или ряд стадий. Предпочтительно однократное пропускание через один реактор. Оно должно быть достаточным при удаления сероводорода (и, по меньшей мере, для удаления части диоксида углерода до желательного уровня).
Способ промывания включает промывание потока сырьевого газа водным раствором амина и необязательно физическим растворителем. Использование водных растворов амина, содержащих физический растворитель для удаления так называемых кислотных газов, таких как сероводород и необязательно диоксид углерода и/или СО8 из газового потока, содержащего эти соединения, уже было описано (см., например, Л.Ь. КоЫ аиб Р.С. К1е8еиГе1б, 1974, Оак РшгГюабои, 2иб ебйюи, Си1ГРиЬйкЫид Со. Ноик1ои апб Κ.Ν. Маббох, 1974, Оак апб Ыс.|шб 8тее1ешпд, СатрЬе11 Ре1го1еиш 8епек).
Этот способ промывания, по меньшей мере, частично основан на том, что диоксид углерода и сероводород обладают высокой растворимостью в определенных растворителях под давлением и затем легко выделяются из раствора при уменьшении давления, как обсуждено ниже.
В промышленном масштабе существуют в основном две категории абсорбционных растворителей в зависимости от механизма абсорбции кислотных компонентов: химические растворители и физические растворители. Каждый растворитель имеет свои преимущества и недостатки в отношении таких характеристик, как емкость, кинетические характеристики, регенерируемость, избирательность, стабильность, коррозионная активность, условия нагревания/охлаждения и т.д.
Химические растворители, которые используются в способе согласно настоящему изобретению, представляют собой первичные, вторичные и/или третичные амины, которые являются производными алканоламинов, в частности амины, являющиеся производными этаноламина, в частности моноэтаноламин (МЕА), диэтаноламин (ΌΕΑ), триэтаноламин (ТЕА), диизопропаноламин (ΌΙΡΑ) и метилдиэтаноламин (ΜΌΕΑ) или их смеси.
Физические растворители, которые являются подходящими для способа согласно настоящему изобретению, представляют собой циклотетраметиленсульфон и его производные, амиды алифатических кислот, Ν-метилпирролидон, Ν-алкилированные пирролидоны и соответствующие пиперидоны, метанол, этанол и смеси диалкилэфиров полиэтиленгликолей или их смеси.
Смешанные системы демонстрируют хорошую абсорбционную способность и хорошую избирательность и в то же время требуют умеренных капитальных вложений и технологических затрат. Они демонстрируют очень хорошие результаты при высоких давлениях, особенно между 20 и 90 бар. Предпочтительно на стадии удаления сероводорода удаляется между 90 и 100 мол.% сероводорода, исходя из общего количества сероводорода, содержащегося в газовом потоке, предпочтительно между 95 и 100 мол.%, более предпочтительно между 99 и 100%, даже более предпочтительно между 99,9 и 100%. Более предпочтительно сероводород удаляют до уровня меньше чем 10 рршу, более предпочтительно до уровня меньше чем 5 рршу. Также количества СО8 и меркаптанов должны быть сокращены до 10 рршу, предпочтительно 5 рршу. Дальнейшее восстановление меркаптанов возможно реакцией с водородом (например, 1 об.% на природный газ) на катализаторе десульфуризации, например СоМо-катализаторе или Νί^-катализаторе. Дальнейшее восстановление СО8 возможно гидролизом, например, на катализаторе из диоксида титана. Сероводород, полученный после обработки амином, и/или полученный восстановлением меркаптана или гидролизом СО8, удаляют до уровня ниже 10 миллиардных долей на единицу объёма (ррЬу), предпочтительно 2 ррЬу абсорбцией, например, с 2иО или Си или металлическим Νί.
Предпочтительным физическим растворителем является сульфолан. Предпочтительным амином является вторичный или третичный амин, предпочтительно соединение амина является производным этаноламина, более предпочтительно - ΌΙΡΑ, ΌΕΑ, ММЕА (монометилэтаноламин), ΜΌΕΑ или ΌΕΜΕΑ (диэтилмоноэтаноламин), предпочтительно ΌΙΡΑ или ΜΌΕΑ.
В одном из вариантов осуществления способа водный промывочный раствор амина содержит от 15 до 60 мас.% воды и от 40 до 85 мас.% амина в расчете на общую массу раствора. Альтернативно, водный раствор амина содержит от 10 до 50 мас.% воды и необязательно от 10 до 45 мас.% физического растворителя и от 20 до 65 мас.% амина в расчете на общую массу раствора.
В одном из вариантов осуществления настоящего изобретения водный раствор амина содержит от 20 до 35 мас.% воды, от 20 до 35 мас.% физического растворителя и от 40 до 55 мас.% амина в расчете на общую массу раствора.
Общее массовое содержание упомянутых выше компонентов раствора должно всегда составлять 100%.
Промывание водным раствором амина на стадии (ί) проводят при температуре по меньшей мере 20°С, предпочтительно при температуре, находящейся в интервале 25 и 90°С, более предпочтительно между 30 и 55°С и при давлении между 15 и 90 бар.
Насыщенный растворитель, полученный в процессе промывания, содержит сероводород, меркаптаны и необязательно некоторое количество диоксида углерода и сульфида карбонила. Он также может содержать заметные количества растворенных некислотных компонентов из газовой смеси, которая подвергается очистке, например углеводороды, монооксид углерода и/или водород. Соответственно, исполь
- 3 013794 зуемый растворитель восстанавливают в регенераторе при относительно низком давлении и высокой температуре. Получают обедненный растворитель и газовый поток, содержащий сероводород, меркаптаны и необязательно диоксид углерода и сульфид карбонила. Может быть предпочтительнее удалить некислотные компоненты и диоксид углерода, по меньшей мере, частично из насыщенного растворителя, испарением под давлением, которое является выше, чем сумма парциальных давлений, сероводорода и диоксида углерода, находящихся в насыщенном растворителе. Таким образом только небольшие количества сероводорода и диоксида углерода удаляются из растворителя вместе с некислотными соединениями. На второй стадии насыщенный растворитель может быть испарен при давлении ниже суммы парциальных давлений сероводорода и диоксида углерода, находящихся в насыщенном растворителе при преобладающей температуре, то есть при давлении обычно между 1 и 5 бар. Испарение при атмосферном давлении предпочтительно. Температура на последней операции испарения находится соответственно в диапазоне от 50 до 120°С, предпочтительно между 60 и 90°С.
Процесс промывания осуществляют путем удаления кислотного газа, который выборочно удаляет сероводород и органические соединения серы, при максимизации сдвига диоксида углерода.
Регулирование количества диоксида углерода, поддерживаемого в потоке сырьевого газа в процессе промывания и при необходимости в процессе дополнительной обработки на стадии (1) может быть осуществлено различными средствами. Обычно регулирование будет проводиться в реакторе для промывания водным раствором амина. Ряд параметров может быть использован для увеличения эффекта этого регулирования, включая один или более из следующих параметров, выбранных из группы, включающей количество промывного материала (на объем сырьевого газа, то есть отношения между ними), тип промывного материала, температура промывного материала, размер реактора, температура и/или давление потока исходного газа и уровень серосодержащих соединений и диоксида углерода в потоке сырьевого газа.
Что касается температуры и/или давления потока сырьевого газа, они могут, конечно, быть изменены между стадиями извлечения природного газа из его источника и процессом промывания, но может также быть возможным использование, например, природного газа в извлеченной форме, которая может, например, иметь давление около 70 бар и температуру между около 40-50°С.
Промывочный реактор(ы) может включать любые средства для регулирования количества промывочного материала в реакторе, которые могут зависеть как от его объема, так и его скорости, обычно основанной на давлении. Естественно, чем большее количество промывочного материала на объем сырьевого газа, тем больше степень ожидаемой абсорбции диоксида углерода.
Реактор(ы) может также быть снабжен одним или более средством для подачи потока промывного материала, расположение которых воздействует на степень и количество абсорбции диоксида углерода, который проходит через реактор(ы).
Обычно промывочные реакторы являются удлиненными и вертикальными, так что поток сырьевого газа течет вверх и в противоток с падающим потоком промывочного материала. Реактор может иметь любой соответствующий размер, форму и конструкцию, которые способны эффективно абсорбировать диоксид углерода промывочным материалом. Это включает рассмотрение регулирования отношения промывочный жидкости к количеству потока сырьевого газа предпочтительно, чтобы полностью или в значительной степени удалить сероводород и обеспечить регулирование степени абсорбции диоксида углерода.
Известно, что скорость абсорбции сероводорода и диоксида углерода отличается по длине удлиненного реактора, так что другой параметр представляет собой размер реактора и расстояние и/или время пропускания потока сырьевого газа в процессе промывания. Может быть возможно удалить поток сырьевого газа из реактора через различные выходные люки или зоны, в которых выходные люки или зоны обеспечивают поток сырьевого газа, имеющий определенный заранее состав, особенно процентное содержание диоксида углерода. Различные выходные люки по длине реактора могут позволить извлекать различные обработанные составы потока сырьевого газа в соответствии с тем, что предпочтительно или желательно.
Сдвиг диоксида углерода в обработанном газовом потоке благоприятен, потому что его присутствие помогает произвести большее количество монооксида углерода при последовательных реакциях таких, как обратимые водные реакции смещения равновесия в установке парового реформинга метана, или установке получения водорода, также как частичное окисление и/или процессы реформинга.
Количества сероводорода и меркаптанов предпочтительно сокращены путем промывания на стадии (ί) до или ниже 500 ррт, предпочтительно до или ниже 50 ррт, количества которых могут быть далее сокращены при использовании молекулярных сит и/или защитных слоев, как обсуждено в дальнейшем. Уровень СО8 предпочтительно сокращен до или ниже 100 ррт. Практически использование всех описанных здесь способов обработки на стадии (1) может обеспечить газовый поток, обычно содержащий меньше чем 5 ррт сероводорода и меркаптанов.
Один дальнейший способ обработки на стадии (1) включает одно или более кристаллических молекулярных сит, более предпочтительно сито(а), имеющее средний диаметр пор 5 А или более. В предпочтительном варианте осуществления используют по меньшей мере два слоя молекулярных сит, содержа
- 4 013794 щих широкий диаметр пор, предпочтительно один слой, имеющий молекулярные сита 5 А, а другой слой, содержащий сита с большим диаметром пор, предпочтительно приблизительно 7,4 А (такие как, например, 13Х молекулярное сито). Молекулярное сито, имеющее диаметр поры 5 А, удаляет сероводород (если он присутствует), метилмеркаптан и некоторое количество этилмеркаптана, в то время как второй слой удаляет остаток этилмеркаптана и более высшие меркаптаны.
Следует принимать во внимание, что выше обозначенные слои могут быть использованы в единичном аппарате или могут быть распространены на два или более аппаратов. Преимущество использования более чем одного аппарата состоит в том, что каждый аппарат может использоваться и регенерироваться при наиболее оптимальных условиях. Этот процесс соответственно проводится при температуре 25°С и давлении между 15 и 90 бар.
Регенерация слоев молекулярного сита может быть выполнена соответствующими инертными газами. Это предпочтительно для использования углеводородного потока, особенно углеводородного потока, полученного способом согласно настоящему изобретению. Регенерационный газ, содержащий меркаптаны этой части процесса промывания, предпочтительно повторно смешивается с исходным газовым потоком. Предпочтительно используют специальный абсорбер (особенно, если основной абсорбер не использует физический растворитель).
Соответственно количество меркаптанов, которые удаляют водным потоком амина в процессе промывания, находится между 70 и 93 мол.% (удаленных меркаптанов), предпочтительно между 75 и 90 мол.% и количество, которое удаляют, используя одно или более молекулярное сито, находится между 30 и 7 мол.% (удаленных меркаптанов), предпочтительно между 25 и 10 мол.%.
В методе промывания на стадии (ί) удаляется по меньшей мере 90 мол.% сероводорода (в расчете на общее количество сероводорода, представленного в газовом потоке), предпочтительно 95 мол.%, более предпочтительно 98 мол.%. Количество меркаптанов в потоке сырьевого газа, который мог быть обработан молекулярным ситом(ами), может быть между соответственно 5 и 60 ррту, предпочтительно между 10 и 50 ррту.
Способ промывания и любые дальнейшие способы обработки на стадии (ί) настоящего изобретения может проводиться в непрерывном режиме, предпочтительно используя непрерывный процесс регенерации водного промывочного раствора, с последующим использованием двух или более реакторов, содержащих молекулярные сита. В процессе регенерации давление насыщенного промывочного раствора уменьшают обычно на одной или двух стадиях, с последующим увеличением температуры. Предпочтительно увеличение температуры проводят ступенчатым способом. При использовании двух или более реакторов с молекулярными ситами по меньшей мере один реактор может работать в режиме адсорбции, и по меньшей мере один реактор может работать в десорбирующем (регенерирующем) режиме. В зависимости от фактической ситуации может иметься комбинация двух, трех, четырех или даже более реакторов, из которых один или более работают в режиме абсорбции, другие - в различных ступенях режима десорбции.
Еще один способ обработки на стадии (ί) содержит пропускание потока сырьевого газа через один или большее количество защитных слоев, в частности защитные слои сероводорода, предпочтительно ниже по ходу технологического потока в способе промывания и любой обработке молекулярными ситом(ами). Один или каждый защитный слой сероводорода будет включать один или более адсорбентов сероводорода. Такие адсорбенты хорошо известны специалистам в данной области техники и могли быть такими же или отличными от адсорбентов сероводорода, использованных в других местах в системах синтеза углеводородов, таких как защитные слои, используемые в других способах, удаляющих сульфиды. Такие адсорбенты включают оксид цинка, оксид железа и металл. Один или каждый адсорбент может быть промотирован одним или более металлом, таким как медь. При использовании двух или больше защитных слоев в настоящем изобретении один или каждый защитный слой может включать один или более различных адсорбентов, и каждый защитный слой может включать тот же самый или отличный адсорбент(ы) от другого защитного слоя(ев).
В одном варианте осуществления настоящего изобретения по меньшей мере один защитный слой сероводорода включает оксид цинка. Он абсорбирует сероводород, чтобы обеспечить сульфид цинка по реакции, известной в области техники
Н28 + ΖηΟ Ζη8 + Н2О
В другом варианте осуществления настоящего изобретения способ включает либо в добавление, либо как альтернатива защитному слою на основе оксида цинка защитный слой на основе меди, промотированный оксидом цинка.
Один или каждый защитный слой сероводорода может необязательно также содержать оксид алюминия и/или активированный уголь.
Другой способ обработки содержит стадию дегидратации потока сырьевого газа. Вода может быть удалена любым способом или комбинацией способов. Один способ для этого представляет собой уменьшение температуры, с последующим разделением потока сырьевого газа и полученного конденсата. Другой способ представляет собой использование молекулярного сита, предпочтительно с открытыми порами размером меньше чем 5 А, более предпочтительно 4 или 3 А. Обычно поток сырьевого газа из реакто
- 5 013794 ра промывания раствором амина, по меньшей мере, частично, обычно в основном насыщен водой, и дегидратация помогает полностью или в значительной степени удалить такую воду из потока сырьевого газа перед любой необязательной дальнейшей обработкой. Способ дегидратации может следовать непосредственно за способом промывания водным амином.
Другой способ обработки на стадии (1) включает пропускание потока сырьевого газа через установку газоконденсатных жидкостей (ЫСЬ), используя криогенную дистилляцию, чтобы отделить материалы, такие как любые С2-5 соединения. Это может происходить при температуре в диапазоне от -10 до -80°С, особенно в диапазоне от -20 до -50°С. Давление может быть между 10 и 100 бар, предпочтительно между 20 и 80 бар.
В ЫСЬ установке может быть использовано несколько криогенных дистилляционных блоков. Например, в первом блоке может быть удален метан, во втором блоке может быть удален этан, в третьем блоке может быть удален пропан и в четвертом блоке может быть удален бутан от оставшихся С5+ углеводородов. Также возможно объединить, например, первый и второй блок необязательно с последующим разделением метана и этана. Также третий и четвертый блок может быть объединен необязательно с последующим разделением пропана и бутана. Также возможно сначала удалить С5+ углеводороды с последующим разделением С1/С2 от С3/С4 необязательно с последующим разделением С1 и С2 и/или С3 и С4. Другие комбинации также возможны. Предпочтительно существует оптимальное объединение блоков разделения, особенно в отношении охлаждения некоторых потоков. Низкие температуры могут быть получены от внешнего источника или предпочтительно получены адиабатическим расширением, например, через клапан Джоуля-Томпсона или в турбине со ступенями давления. Количество присутствующих С2-С4 соединений представляет собой предпочтительно между 1 и 30 об.% общего потока, более предпочтительно между 3 и 20 об.%. Этан обычно присутствует в количествах между 1 и 15 об.% общего потока, особенно между 2 и 10 об.%. Пропан обычно присутствует в количествах между 0,5 и 10 об.% от общего потока, особенно между 1 и 6 об.%. Бутан обычно присутствует между 0,1 и 5 об.% от общего потока, особенно между 0,2 и 3 об.%. Количество С5+ соединения обычно составляет до 5 об.%, особенно до 3 об.% от общего потока. Азот может присутствовать в потоке сырьевого газа в количестве до 20 об.% от общего потока, особенно между 1 и 12 об.%. Азот будет заканчиваться в потоке метана или метана/этана. В дальнейшем предпочтительном варианте осуществления азот отделяют от метана, чтобы минимизировать количество инертных газов в сингазе. В дальнейшем предпочтительном варианте осуществления имеется объединение между блоком удаления азота и блоком жидкой экстракции природного газа по холоду.
Для криогенного процесса, как описано выше, диоксид углерода не будет представлять проблему. Когда количество диоксида углерода составляет больше чем 2 об.%, например 3 об.%, диоксид углерода может вымораживаться в криогенных секциях. Таким образом, количество диоксида углерода, как определено в основном пункте формулы изобретения, позволяет полностью выделить газоконденсатные жидкости из потока природного газа, в то время как это позволяет максимально выделить углерод (как монооксид углерода после газификации) насколько возможно.
Понятно, что специалист в данной области способен выбрать наиболее подходящий способ промывания и дальнейшей обработки и использование способов в соответствующем порядке.
Газовый поток, обеспечиваемый стадией (п) способа настоящего изобретения, может использоваться при подготовке синтез-газа одним или большим количеством способов, известных специалисту в данной области техники, таких как способ газификации 811е11. Детальный обзор этого способа может быть найден в Θίΐ апб Сак 1оигпа1, 8ер1ешЬег 6,1971, рр. 86-90.
Газовый поток, обеспечиваемый стадией (й) способа настоящего изобретения, может также использоваться в любой другой подходящей части, блоке или аппарате, либо составляющих единое целое, либо соединенных вместе, в системе синтеза углеводородов для обеспечения энергией и/или мощностью одну или большее количество частей, или для подачи в другие способы, такие как способ производства углеводородов. Они включают различные способы реформинга, включая без конкретных ограничений паровой реформинг метана, реформинг диоксида углерода и т.д., так же как различные производственные способы с использованием водорода.
Таким образом, настоящее изобретение также обеспечивает способ получения обогащенного водородом потока из потока легкого углеводородного сырьевого газа, в котором поток сырьевого газа включает серосодержащие соединения и диоксид углерода, содержащий следующие стадии, на которых:
(ί) удаляют, по меньшей мере, большинство серосодержащих соединений из потока сырьевого газа путем промывания водным амином в одном или более реакторов, при необходимости, с последующим одним или более способами обработки, как описано выше;
(ίί) регулируют, где необходимо, количество диоксида углерода в исходном потоке на стадии (1) для поддержания его количества в диапазоне 0,25-2,0 об.%, предпочтительно 0,5-1,5 об.%, более предпочтительно 0,6-1,0 об.% обработанного исходного потока;
(ίίί) используют сырьевой поток стадии (ίί), чтобы обеспечить обогащенный водородом поток.
В этом способе метод промывания на стадии (ί) предпочтительно содержит один или более процессов, описанных выше. Предпочтительно способом, образующим обогащенный водородом поток, являет
- 6 013794 ся способ реформинга.
Настоящее изобретение также обеспечивает углеводородный продукт или продукты, всякий раз образующиеся в описанном способе, включая любые продукты, полученные гидроконверсией, и/или гидрокрекингом, и/или гидрированием углеводородных продукта(ов). В частности, настоящее изобретение обеспечивает продукты, обычно образованные в способе Фишера-Тропша, включая базовые масла, полученные депарафинизацией растворителем и/или каталитической депарафинизацией.
Продукты синтеза Фишера-Тропша могут составлять продукты от метана до тяжелого парафинового воска. Предпочтительно получение метана минимизировано, и значительная часть произведенных углеводородов имеет углеродную цепочку по меньшей мере с 5 атомами углерода. Предпочтительно количество С5+ углеводородов составляет по меньшей мере 60 мас.% от общего продукта, более предпочтительно по меньшей мере 70 мас.%, даже более предпочтительно по меньшей мере 80 мас.%, наиболее предпочтительно по меньшей мере 85 мас.%.
Катализаторы Фишера-Тропша известны специалистам в данной области техники и обычно содержат компонент металлов VIII группы, предпочтительно кобальт, железо и/или рутений, более предпочтительно кобальт. Как правило, катализаторы включают носитель катализатора. Носитель катализатора предпочтительно является пористым, типа пористого неорганического жаропрочного оксида, более предпочтительно оксид алюминия, диоксид кремния, диоксид титана, диоксид циркония или их смеси.
Ссылки на Периодическую таблицу и группы здесь относятся к предыдущей ШРЛС версии Периодической таблицы элементов, такой как описано в 68 Εάίΐίοη о£ 111е НапбЬоок о£ СйетЩгу апб Рйу51С5 (СРС Рге§5).
Оптимальное количество каталитически активного металла, присутствующего на носителе, зависит, в частности, от специфики каталитически активного металла. Как правило, количество кобальта, представленного в катализаторе, может составлять от 1 до 100 мас.ч. на 100 мас.ч. материала-носителя, предпочтительно от 10 до 50 мас.ч. на 100 мас.ч. материала-носителя.
Катализатор соответственно имеет средний диаметр 0,5-15 мм. Одной формой катализатора является экструдат. Такие экструдаты соответственно имеют длину 2-10 мм, предпочтительно 5-6 мм и площадь поперечного сечения соответственно 1-6 мм2, предпочтительно 2-3 мм2.
Каталитически активный металл может присутствовать в катализаторе вместе с одним или больше металлическими промоторами или со-катализаторами. Промоторы могут присутствовать в виде металла или как металлический оксид, в зависимости от специфического рассматриваемого промотора. Соответствующие промоторы включают оксиды металлов из групп ΙΙΑ, ΙΙΙΒ, ΐνΒ, νΒ, νίΒ и/или νΐΙΒ Периодической таблицы, оксиды лантаноидов и/или актиноидов. Предпочтительно катализатор содержит по меньшей мере один из элементов группы ΙνΒ, νΒ и/или νΙΙΒ Периодической таблицы, в частности титан, цирконий, марганец и/или ванадий. Как альтернатива или в дополнение к металлическому оксидному промотору катализатор может содержать металлический промотор, выбранный из группы νΙΙΒ и/или νΙΙΙ Периодической таблицы. Предпочтительные металлические промоторы включают рений, платину и палладий.
Наиболее подходящий катализатор содержит кобальт как каталитически активный металл и марганец и/или ванадий как промотор.
Промотор, если он присутствует в катализаторе, обычно находится в количестве от 0,1 до 60 мас.ч. на 100 мас.ч. материала-носителя. Следует, однако, принимать во внимание, что оптимальное количество промотора может измениться для соответствующих элементов, которые действуют как промотор. Если катализатор содержит кобальт как каталитически активный металл и марганец и/или ванадий как промотор, кобальт: (марганец + ванадий) атомное отношение предпочтительно составляет по меньшей мере 12:1.
Синтез Фишера-Тропша предпочтительно проводят при температуре в диапазоне от 125 до 350°С, более предпочтительно от 175 до 275°С, наиболее предпочтительно от 200 до 260°С. Давление предпочтительно находится в диапазоне от 5 до 150 бар абс., более предпочтительно от 5 до 80 бар абс.
Газообразная часовая объемная скорость может измениться в широких пределах диапазонов и обычно находится в диапазоне от 500 до 10,000 нл/1/ч, предпочтительно в диапазоне от 1000 до 4000 нл/1/ч.
Понятно, что квалифицированный специалист способен выбрать наиболее подходящие условия для определенной конфигурации реактора и режима реакции. Они включают возможную рециркуляцию образованных продуктов, таких как газы и воски.
Настоящее изобретение обеспечивает способность регулировать уровень диоксида углерода в потоке сырьевого газа, находящийся между 0,25-2,0 об.%, предпочтительно 0,5-1,5 об.%, более предпочтительно приблизительно 1,25 об.% и необязательно выше 1,25 об.%. Такой диапазон обеспечивает увеличенный уровень углерода, чтобы получить большее количество монооксида углерода, как упомянуто выше, пока не воздействуют способы промывания или экстракции или ΝΟΕ-экстракционная установка.
Настоящее изобретение также обеспечивает очищенный поток сырьевого газа всякий раз, полученный одним или более способом промывания, как выше определено, а также применение такого газового потока в любой части, способе, блоке, аппарате или в системе синтеза углеводородов. Изобретение
- 7 013794 включает подготовку синтез-газа для способа синтеза углеводородов, такого как способ ФишераТропша.

Claims (11)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Способ получения газообразных, жидких и при необходимости твердых при нормальных условиях углеводородов из потока газообразного сырья, содержащего легкие углеводороды, серосодержащие соединения и диоксид углерода, причем способ включает следующие стадии, на которых:
    (ί) удаляют, по меньшей мере, большинство серосодержащих соединений из потока газообразного сырья путем промывания водным раствором амина в одном или более реакторов, затем осуществляют удаление газоконденсатных жидкостей уменьшением температуры потока газообразного сырья предпочтительно до -40°С или ниже и при необходимости проводят последующие одну или более операций промывания;
    (й) регулируют, если необходимо, количество диоксида углерода в потоке газообразного сырья на стадии (ί) для поддержания его в диапазоне 0,25-2,0 об.%, предпочтительно 0,5-1,5 об.%, в обработанном сырьевом потоке;
    (ΐϊϊ) используют поток газообразного сырья стадии (п) в качестве синтез-газа и (ίν) каталитически преобразуют синтез-газ стадии (ш) при повышенной температуре и давлении для получения газообразных, жидких и при необходимости твердых при нормальных условиях углеводородов.
  2. 2. Способ по п.1, в котором серосодержащие соединения представляют собой сероводород, меркаптаны и необязательно сульфид карбонила, в частности сероводород, предпочтительно 0,15-10 об.% сероводорода.
  3. 3. Способ по п.2, в котором поток газообразного сырья, содержащего легкие углеводороды, содержит 0,05-20 об.% сероводорода, 1-1500 ρρтν меркаптанов и 0,25-40 об.% диоксида углерода, предпочтительно 0,1-15 об.% сероводорода, особенно 0,15-10 об.% сероводорода, от 20 до 1000 ρρтν меркаптанов и от 0,5 до 20 об.% диоксида углерода.
  4. 4. Способ по п.3, в котором процесс промывания стадии (ί) включает промывание потока газообразного сырья водным промывным раствором амина, причем при этом предпочтительно удаляют большинство сероводорода, часть меркаптанов и необязательно часть диоксида углерода и часть или большинство сульфида карбонила, предпочтительно водный промывной раствор амина содержит от 15 до 60 мас.% воды и от 40 до 85 мас.% амина от общего веса раствора, или водный раствор амина содержит от 10 до 50 мас.% воды и, необязательно, от 10 до 45 мас.% физического растворителя, предпочтительно сульфолана, и от 20 до 65 мас.% амина, все от общего веса раствора.
  5. 5. Способ по п.4, в котором амин является вторичным или третичным амином, предпочтительно производным амина, полученным из этаноламина или их смесей, более предпочтительно ΌΙΡΆ, ΌΕΆ, ΜΜΕΑ, ΜΌΕΆ или ΌΕΜΕΆ, наиболее предпочтительно ΌΙΡΆ или ΜΌΕΆ или их смесь.
  6. 6. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором после процесса промывания стадии (ί) следует стадия дегидратации предпочтительно путем уменьшения температуры с последующим разделением потока газообразного сырья и результирующего конденсированного потока, предпочтительно дегидратацию проводят при температуре в диапазоне от 20 до 25°С.
  7. 7. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором за процессом промывания стадии (ί) следует стадия пропускания потока газообразного сырья через одно или более кристаллическое молекулярное сито(а), предпочтительно сито(а), имеющее средний диаметр поры 5 А или больше, предпочтительно одно молекулярное сито, имеющее диаметр поры 5 А, и одно молекулярное сито, имеющее диаметр поры приблизительно 7,4 А.
  8. 8. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором за процессом промывания стадии (ί) следует стадия пропускания потока газообразного сырья сквозь по меньшей мере один защитный слой, причем защитный слой включает один или большее количество адсорбентов сероводорода, предпочтительно защитный слой(и) расположен за молекулярным ситом(ами).
  9. 9. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором количество диоксида углерода в потоке газообразного сырья регулируют одним или более параметрами стадии (ί), выбранными из количества промывочного материала (на объем газообразного сырья), типа промывочного материала, размера реактора, температуры и/или давления потока газообразного сырья, температуры промывочного материала и уровня сернистых веществ и диоксида углерода в потоке газообразного сырья.
  10. 10. Способ по любому из предшествующих пунктов с последующим гидрокрекингом указанных углеводородов, необязательно с последующей дистилляцией и/или каталитической депарафинизацией.
  11. 11. Способ производства богатого водородом потока газообразного сырья, содержащего легкие углеводороды, в котором поток газообразного сырья включает серосодержащие соединения и диоксид углерода, причем способ содержит стадии, на которых:
    (ί) удаляют, по меньшей мере, большинство серосодержащих соединений из потока газообразного сырья путем промывания водным раствором амина в одном или более реакторов, как описано в пп.1, 4, 5
    - 8 013794 или 9, затем осуществляют удаление газоконденсатных жидкостей уменьшением температуры потока газообразного сырья предпочтительно до -40°С или ниже и при необходимости проводят последующие одну или более операций промывания с последующим одним или более способами обработки, как описано в любом из пп.6-8;
    (ίί) регулируют, если необходимо, количество диоксида углерода в потоке газообразного сырья на стадии (ί) для поддержания его в диапазоне 0,25-2,0 об.%, предпочтительно 0,5-1,5 об.% обработанного сырьевого потока;
    (ίίί) используют сырьевой поток стадии (ίί) для обеспечения обогащенного водородом потока, причем стадия (ίίί) предпочтительно является способом реформинга.
    О Евразийская патентная организация, ЕАПВ
    Россия, 109012, Москва, Малый Черкасский пер., 2
EA200702485A 2005-05-13 2006-05-11 Удаление диоксида углерода из газового потока EA013794B1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
EP05252967 2005-05-13
PCT/EP2006/062226 WO2006120223A1 (en) 2005-05-13 2006-05-11 Removal of carbon dioxide from a gas stream

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA200702485A1 EA200702485A1 (ru) 2008-04-28
EA013794B1 true EA013794B1 (ru) 2010-06-30

Family

ID=35063276

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA200702485A EA013794B1 (ru) 2005-05-13 2006-05-11 Удаление диоксида углерода из газового потока

Country Status (8)

Country Link
US (1) US7820726B2 (ru)
EP (1) EP1879987A1 (ru)
CN (1) CN101175841A (ru)
AU (1) AU2006245727B2 (ru)
EA (1) EA013794B1 (ru)
MY (1) MY146536A (ru)
WO (1) WO2006120223A1 (ru)
ZA (1) ZA200708732B (ru)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US9708557B2 (en) 2012-06-15 2017-07-18 Dow Global Technologies Llc Process for the treatment of liquefied hydrocarbon gas using 2-amino-2(hydroxymethyl) propane-1,3-diol compounds

Families Citing this family (16)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2010123598A1 (en) * 2009-04-20 2010-10-28 Exxonmobil Upstream Research Company Cryogenic system for removing acid gases from a hyrdrocarbon gas stream, and method of removing acid gases
US8303930B2 (en) 2009-05-18 2012-11-06 American Air Liquide, Inc. Processes for the recovery of high purity hydrogen and high purity carbon dioxide
EP2258814A1 (en) * 2009-06-04 2010-12-08 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process for processing fischer-tropsch off-gas
US8430947B2 (en) * 2009-07-17 2013-04-30 Conocophillips Company Water recovery from steam-assisted production
US8387545B2 (en) * 2009-07-17 2013-03-05 Conocophillips Company Water recovery from flue gas in steam-assisted production
US8282707B2 (en) 2010-06-30 2012-10-09 Uop Llc Natural gas purification system
CA2810241C (en) 2010-09-03 2019-10-08 Research Triangle Institute Regenerable ionic liquid solvents for acid -gas separation
NO20110974A1 (no) * 2011-07-05 2013-01-07 Aker Clean Carbon As Utslippskontroll
US9545597B2 (en) * 2011-12-01 2017-01-17 Statoil Petroleum As Continuously stirred tank reactor absorber and flash tank stripper system
CN104275072B (zh) * 2013-07-05 2016-06-08 中国石油天然气股份有限公司 一种化学物理复合吸收剂捕集co2的方法
CN103394277B (zh) * 2013-08-06 2015-11-18 国家电网公司 一种脱除燃煤烟气中二氧化碳的有机胺复合吸收剂
FR3014862B1 (fr) * 2013-12-17 2016-01-01 Axens Procede de purification du gaz de synthese par voie de lavage sur des solutions aqueuses d'amines
CN109900908A (zh) 2014-03-20 2019-06-18 生物辐射实验室股份有限公司 糖化蛋白质试验
JP2016215174A (ja) * 2015-05-26 2016-12-22 株式会社東芝 二酸化炭素回収システムおよび二酸化炭素回収システムの運転方法
CN105148713A (zh) * 2015-10-13 2015-12-16 叶澄 去除燃油锅炉尾气中二氧化硫、三氧化硫和硫化氢的方法
CN113388426B (zh) * 2020-03-12 2022-08-05 中国石油天然气股份有限公司 脱蜡剂及天然气脱蜡处理方法

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
GB1589231A (en) * 1977-04-21 1981-05-07 Shell Int Research Process for the removal of acidic gases
US4749555A (en) * 1986-10-02 1988-06-07 Shell Oil Company Process for the selective removal of hydrogen sulphide and carbonyl sulfide from light hydrocarbon gases containing carbon dioxide
EP0335034A1 (en) * 1988-03-30 1989-10-04 Uop An integrated process for the removal of sulfur compounds from fluid streams
WO2004047955A1 (en) * 2002-11-28 2004-06-10 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process for removing sulphur compounds including hydrogen sulphide and mercaptans from gas streams

Family Cites Families (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4397660A (en) 1981-06-15 1983-08-09 Shell Oil Company Process for the removal of H2 S and CO2 from a gas mixture

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
GB1589231A (en) * 1977-04-21 1981-05-07 Shell Int Research Process for the removal of acidic gases
US4749555A (en) * 1986-10-02 1988-06-07 Shell Oil Company Process for the selective removal of hydrogen sulphide and carbonyl sulfide from light hydrocarbon gases containing carbon dioxide
EP0335034A1 (en) * 1988-03-30 1989-10-04 Uop An integrated process for the removal of sulfur compounds from fluid streams
WO2004047955A1 (en) * 2002-11-28 2004-06-10 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process for removing sulphur compounds including hydrogen sulphide and mercaptans from gas streams

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
GERHARTZ W., YAMAMOTO Y.S.: "ULLMANN'S ENCYCLOPEDIA OF INDUSTRIAL CHEMISTRY - volume A7", 1986, WEINHEIM, VCH VERLAG, DE, XP002361897 paqe 203 - paqe 207 *

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US9708557B2 (en) 2012-06-15 2017-07-18 Dow Global Technologies Llc Process for the treatment of liquefied hydrocarbon gas using 2-amino-2(hydroxymethyl) propane-1,3-diol compounds
RU2643358C2 (ru) * 2012-06-15 2018-02-01 ДАУ ГЛОБАЛ ТЕКНОЛОДЖИЗ ЭлЭлСи Способ обработки сжиженных газообразных углеводородов с использованием 2-амино-2-(гидроксиметил)пропан-1,3-диоловых соединений

Also Published As

Publication number Publication date
EA200702485A1 (ru) 2008-04-28
US7820726B2 (en) 2010-10-26
US20090099269A1 (en) 2009-04-16
ZA200708732B (en) 2008-09-25
WO2006120223A1 (en) 2006-11-16
EP1879987A1 (en) 2008-01-23
MY146536A (en) 2012-08-15
AU2006245727A1 (en) 2006-11-16
CN101175841A (zh) 2008-05-07
AU2006245727B2 (en) 2009-07-16

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA013794B1 (ru) Удаление диоксида углерода из газового потока
US8926737B2 (en) Process for producing purified natural gas
AU742337B2 (en) Production of low sulfur syngas from natural gas with C4+/C5+ hydrocarbon recovery
RU2429899C2 (ru) Способ удаления сернистых соединений и диоксида углерода из газового потока
AU2010241062B2 (en) Process for producing purified synthesis gas
CA2667429C (en) Process for producing purified natural gas
EA021848B1 (ru) Способ селективного окисления сероводорода
EA014412B1 (ru) Способ получения очищенного газового потока
EP1907101A1 (en) Process for producing a gas stream depleted of hydrogen sulphide and of mercaptans
EA022247B1 (ru) Способ селективного окисления сероводорода
MXPA98005795A (en) Method for removing contaminants containing sulfur, aromatic compounds and hydrocarbons apparatus of a
MXPA98005764A (en) Method for revesting dryers yanquee contradesga

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 KZ KG MD TJ TM