EA028471B1 - Комплексный способ извлечения природного coвысокого качества из кислого газа, включающего hs и co - Google Patents

Комплексный способ извлечения природного coвысокого качества из кислого газа, включающего hs и co Download PDF

Info

Publication number
EA028471B1
EA028471B1 EA201500629A EA201500629A EA028471B1 EA 028471 B1 EA028471 B1 EA 028471B1 EA 201500629 A EA201500629 A EA 201500629A EA 201500629 A EA201500629 A EA 201500629A EA 028471 B1 EA028471 B1 EA 028471B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
gas
selective
stream
gas stream
absorption
Prior art date
Application number
EA201500629A
Other languages
English (en)
Other versions
EA201500629A1 (ru
Inventor
Клэр Вайсс
Камлеш Гходасара
Бассаме Дерриче
Original Assignee
Тоталь Са
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 Тоталь Са filed Critical Тоталь Са
Publication of EA201500629A1 publication Critical patent/EA201500629A1/ru
Publication of EA028471B1 publication Critical patent/EA028471B1/ru

Links

Classifications

    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
    • B01J19/00—Chemical, physical or physico-chemical processes in general; Their relevant apparatus
    • B01J19/24—Stationary reactors without moving elements inside
    • B01J19/245—Stationary reactors without moving elements inside placed in series
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/14—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
    • B01D53/1456—Removing acid components
    • B01D53/1462—Removing mixtures of hydrogen sulfide and carbon dioxide
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/14—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
    • B01D53/1456—Removing acid components
    • B01D53/1468—Removing hydrogen sulfide
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/34—Chemical or biological purification of waste gases
    • B01D53/46—Removing components of defined structure
    • B01D53/48—Sulfur compounds
    • B01D53/52—Hydrogen sulfide
    • B01D53/526—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
    • B01D53/75—Multi-step processes
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
    • B01J19/00—Chemical, physical or physico-chemical processes in general; Their relevant apparatus
    • B01J19/24—Stationary reactors without moving elements inside
    • 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
    • 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
    • C01B17/0447—Separation of the obtained sulfur
    • 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
    • C01B17/0456—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 the hydrogen sulfide-containing gas being a Claus process tail gas
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B32/00—Carbon; Compounds thereof
    • C01B32/50—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
    • C10L3/101—Removal of contaminants
    • C10L3/102—Removal of contaminants of acid contaminants
    • C10L3/103—Sulfur containing contaminants
    • 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
    • C10L3/104—Carbon dioxide
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2252/00—Absorbents, i.e. solvents and liquid materials for gas absorption
    • B01D2252/20—Organic absorbents
    • B01D2252/202—Alcohols or their derivatives
    • B01D2252/2023—Glycols, diols or their derivatives
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2252/00—Absorbents, i.e. solvents and liquid materials for gas absorption
    • B01D2252/20—Organic absorbents
    • B01D2252/204—Amines
    • B01D2252/20436—Cyclic amines
    • B01D2252/20447—Cyclic amines containing a piperazine-ring
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2252/00—Absorbents, i.e. solvents and liquid materials for gas absorption
    • B01D2252/20—Organic absorbents
    • B01D2252/204—Amines
    • B01D2252/20478—Alkanolamines
    • B01D2252/20484—Alkanolamines with one hydroxyl group
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2252/00—Absorbents, i.e. solvents and liquid materials for gas absorption
    • B01D2252/20—Organic absorbents
    • B01D2252/204—Amines
    • B01D2252/20478—Alkanolamines
    • B01D2252/20489—Alkanolamines with two or more hydroxyl groups
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2256/00—Main component in the product gas stream after treatment
    • B01D2256/22—Carbon dioxide
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2256/00—Main component in the product gas stream after treatment
    • B01D2256/24—Hydrocarbons
    • B01D2256/245—Methane
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2257/00—Components to be removed
    • B01D2257/30—Sulfur compounds
    • B01D2257/302—Sulfur oxides
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2257/00—Components to be removed
    • B01D2257/30—Sulfur compounds
    • B01D2257/304—Hydrogen sulfide
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2257/00—Components to be removed
    • B01D2257/30—Sulfur compounds
    • B01D2257/306—Organic sulfur compounds, e.g. mercaptans
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
    • B01J2219/00—Chemical, physical or physico-chemical processes in general; Their relevant apparatus
    • B01J2219/00049—Controlling or regulating processes
    • B01J2219/00051—Controlling the temperature
    • B01J2219/00157—Controlling the temperature by means of a burner
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
    • B01J2219/00—Chemical, physical or physico-chemical processes in general; Their relevant apparatus
    • B01J2219/24—Stationary reactors without moving elements inside
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01P—INDEXING SCHEME RELATING TO STRUCTURAL AND PHYSICAL ASPECTS OF SOLID INORGANIC COMPOUNDS
    • C01P2006/00—Physical properties of inorganic compounds
    • C01P2006/80—Compositional purity
    • 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
    • Y02P20/10—Process efficiency
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
    • Y02P20/00—Technologies relating to chemical industry
    • Y02P20/151—Reduction of greenhouse gas [GHG] emissions, e.g. CO2

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Inorganic Chemistry (AREA)
  • Analytical Chemistry (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • Biomedical Technology (AREA)
  • Gas Separation By Absorption (AREA)
  • Treating Waste Gases (AREA)

Abstract

Изобретение относится к способу обработки газового потока углеводородного сырья, содержащего, по меньшей мере, COи HS для извлечения газового потока очищенного COвысокого качества, включающему следующие стадии: а) разделения указанного газового углеводородного потока на (i) газовый обессеренный углеводородный поток и (ii) поток кислого газа, включающего, по меньшей мере, COи HS; b) введения указанного газового потока (ii) в установку Клауса, извлекая таким образом (iii) поток жидкой элементарной серы и (iv) хвостовые газы, в основном включающие N, CO, SOи HS; с) ввода хвостовых газов (iv) в реактор гидрирования и затем в контактный аппарат охлаждения установки обработки хвостовых газов (TGTU), извлекая таким образом (v) поток гидрированных хвостовых газов, содержащий, главным образом, N, H, CO, COи HS; d) контактирования указанных гидрированных хвостовых газов (v) с неселективным растворителем на основе амина в установке неселективного поглощения кислых газов TGTU, извлекая таким образом (vi) отходящий газ, содержащий, главным образом, N, Hи CO, и (vii) газовый поток, обогащённый по COи HS; e) подачи отходящего газа (vi) в печь для сжигания; f) контактирования указанного потока обогащенного газа (vii) с растворителем селективного поглощения HS в установке селективного поглощения HS, извлекая таким образом (viii) газовый поток высокоочищенного CO(ix) и газовый поток, обогащённый по HS, а также устройству для выполнения указанного способа.

Description

Настоящее изобретение относится к удалению серосодержащих компонентов и диоксида углерода, содержащихся в потоке углеводородного сырья, с целью извлечения природного диоксида углерода в очищенном потоке. Более конкретно, настоящее изобретение относится к способу извлечения высококачественного природного СО2 из кислого газа, который содержит СО2, Н2§ и другие серосодержащие примеси, так что указанный извлечённый высококачественный природный СО2 затем может быть изолирован или использован для повышения нефтеотдачи (БОК). Кроме того, настоящее изобретение относится к установке для реализации такого способа.
Известный уровень техники
Природный газ или газы, связанные с добычей нефти, полученные из геологических коллекторов, или кислые газы нефтепереработки часто содержат(ит) кислые загрязняющие вещества, такие как диоксид углерода и/или сульфид водорода и/или другие серосодержащие примеси, такие как сульфид карбонила, сероуглерод и меркаптаны. Для большинства применений этих газовых потоков, кислые примеси должны быть удалены, частично или практически полностью, в зависимости от применения и типа примеси.
Методы удаления диоксида углерода и/или сульфида водорода и/или других серосодержащих примесей из потока углеводородного газа известны в данной области техники.
Один общий подход для удаления кислых загрязнений включает использование растворителей, таких как химический растворитель (растворитель на основе амина), гибридный растворитель или физический растворитель. Эти растворители подробно описаны в известном уровне техники. Однако если значительные количества соединений серы присутствуют в кислом газе, самым распространённым способом удаления сульфида водорода является превращение указанного сульфида водорода в неопасный побочный продукт, такой как элементарная сера. Процесс Клауса является известным типом процесса извлечения серы, обеспечивающим преобразование сульфида водорода в элементарную серу, направлением его в установку извлечения серы (8КП).
В некоторых осуществлениях остающиеся следы Н2§ поглощаются в установке обработки хвостовых газов (ТОТИ), расположенной на выходе установки Клауса, чтобы значительно повысить извлечение серы, и затем возвращаются в установку Клауса. ТОТИ преобразует небольшое количество соединений серы (<5%), которые не были преобразованы в установке извлечения серы (8КП) в сульфид водорода (Н2§), и возвращают его обратно в 8КП для дополнительной обработки. ТОТИ состоит по меньшей мере из четырёх устройств: реактор гидрирования, теплообменник-утилизатор, башенный охладитель и колонна поглощения кислого газа.
Хвостовые газы 8КП нагревают и направляют в реактор гидрирования, где по существу все соединения серы превращают в Н2§. Газ из реактора гидрирования охлаждают в теплообменнике-утилизаторе и башенном охладителе. Охлаждённый газ затем направляют в абсорбционную колонну кислых газов, где амин удаляет Н2§ и часть СО2, содержащихся в газовом потоке. Н2§ и СО2, извлечённые из амина, охлаждают (и удаляют воду) в верхнем конденсаторе и возвращают в установку извлечения серы для дополнительной переработки в серу. На выходе из ТОТИ извлекают природный СО2. Его разбавляют большим количеством азота, поступающего из горючего, используемого для сжигания в процессе Клауса. Для извлечения потока очищенного СО2, могут быть использованы технологии поглощения СО2 с использованием растворителя (например, амин в качестве растворителя, такого как метилэтаноламин (МЕА)). Однако поскольку СО2 разбавлен большим объёмом азота, устройство поглощения СО2 на основе амина требует оборудования большого размера, что приводит к огромным капитальным и эксплуатационным затратам.
Кроме того, печь для сжигания обычно устанавливают на выходе устройства поглощения СО2 на основе амина, чтобы сжигать азот, водород, монооксид углерода и остаточные следы серосодержащих примесей.
На выходе устройства поглощения СО2 на основе амина извлекают очищенный поток природного СО2, однако этот поток СО2 содержит сульфид водорода в таких количествах, которые не отвечают определённым техническим характеристикам и, в частности, такой очищенный СО2 не может быть использован для повышения нефтеотдачи (ЕОК).
Таким образом, существует необходимость в способе, который позволяет извлекать высококачественный природный СО2 из потока углеводородного газа, который содержит кислые соединения, такие как СО2, Н2§ и другие серосодержащие примеси, с лучшей чистотой по сравнению со способами известного уровня техники.
Краткое изложение существа изобретения
Способ
Целью настоящего изобретения является способ обработки потока углеводородного газа, содержащего, по меньшей мере, диоксид углерода и сульфид водорода, для извлечения потока газа высокого качества очищенного СО2, причем указанный способ включает следующие стадии:
а) разделения указанного потока углеводородных газов на (ί) поток обессеренного углеводородного газа и на (ίί) поток кислого газа, включающего, по меньшей мере, диоксид углерода и сульфид водорода;
- 1 028471
b) введения указанного потока кислого газа (ίί) в установку Клауса, извлекая таким образом (ίίί) поток жидкой элементарной серы и (ίν) хвостовой газ, в основном включающий азот, диоксид углерода, диоксид серы и сульфид водорода;
c) ввода выходящего хвостового газа (ίν) в реактор гидрирования и затем в контактный аппарат быстрого охлаждения установки обработки хвостовых газов (ТОТИ), для извлечения таким образом (ν) потока гидрированных хвостовых газов, содержащего главным образом азот, водород, монооксид углерода, диоксид углерода и сульфид водорода;
ά) контактирования указанного потока гидрированных хвостовых газов (ν) с неселективным растворителем на основе амина в установке неселективного поглощения кислых газов ТОТИ, для извлечения таким образом (νί) отходящего газа, содержащего, главным образом, азот, водород и монооксид углерода и (νίί) газового потока, обогащенного по диоксиду углерода и сульфиду водорода;
е) подачи отходящего газа (νί) в печь для сжигания;
ί) контактирования указанного потока обогащенного газа (νίί) с растворителем селективного поглощения Н23 в установке селективного поглощения, для извлечения таким образом (νίίί) потока высокоочищенного СО2 (ίχ) и газового потока, обогащённого по Н23.
В одном осуществлении газовый поток разделяют на стадии а) на (ί) обессеренный поток углеводородного газа и (й) поток кислого газа, содержащего диоксид углерода и сульфид водорода. Указанное разделение может быть выполнено классическим методом обессеривания с использованием химического, гибридного или физического растворителя.
В одном осуществлении гибридной растворитель включает амин, воду и тиодигликоль (ТОО).
Предпочтительно амин выбран из группы, включающей диэтаноламин (ΌΕΆ), метилдиэтаноламин (ΜΌΕΆ), гидроксиэтилпиперазин (НЕР), пиперазин (ΡΖ) и их смеси.
В одном осуществлении, неселективный растворитель на основе амина используемый в установке неселективного поглощения кислого газа ТОТИ является моноэтаноламином (ΜΕΑ).
В одном осуществлении ТОТИ дополнительно включает встроенную горелку или нагреватель хвостовых газов. Устройство поглощения кислого газа может быть основано на использовании амина.
В одном осуществлении растворитель селективного поглощения Н23, используемый в установке селективного поглощения Н23, является метилдиэтаноламином (ΜΌΕΑ). Предпочтительно указанный растворитель селективного поглощения Н23 представляет собой гибридный растворитель, включающий амин, воду и тиодигликоль (ТОО). Предпочтительно указанный амин выбран из диэтаноламина (ΌΕΑ), метилдиэтаноламина (ΜΌΕΑ), гидроксиэтилпиперазина (ΠΕΡ) и пиперазина (ΡΖ).
В одном осуществлении газовый поток обогащенный по Н23 (ίχ), извлечённый на выходе установки селективного поглощения Н23, возвращают в технологическую схему до установки Клауса или непосредственно в нее.
В одном осуществлении поток, обогащенный по Н23, может содержать по меньшей мере 25% сульфида водорода, предпочтительно по меньшей мере 40% сульфида водорода и более предпочтительно по меньшей мере 50% сульфида водорода.
В одном осуществлении поток высокоочищенного СО2, полученный по способу согласно изобретению, может содержать менее 250 ч./млн Н23, в частности менее 100 ч./млн Н23.
Устройство
Настоящее изобретение также относится к устройству для осуществления вышеописанного способа, а также к очищенному газовому потоку, полученному настоящим способом.
Устройство настоящего изобретения включает в направлении потока установку извлечения кислого газа; установку Клауса;
установку обработки хвостовых газов, включающую реактор гидрирования, контактный аппарат быстрого охлаждения и установку неселективного поглощения кислых газов;
установку селективного поглощения Н23 и печь для сжигания.
В одном осуществлении установка извлечения кислого газа использует растворитель на основе амина.
В одном осуществлении установка обработки хвостовых газов дополнительно включает встроенную горелку или нагреватель хвостовых газов. Устройство неселективного поглощения кислых газов основано на использовании амина.
В одном осуществлении неселективный растворитель на основе амина, используемый в установке неселективного поглощения кислого газа ТОТИ является моноэтаноламином (ΜΕΑ).
В одном осуществлении устройство включает линию рециркуляции газового потока, обогащенного по Н23, извлечённого на выходе установки селективного поглощения Н23, по технологической схеме до печи Клауса или непосредственно в печь Клауса.
В одном осуществлении газовый поток, обогащенный по Н23, может содержать по меньшей мере 10% сульфида водорода, предпочтительно по меньшей мере 20% сульфида водорода и более предпочтительно по меньшей мере 80% сульфида водорода.
- 2 028471
Краткое описание чертежей
Фиг. 1 представляет собой схематический вид классической установки извлечения СО2 известного уровня техники.
Фиг. 2 представляет схематический вид установки извлечения высококачественного природного СО2 для осуществления способа по настоящему изобретению.
Подробное описание изобретения
Способ в соответствии с изобретением относится к обработке газового потока углеводородного сырья, содержащего кислые загрязняющие вещества, такого как поток природного газа. Кислые загрязняющие вещества в основном состоят из диоксида углерода и сульфида водорода. Однако поток газа также может содержать другие кислые загрязняющие вещества, такие как меркаптаны и/или сульфид карбонила, и/или сероуглерод и т.д.
Обычно газовый поток углеводородного сырья может содержать 5-70% СО2, в частности 7-40% СО2, более предпочтительно 10-20% СО2 и 1-40% Н28, в частности 2-20% Н28, более предпочтительно 310% Н28.
Согласно стадии а) способа по изобретению газовый углеводородный поток разделяют на (ί) обессеренный газовый углеводородный поток и (ίί) поток кислого газа, включающего, по меньшей мере, диоксид углерода и сульфид водорода.
Обессеренный газовый углеводородный поток означает газовый углеводородный поток, содержащий меньше кислых загрязняющих веществ, чем сырьевой газовый углеводородный поток. Поток кислого газа (ίί), с другой стороны, обогащен по кислым загрязняющим веществам по сравнению с сырьевым газовым углеводородным потоком.
Способы получения обессеренного газового углеводородного потока (ί) и потока кислого газа (ίί) из сырьевого газового углеводородного потока, содержащего кислые загрязняющие вещества хорошо известны специалистам в данной области. Любой способ обессеривания может быть использован для выполнения стадии а) по настоящему изобретению. Такие способы включают криогенную обработку или обработку растворителем, таким как химический, физический или гибридный растворитель.
Обычно поток кислого газа (ίί) содержит 15-75% СО2, в частности 30-65% СО2, в частности 40-60% СО2 и 20-80% Н28, в частности 40-70% Н28, более предпочтительно 50-70% Н28.
Согласно стадии Ь) способа по изобретению поток кислого газа (ίί) затем вводят в установку Клауса, извлекая таким образом (ίίί) поток жидкой элементарной серы и (ίν) хвостовые газы, включающие в основном азот, диоксид углерода, диоксид серы и сульфид водорода.
Установка Клауса позволяет преобразовать сульфид водорода в элементарную серу в соответствии со следующими реакциями:
(1) 2Н28 + ЗО2 28О2 + 2Н2О (2) 2Н28 + ЗО2 38 + 2Н2О.
В соответствии с изобретением хвостовые газы (ίν), извлекаемые на выходе установки Клауса, в основном содержат азот, диоксид углерода, диоксид серы, сульфид водорода и воду. Указанные хвостовые газы (ίν) обычно содержат по меньшей мере 40% Ν2, предпочтительно 40-70% Ν2 и по меньшей мере 10 СО2, в частности 10-75% СО2 в качестве основных компонентов, и менее 4% 8О2, в частности менее 2% 8О2 и менее 4% Н28, в частности менее 2% Н28.
В одном осуществлении стадии с) способа по изобретению хвостовые газы (ίν), выходящие из установки Клауса, вводят в встроенную горелку или нагреватель хвостовых газов до введения в реактор гидрирования установки обработки хвостовых газов (ΤΟΤϋ), извлекая таким образом (ν) поток гидрированных выходящих газов, главным образом, включающий азот, водород, монооксид углерода, диоксид углерода и сульфид водорода.
В соответствии с изобретением гидрогенизированные хвостовые газы (ν), извлекаемые на выходе установки гидрирования, в основном содержат азот, водород, монооксид углерода, диоксид углерода и сульфид водорода. Указанные хвостовые газы (ίν) обычно содержат по меньшей мере 20% Ν2, предпочтительно 60-90% Ν2 и по меньшей мере 5% СО2, в частности 10-20% СО2 в качестве основных компонентов и менее 1,0% СО, в частности менее 0,5% СО и менее 5% Н28, в частности менее 3% Н28.
В одном осуществлении ΤΟΤϋ включает четыре основные установки в направлении потока встроенная горелка или нагреватель хвостовых газов для нагрева потока хвостовых газов, реактор гидрирования для превращения соединений серы из потока хвостовых газов в Н28, контактный аппарат быстрого охлаждения для удаления воды из газового потока и установка неселективного поглощения кислого газа для отделения кислых газов (в основном СО2 и
Н28) от других компонентов в потоке гидрированных хвостовых газов.
Реактор гидрирования обычно включает каталитический слой, где сернистые соединения, такие как 8О2, 8, СО8 и С82, превращаются в Н28. Кроме того, встроенная горелка или нагреватель хвостовых газов установленные перед входом в реактор гидрирования нагревает хвостовые газы до температуры, подходящей для осуществления гидрирования, обычно 130-240°С, предпочтительно около 225°С. Горелка работает в основном на воздухе и топливе.
- 3 028471
Поток конвертированного газа, извлечённый на выходе реактора гидрирования, затем пропускают через контактный аппарат быстрого охлаждения, предпочтительно водяную колонну резкого охлаждения, чтобы удалить всю или часть воды из газового потока. Доля воды, удалённой из газового потока, составляет по меньшей мере 60%, предпочтительно по меньшей мере 70%.
Г азовый поток, насыщенный водой, выходящий из колонны резкого охлаждения затем пропускают через установку неселективного поглощения кислых газов, в которой кислые соединения, в основном СО2 и Н28, поглощаются раствором неселективного поглощения кислого газа. Установка неселективного поглощения кислых газов представляет собой установку на основе амина. Газовый поток, обогащенный по диоксиду углерода и сульфиду водорода (νίί), получают таким образом из устройства неселективного поглощения кислого газа, который содержит менее 500 ч./млн Н28, предпочтительно менее 100 ч./млн Н28.
Обеднённый раствор, содержащий диоксид углерода и сульфид водорода и другие серосодержащие загрязняющие вещества, такие как сульфид карбонила, сероуглерод и меркаптаны, извлекают и пропускают через отпарную колонну, чтобы отделить поглощающий раствор от кислых загрязняющих веществ. Поглощающий раствор, извлекают в нижней части отпарной колонны и он может быть возвращён в устройство поглощения кислого газа. Газовый поток, обогащенный по соединениям серы, извлекают в верхней части колонны, и он может быть возвращён в технологическую схему до или непосредственно в печь Клауса.
Согласно стадии ά) способа по изобретению гидрированные хвостовые газы (ν), выходящие из охлаждающего контактного устройства, вводят в устройство неселективного поглощения кислого газа, разделяя таким образом указанные гидрированные хвостовые газы на (νί) отходящий газ, главным образом, включающий азот, водород и монооксид углерода, и (νίί) газовый поток, обогащённый по диоксиду углерода и сульфиду водорода.
В соответствии с изобретением отходящий газ (νί), получаемый на выходе установки неселективного поглощения кислого газа, обычно содержит по меньшей мере 70% Ν2, предпочтительно 70-80% Ν2 и по меньшей мере 2% Н2, в частности 2-5% Н2, и по меньшей мере 0,1% СО, в частности 0,1-1% СО.
В соответствии с изобретением газовый поток (νίί), получаемый на выходе установки поглощения кислого газа, обычно содержит по меньшей мере 90% СО2, предпочтительно 85-97% СО2 и по меньшей мере 3% Н28, в частности 0-10% Н28.
В соответствии со стадией е) способа по изобретению отходящий газ (νί) направляют в печь для сжигания.
В соответствии со стадией 1) способа по изобретению обогащенный газовый поток (νίί) вводят в установку селективного поглощения Н28, в которой Н28 селективно поглощается растворителем селективного поглощения Н28. Предпочтительно растворитель селективного поглощения Н28 является растворителем на основе амина, но может быть использован любой другой подходящий растворитель. Более предпочтительно растворитель на основе амина является растворителем на основе ΜΌΕΆ.
В соответствии с изобретением, газовый поток высокоочищенного СО2 (νίίί), выходящий из установки селективного поглощения Н28, обычно содержит по меньшей мере 90% СО2 (на влажную массу), предпочтительно 90-97% СО2 и менее 250 ч./млн Н28, в частности менее 100 ч./млн Н28.
В одном осуществлении газовый поток, обогащенный по Н28 (ίχ), выходящий из устройства селективного поглощения Н28, возвращают в технологическую схему до печи Клауса или непосредственно в нее.
В соответствии с изобретением газовый поток, обогащенный по Н28 (ίχ), выходящий из устройства селективного поглощения Н28, обычно содержит по меньшей мере 15% Н28, предпочтительно 15-30% Н28 и менее 80% СО2, в частности менее 70% СО2.
Другой целью настоящего изобретения является устройство для осуществления способа в соответствии с изобретением, как описано выше, причем указанное устройство включает по направлению потока установку удаления кислого газа; установку Клауса;
установку обработки хвостовых газов, включающую реактор гидрирования, контактный аппарат охлаждения и установку неселективного поглощения кислых газов;
установку селективного поглощения Н28; и печь для сжигания.
В одном осуществлении установка обработки хвостовых газов (ТОТИ) дополнительно включает встроенную горелку или нагреватель хвостовых газов до реактора гидрирования.
Реактор гидрирования предпочтительно включает СоМо катализатор.
Контактный аппарат охлаждения может включать тарелки ректификационной колонны или насадку колонны (неупорядоченная или структурированная насадка) для прямого контакта с водой.
Устройство неселективного поглощения кислого газа предпочтительно включает неселективный растворитель на основе амина. Более предпочтительно неселективный растворитель на основе амина, используемый в указанной установке неселективного поглощения, является алканоламином, в частности
- 4 028471 моноэтаноламином (МЕА).
В одном осуществлении устройство включает устройство селективного поглощения Η2δ на основе селективного растворителя поглощения Η2δ. Предпочтительно указанный растворитель селективного поглощения Η2δ является алканоламином. Более предпочтительно растворителем является ΜΌΕΑ (метилдиэтаноламин).
В одном осуществлении устройство включает линию рецикла для возвращения в цикл газа обогащенного по Η2δ, выходящего из устройства селективного поглощения Η2δ, до печи Клауса, либо непосредственно в печь Клауса.
Устройства поглощения обычно включают систему регенерации поглощающего раствора, который включает отпарную колонну с ребойлером и сборник орошающей фракции. Поглощающий раствор извлекают в нижней части отпарной колонны и возвращают в установку поглощения. Газовый поток, обогащённый по кислым соединениям извлекают в голове колонны и он может быть возвращён в цикл по технологической схеме до установки Клауса или непосредственно в установку Клауса. Таким образом, устройство может дополнительно включать линию рецикла для введения газового потока, обогащенного по кислым соединениям, который извлекают в голове колонны, по технологической схеме до или непосредственно в установку Клауса.
Далее изобретение описано со ссылкой на фиг. 1-2. Эти примеры представлены для иллюстрации изобретения и никоим образом не должны рассматриваться как ограничивающие изобретение.
Фиг. 1 представляет схематический вид классической установки извлечения СО2 известного уровня техники. На фиг. 1 кислый газ вводится в установку удаления кислого газа (АОКП), получая тем самым очищенный газ и кислый газ, содержащий 50% диоксида углерода и 50% сульфида водорода. Кислый газ затем поступает в установку Клауса при давлении 2 бар, в которой сульфид водорода превращается в элементарную серу. Затем выходящая смесь поступает в реактор гидрирования и затем в контактный аппарат охлаждения установки обработки хвостовых газов (ТОТИ) для восстановления соединений серы, ведущего к получению смеси гидрированных хвостовых газов, состоящей из 80% азота, 5% водорода, 1% монооксида углерода и 10% диоксида углерода. После контактного устройства охлаждения указанная смесь поступает в установку селективного поглощения Η2δ, в которой она контактирует с растворителем селективным по Η2δ на основе амина для селективного поглощения Η2δ.
Как правило, метилдиэтаноламин (ΜΌΕΑ) используется в качестве обычного аминного растворителя селективного по Η2δ для поглощения СО2 из дымовых газов. После стадии поглощения, химический аминный растворитель, обогащённый по сульфиду водорода, направляют в регенератор, работающий при давлении в интервале от 2 бар для регенерации аминного растворителя, обеднённого по кислым соединениям (в основном Η2δ), и получения потока, который содержит 33% Η2δ и 66% совместно абсорбированного СО2. Указанный поток затем возвращают в цикл в печь Клауса.
Отходящий газ, выходящий на стадии селективного поглощения Η2δ, затем подают в установку поглощения кислого газа, где он контактирует с неселективным растворителем на основе амина. Как правило, моноэтаноламин (МЕА) используется в качестве обычного неселективного растворителя на основе амина для поглощения кислых газов из отходящего газа. После стадии поглощения, химический аминный растворитель, обогащённый по диоксиду углерода, направляют в регенератор, работающий при давлении 2 бара, чтобы извлечь аминный растворитель, обеднённый по кислым газам и получить поток, который содержит 500 ч/млн Η2δ и 99,95% СО2 (по сухому веществу).
Отходящий газ, выходящий из установки поглощения кислого газа, затем направляют в печь для сжигания.
Фиг. 2 представляет схематический вид установку извлечения высококачественного природного СО2 для осуществления способа по настоящему изобретению.
На фиг. 2 кислый газ вводят в установку удаления кислого газа (АОКП), получая тем самым обессеренный газ и кислый газ, содержащий 50% диоксида углерода и 50% сульфида водорода. Классический способ обессеривания с использованием химического, гибридного или физического растворителя, применяют в установке удаления кислого газов (АОКП). Кислый газ затем поступает в установку Клауса при давлении 2 бар, в которой сульфид водорода превращают в элементарную серу. Два потока выходят из установки Клауса: поток элементарной серы и отходящий газ, содержащий в основном Ν2, СО2 и серосодержащие соединения. Затем хвостовые газы поступает в реактор гидрирования и затем контактный аппарат охлаждения установки обработки хвостовых газов (ТОТИ), чтобы восстановить соединения серы, присутствующих в хвостовых газах, что приводит к газовой смеси гидрированных хвостовых газов, состоящей из 80% азота, 5% водорода, 1% монооксида углерода и 10% диоксида углерода. Из контактного устройства охлаждения указанная смесь поступает в установку поглощения кислого газа, где он контактирует с неселективным растворителем на основе амина. Как правило, моноэтаноламин (МЕА) используют в качестве обычного неселективного растворителя на основе амина для поглощения кислых газов из гидрированных хвостовых газов. Отходящий газ, выходящий из установки поглощения кислого газа, затем направляют в печь для сжигания.
Регенерированный кислый газ из установки поглощения, который содержит 5% Η2δ и 95% СО2 затем поступает в установку селективного поглощения Η2δ, в которой он контактирует с селективным по
- 5 028471
Н2§ растворителем на основе амина, для селективного поглощения Н2§.
Как правило, метилдиэтаноламин (ΜΌΕΑ) используется в качестве обычного селективного по Н2§ аминного растворителя для поглощения Н2§ из вышеуказанной смеси кислого газа. После стадии поглощения химический аминный растворитель, обогащённый по сульфиду водорода, направляют в регенератор, работающий при давлении в интервале от 2 бар, чтобы извлечь аминный растворитель, обеднённый по кислым газам, и получить поток, который включает 20% Н2§ и 80% совместно абсорбированного СО2. Указанный поток затем возвращают в цикл в установку Клауса.
Обработанный газ, выходящий из установки селективного поглощения Н2§ включает 100 ч./млн Н2§ и 99,99 20% СО2 (по сухому веществу).

Claims (14)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Способ обработки газового потока углеводородного сырья, включающего, по меньшей мере, диоксид углерода и сульфид водорода, для извлечения газового потока высококачественного очищенного СО2, который включает следующие стадии, на которых:
    a) разделяют указанный газовый углеводородный поток на (ί) газовый обессеренный углеводородный поток и на (ίί) поток кислого газа, включающего, по меньшей мере, диоксид углерода и сульфид водорода;
    b) вводят указанный поток кислого газа (ίί) в установку Клауса для извлечения таким образом (ίίί) потока жидкой элементарной серы и (ΐν) хвостового газа, в основном включающего азот, диоксид углерода, диоксид серы и сульфид водорода;
    c) вводят выходящие хвостовые газы (ΐν) в реактор гидрирования и затем в контактный аппарат охлаждения установки обработки хвостовых газов (ТОТИ) для извлечения таким образом (ν) потока гидрированных хвостовых газов, содержащего, главным образом, азот, водород, монооксид углерода, диоксид углерода и сульфид водорода;
    б) контактируют указанные гидрированные хвостовые газы (ν) с неселективным растворителем на основе амина во второй установке неселективного поглощения кислых газов ТОТИ для извлечения таким образом (νΐ) отходящего газа, содержащего, главным образом, азот, водород и монооксид углерода, и (νΐΐ) газового потока, обогащённого по диоксиду углерода и сульфиду водорода;
    е) подают отходящий газ (νΐ) в печь для сжигания;
    ί) контактируют указанный поток обогащенного газа (νΐΐ) с растворителем селективного поглощения Н2§ в установке селективного поглощения для извлечения таким образом (νΐΐΐ) потока высокоочищенного СО2 (ίχ) и газового потока, обогащенного по Н2§.
  2. 2. Способ по п.1, характеризующийся тем, что разделение на стадии а) выполняют классическим способом обессеривания с помощью химического, гибридного или физического растворителя.
  3. 3. Способ по п.1, характеризующийся тем, что гибридный растворитель включает амин, воду и тиодигликоль (ТИО), где амин предпочтительно выбран из группы, состоящей из диэтаноламина (ΌΕΑ), метилдиэтаноламина (ΜΌΕΑ), гидроксиэтилпиперазина (НЕР), пиперазина (ΡΖ) и их смесей.
  4. 4. Способ по любому из пп.1-3, характеризующийся тем, что аппарат ТОТИ дополнительно включает встроенную горелку или нагреватель отходящего газа перед реактором гидрирования.
  5. 5. Способ по любому из пп.1-4, характеризующийся тем, что неселективный растворитель на основе амина, используемый в устройстве неселективного поглощения кислого газа стадии б), представляет собой неселективный амин.
  6. 6. Способ по любому из пп.1-5, характеризующийся тем, что неселективный растворитель на основе амина, используемый в устройстве неселективного поглощения кислого газа, представляет собой моноэтаноламин (ΜΕΑ).
  7. 7. Способ по любому из пп.1-6, характеризующийся тем, что растворитель селективного поглощения Н2§, используемый в установке селективного поглощения Н2§, представляет собой селективный амин.
  8. 8. Способ по любому из пп.1-7, характеризующийся тем, что растворитель селективного поглощения Н2§, используемый в установке селективного поглощения Н2§ на стадии ί), представляет собой метилдиэтаноламин (ΜΌΕΑ).
  9. 9. Способ по любому из пп.1-8, характеризующийся тем, что газовый поток, обогащённый по Н2§ (ίχ), извлечённый на выходе установки селективного поглощения Н2§, возвращают в цикл по технологической схеме до установки Клауса или непосредственно в установку Клауса.
  10. 10. Способ по любому из пп.1-9, характеризующийся тем, что газовый поток, обогащённый по Н2§ (ίχ), извлечённый на выходе установки селективного поглощения Н2§, содержит по меньшей мере 15% сульфида водорода, предпочтительно по меньшей мере 25% сульфида водорода и более предпочтительно по меньшей мере 50% сульфида водорода.
  11. 11. Способ по любому из пп.1-10, характеризующийся тем, что газовый поток высокоочищенного СО2 (νΐΐΐ), извлечённого на выходе установки селективного поглощения Н2§, содержит менее 250 ч./млн Н2§, в частности менее 100 ч./млн Н2§.
    - 6 028471
  12. 12. Устройство для осуществления способа по любому из пп.1-11, включающее по направлению потока установку удаления кислого газа; установку Клауса;
    установку обработки хвостовых газов, включающую реактор гидрирования, контактный аппарат охлаждения и установку неселективного поглощения кислых газов;
    установку селективного поглощения Н28 и печь для сжигания.
  13. 13. Устройство по п.12, характеризующееся тем, что установка обработки хвостовых газов дополнительно включает встроенную горелку или нагреватель хвостовых газов перед реактором гидрирования.
  14. 14. Устройство по пп.12, 13, характеризующееся тем, что установка селективного поглощения Н28 включает линию рецикла для возвращения в цикл газового потока, обогащенного по Н28, до установки Клауса или непосредственно в установку Клауса.
EA201500629A 2012-12-10 2013-12-10 Комплексный способ извлечения природного coвысокого качества из кислого газа, включающего hs и co EA028471B1 (ru)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US201261735301P 2012-12-10 2012-12-10
US201361752174P 2013-01-14 2013-01-14
PCT/IB2013/002901 WO2014106770A2 (en) 2012-12-10 2013-12-10 Integrated process to recover high quality native co2 from a sour gas comprising h2s and co2

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA201500629A1 EA201500629A1 (ru) 2015-10-30
EA028471B1 true EA028471B1 (ru) 2017-11-30

Family

ID=51062516

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA201500629A EA028471B1 (ru) 2012-12-10 2013-12-10 Комплексный способ извлечения природного coвысокого качества из кислого газа, включающего hs и co

Country Status (11)

Country Link
US (2) US9731974B2 (ru)
EP (1) EP2945728B1 (ru)
CN (1) CN105008020A (ru)
AR (1) AR093896A1 (ru)
AU (1) AU2013371876A1 (ru)
BR (1) BR112015013344A2 (ru)
CA (1) CA2894018A1 (ru)
CY (1) CY1121915T1 (ru)
EA (1) EA028471B1 (ru)
SA (1) SA515360511B1 (ru)
WO (1) WO2014106770A2 (ru)

Families Citing this family (20)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
BR112015013344A2 (pt) * 2012-12-10 2017-07-11 Total Sa processo integrado para recuperar co2 nativo de alta qualidade a partir de um gás ácido compreendendo h2s e co2
CN104994933B (zh) * 2013-02-19 2017-03-15 西门子公司 用于处理气体流、尤其用于处理天然气流的设备和方法
AR096132A1 (es) 2013-05-09 2015-12-09 Exxonmobil Upstream Res Co Separar dióxido de carbono y sulfuro de hidrógeno de un flujo de gas natural con sistemas de co-corriente en contacto
US10300429B2 (en) 2015-01-09 2019-05-28 Exxonmobil Upstream Research Company Separating impurities from a fluid stream using multiple co-current contactors
AU2016220515B2 (en) 2015-02-17 2019-02-28 Exxonmobil Upstream Research Company Inner surface features for co-current contactors
CA2978899C (en) 2015-03-13 2019-09-17 Exxonmobil Upstream Research Company Coalescer for co-current contactors
EP3390276B1 (en) * 2015-12-16 2022-02-09 Saudi Arabian Oil Company Thermal stage and reduction absorption sulfur recovery process
CN106310691B (zh) * 2016-10-11 2018-06-22 成都深冷液化设备股份有限公司 一种提纯化工尾气中h2s的工艺和装置
CN110167875A (zh) * 2016-12-23 2019-08-23 道达尔公司 用于元素硫处理的集成方法
CN110997094B (zh) 2017-06-15 2021-11-30 埃克森美孚上游研究公司 使用紧凑并流接触系统的分馏系统
EP3638390B1 (en) 2017-06-15 2021-12-29 ExxonMobil Upstream Research Company Fractionation system using bundler compact co-current contacting systems
CA3067524C (en) 2017-06-20 2023-05-09 Exxonmobil Upstream Research Company Compact contacting systems and methods for scavenging sulfur-containing compounds
KR102330891B1 (ko) 2017-08-21 2021-12-02 엑손모빌 업스트림 리서치 캄파니 냉 용매 및 산성 가스 제거의 통합
US11097952B2 (en) * 2019-06-07 2021-08-24 Fluor Technologies Corporation Oxygen-enhanced Claus carbon dioxide recovery
US10662061B1 (en) * 2019-08-20 2020-05-26 Saudi Arabian Oil Company Two-stage adsorption process for Claus tail gas treatment
WO2021130530A1 (en) 2019-12-28 2021-07-01 Saudi Arabian Oil Company Regeneration schemes for a two-stage adsorption process for claus tail gas treatment
US11572274B2 (en) 2021-02-03 2023-02-07 Saudi Arabian Oil Company Adsorption-based Claus tail gas treatment through regeneration temperature ramping
US11548784B1 (en) 2021-10-26 2023-01-10 Saudi Arabian Oil Company Treating sulfur dioxide containing stream by acid aqueous absorption
US11926799B2 (en) 2021-12-14 2024-03-12 Saudi Arabian Oil Company 2-iso-alkyl-2-(4-hydroxyphenyl)propane derivatives used as emulsion breakers for crude oil
US11945716B2 (en) 2021-12-15 2024-04-02 Saudi Arabian Oil Company Adsorption-based Claus tail gas treatment

Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20100310439A1 (en) * 2007-08-30 2010-12-09 Theodorus Johannes Brok Process for removal of hydrogen sulphide and carbon dioxide from an acid gas stream
WO2012089776A1 (en) * 2010-12-31 2012-07-05 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process for removing sulphur-containing contaminants from a gas stream
US20120279728A1 (en) * 2010-01-22 2012-11-08 Northrop Paul S Removal of acid gases from a gas stream, with co2 capture and sequestration

Family Cites Families (12)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4406868A (en) * 1981-11-13 1983-09-27 Phillips Petroleum Company Process and apparatus for removing H2 S from gas streams
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
GB8830199D0 (en) * 1988-12-23 1989-02-22 Shell Int Research Removing hydrogen sulphide from a gas mixture
NL1002134C2 (nl) * 1996-01-19 1997-07-22 Stork Comprimo Bv Werkwijze voor het verwijderen van zwavelbevattende verontreinigingen, aromaten en koolwaterstoffen uit gas.
US6090356A (en) * 1997-09-12 2000-07-18 Texaco Inc. Removal of acidic gases in a gasification power system with production of hydrogen
DE10208253A1 (de) * 2002-02-26 2003-09-04 Lurgi Ag Verfahren zur Entfernung von Merkaptan aus Rohgas
DE10332427A1 (de) * 2003-07-16 2005-02-03 Uhde Gmbh Verfahren zur Entfernung von Schwefelwasserstoff und weiteren Sauergaskomponenten aus unter Druck befindlichen, technischen Gasen
US20100303700A1 (en) * 2009-05-29 2010-12-02 Nagaraju Palla Process for treating a gas stream or effluent
DE102010013279B3 (de) * 2010-03-29 2011-07-28 Uhde GmbH, 44141 Verfahren und Vorrichtung zur Verarbeitung eines kohlendioxidreichen Sauergases in einem Claus-Prozess
CN102451604A (zh) * 2010-10-18 2012-05-16 袁俊海 二级克劳斯加scot尾气处理工艺
WO2014005817A1 (en) * 2012-07-06 2014-01-09 Total Sa Integrated process for native co2 recovery from a sour gas comprising h2s and co2
BR112015013344A2 (pt) * 2012-12-10 2017-07-11 Total Sa processo integrado para recuperar co2 nativo de alta qualidade a partir de um gás ácido compreendendo h2s e co2

Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20100310439A1 (en) * 2007-08-30 2010-12-09 Theodorus Johannes Brok Process for removal of hydrogen sulphide and carbon dioxide from an acid gas stream
US20120279728A1 (en) * 2010-01-22 2012-11-08 Northrop Paul S Removal of acid gases from a gas stream, with co2 capture and sequestration
WO2012089776A1 (en) * 2010-12-31 2012-07-05 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process for removing sulphur-containing contaminants from a gas stream

Also Published As

Publication number Publication date
US20150307359A1 (en) 2015-10-29
AU2013371876A1 (en) 2015-07-02
EP2945728B1 (en) 2019-06-19
CN105008020A (zh) 2015-10-28
BR112015013344A2 (pt) 2017-07-11
CA2894018A1 (en) 2014-07-10
AR093896A1 (es) 2015-06-24
US10040051B2 (en) 2018-08-07
WO2014106770A3 (en) 2014-11-06
SA515360511B1 (ar) 2017-09-13
US9731974B2 (en) 2017-08-15
EA201500629A1 (ru) 2015-10-30
US20170216812A1 (en) 2017-08-03
EP2945728A2 (en) 2015-11-25
WO2014106770A2 (en) 2014-07-10
CY1121915T1 (el) 2020-10-14

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA028471B1 (ru) Комплексный способ извлечения природного coвысокого качества из кислого газа, включающего hs и co
CA2878403C (en) Integrated process for native co2 recovery from a sour gas comprising h2s and co2
US7635408B2 (en) Methods and configurations for acid gas enrichment
RU2545273C2 (ru) Способ и устройство для обработки обогащенного диоксидом углерода кислого газа в процессе клауса
US7803271B2 (en) Method of extracting the hydrogen sulfide contained in a hydrocarbon gas
NO154786B (no) Fremgangsmaate for fjerning av h2s og co2 fra en gassbl anding medsamtidig fremstilling av en h2sholdig gass som lar seg anvende i en claus-prosess.
EA010169B1 (ru) Устройства и способы для удаления кислых газов и загрязняющих примесей с близким к нулю выбросом
US20180272269A1 (en) Acid gas removal with an absorption liquid that separates in two liquid phases
CA2994281C (en) Systems and methods for improved sulfur recovery from claus process tail gas
CN110997879B (zh) 用溶剂吸收剂分离气体的方法
US7157070B2 (en) Method for purifying gas containing hydrocarbons
RU2020128320A (ru) Способ и установка для отделения сопутствующих компонентов от потока необработанного синтез-газа и для получения не содержащего серы побочного продукта
CN105358663A (zh) 用于二烷基二硫化物处理的综合方法
RU2080908C1 (ru) Способ выделения сероводорода из газа
NL1002135C2 (nl) Werkwijze voor het verwijderen van zwavelbevattende verontreinigingen, aromaten en koolwaterstoffen uit gas.
CN107580522B (zh) 从用于硫回收的贫酸气进料中去除芳烃的方法
JP4837176B2 (ja) 天然ガスからの硫黄化合物の除去方法
CN114317037B (zh) 利用解析气进行脱碳液再生的焦炉煤气制备氢气的方法
JP3851681B2 (ja) 天然ガスからの硫黄回収方法
Van Der et al. Process for the removal of H 2 S and CO 2 from a gas mixture

Legal Events

Date Code Title Description
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 BY KG TJ