EA030955B1 - Способ удаления cos и cs - Google Patents

Способ удаления cos и cs Download PDF

Info

Publication number
EA030955B1
EA030955B1 EA201500928A EA201500928A EA030955B1 EA 030955 B1 EA030955 B1 EA 030955B1 EA 201500928 A EA201500928 A EA 201500928A EA 201500928 A EA201500928 A EA 201500928A EA 030955 B1 EA030955 B1 EA 030955B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
catalyst
gas
cos
hydrolysis
carbon disulfide
Prior art date
Application number
EA201500928A
Other languages
English (en)
Other versions
EA201500928A1 (ru
Inventor
Микеле Колоцци
Эмма Пало
Палма Контальдо
Мария Розариа Пепе
Винченцо Пальма
Винченцо Вайано
Original Assignee
Стамикарбон Б.В. Эктин Андер Те Нейм Оф Мт Инновейшн Сентр
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 Стамикарбон Б.В. Эктин Андер Те Нейм Оф Мт Инновейшн Сентр filed Critical Стамикарбон Б.В. Эктин Андер Те Нейм Оф Мт Инновейшн Сентр
Publication of EA201500928A1 publication Critical patent/EA201500928A1/ru
Publication of EA030955B1 publication Critical patent/EA030955B1/ru

Links

Classifications

    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/14—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/14—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
    • B01D53/1456—Removing acid components
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/34—Chemical or biological purification of waste gases
    • B01D53/46—Removing components of defined structure
    • B01D53/48—Sulfur compounds
    • 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
    • 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
    • B01J23/00—Catalysts comprising metals or metal oxides or hydroxides, not provided for in group B01J21/00
    • B01J23/06—Catalysts comprising metals or metal oxides or hydroxides, not provided for in group B01J21/00 of zinc, cadmium or mercury
    • 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
    • B01J23/00—Catalysts comprising metals or metal oxides or hydroxides, not provided for in group B01J21/00
    • B01J23/16—Catalysts comprising metals or metal oxides or hydroxides, not provided for in group B01J21/00 of arsenic, antimony, bismuth, vanadium, niobium, tantalum, polonium, chromium, molybdenum, tungsten, manganese, technetium or rhenium
    • B01J23/20—Vanadium, niobium or tantalum
    • B01J23/22—Vanadium
    • 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
    • B01J23/00—Catalysts comprising metals or metal oxides or hydroxides, not provided for in group B01J21/00
    • B01J23/16—Catalysts comprising metals or metal oxides or hydroxides, not provided for in group B01J21/00 of arsenic, antimony, bismuth, vanadium, niobium, tantalum, polonium, chromium, molybdenum, tungsten, manganese, technetium or rhenium
    • B01J23/24—Chromium, molybdenum or tungsten
    • B01J23/26—Chromium
    • 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
    • B01J23/00—Catalysts comprising metals or metal oxides or hydroxides, not provided for in group B01J21/00
    • B01J23/16—Catalysts comprising metals or metal oxides or hydroxides, not provided for in group B01J21/00 of arsenic, antimony, bismuth, vanadium, niobium, tantalum, polonium, chromium, molybdenum, tungsten, manganese, technetium or rhenium
    • B01J23/24—Chromium, molybdenum or tungsten
    • B01J23/28—Molybdenum
    • 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
    • B01J23/00—Catalysts comprising metals or metal oxides or hydroxides, not provided for in group B01J21/00
    • B01J23/16—Catalysts comprising metals or metal oxides or hydroxides, not provided for in group B01J21/00 of arsenic, antimony, bismuth, vanadium, niobium, tantalum, polonium, chromium, molybdenum, tungsten, manganese, technetium or rhenium
    • B01J23/32—Manganese, technetium or rhenium
    • B01J23/34—Manganese
    • 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
    • B01J23/00—Catalysts comprising metals or metal oxides or hydroxides, not provided for in group B01J21/00
    • B01J23/38—Catalysts comprising metals or metal oxides or hydroxides, not provided for in group B01J21/00 of noble metals
    • B01J23/40—Catalysts comprising metals or metal oxides or hydroxides, not provided for in group B01J21/00 of noble metals of the platinum group metals
    • B01J23/46—Ruthenium, rhodium, osmium or iridium
    • B01J23/462—Ruthenium
    • 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
    • B01J23/00—Catalysts comprising metals or metal oxides or hydroxides, not provided for in group B01J21/00
    • B01J23/70—Catalysts comprising metals or metal oxides or hydroxides, not provided for in group B01J21/00 of the iron group metals or copper
    • B01J23/74—Iron group metals
    • B01J23/745—Iron
    • 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
    • B01J23/00—Catalysts comprising metals or metal oxides or hydroxides, not provided for in group B01J21/00
    • B01J23/70—Catalysts comprising metals or metal oxides or hydroxides, not provided for in group B01J21/00 of the iron group metals or copper
    • B01J23/74—Iron group metals
    • B01J23/755—Nickel
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C07—ORGANIC CHEMISTRY
    • C07C—ACYCLIC OR CARBOCYCLIC COMPOUNDS
    • C07C7/00—Purification; Separation; Use of additives
    • C07C7/148—Purification; Separation; Use of additives by treatment giving rise to a chemical modification of at least one compound
    • C07C7/14875—Purification; Separation; Use of additives by treatment giving rise to a chemical modification of at least one compound with organic compounds
    • 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
    • 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
    • B01D2257/308—Carbonoxysulfide COS
    • 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
    • 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
    • C10L2290/00—Fuel preparation or upgrading, processes or apparatus therefore, comprising specific process steps or apparatus units
    • C10L2290/06—Heat exchange, direct or indirect
    • 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
    • C10L2290/00—Fuel preparation or upgrading, processes or apparatus therefore, comprising specific process steps or apparatus units
    • C10L2290/54—Specific separation steps for separating fractions, components or impurities during preparation or upgrading of a fuel
    • C10L2290/541—Absorption of impurities during preparation or upgrading of a fuel

Abstract

Описывается способ удаления карбонилсульфида и/или сероуглерода из потока кислого газа. Способ включает введение газового потока в одновременный контакт с абсорбирующей жидкостью, такой как водный аминовый раствор, и с катализатором, подходящим для использования при гидролизе карбонилсульфида и/или сероуглерода. В данных целях изобретение также предлагает реакторную систему, где присутствуют как абсорбирующая жидкость, так и катализатор. В одном предпочтительном варианте осуществления катализатором является гетерогенный катализатор, присутствующий в абсорбционной колонне, будучи либо нанесенным в виде покрытия на тарелки колонны с тарелками, либо содержащимся в насадке насадочной колонны.

Description

Изобретение относится к удалению карбонилсульфида (COS) и/или сероуглерода (CS2) из газа, содержащего их, обычно сырого природного газа. В частности, оно относится к очистке кислого газа и/или природного газа.
Уровень техники
Природный газ обычно состоит из низкомолекулярных углеводородов, таких как метан и кислотные примеси определенного уровня содержания. Неочищенный природный газ обычно называют кислым газом. Перед получением возможности использования природного газа кислотные примеси должны быть удалены. Обычно это называют десульфурированием. Обычные примеси представляют собой CO2, H2S, меркаптаны (R-SH), карбонилсульфид и/или сероуглерод.
В современном уровне техники газы, отличные от неочищенного природного газа и содержащие F2S и COS, иногда также называют кислым газом. В дополнение к природному газу это относится к синтез-газу, газу, полученному в результате газификации угля, или дымовым газам от процесса сжигания. В настоящем описании термин кислый газ в общем случае указывает на газ, содержащий H2S и COS и требующий удаления кислотности, а, говоря более конкретно, предпочтительно указывает на неочищенный природный газ.
В известных способах удаления кислотных примесей используют абсорбирование в аминовых растворах. Однако данный способ не является подходящим для удаления карбонилсульфида (O=C=S; который главным образом известен как COS) и сероуглерода (который главным образом известен как CS2). Изменения в нормативно-правовой базе требуют дополнительного уменьшения количества всех серосодержащих соединений, в том числе COS.
Известный способ удаления COS и CS2 состоит из двухстадийного способа, где на первой стадии COS и CS2 превращаются в H2S. Во втором реакторе H2S удаляют. В другом способе в первом реакторе COS и CS2 подвергают гидролизу, а во втором реакторе опять удаляют H2S. Недостаток последнего способа заключается в неэффективности одновременного абсорбирования H2S, COS и CS2 абсорбирующей жидкостью. В частности, в случае наличия относительно высоких уровней содержания H2S (что является типичным для кислого газа) удаление COS и CS2 может оказаться недостаточным.
Способ, который был предложен для расшивания данного узкого места, включает гетерогенную каталитическую конверсию загрязнителей, включающих COS и CS2, с образованием сероводорода в отдельном реакторе гидрирования, функционирующем в газовой фазе. В качестве катализатора обычно используют тяжелые металлы, такие как железо, свинец, молибден, никель, вольфрам или сульфид данных металлов. Недостаток данного способа заключается в необходимости использования высокой рабочей температуры (200-300oC).
Поэтому в альтернативном варианте была предложена очистка газов при такой высокой температуре при использовании основных реакционно-способных солей неорганических или органических оснований или любых их смесей, растворенных в воде или спирте, то есть, при использовании основной среды очистки, таким образом, что загрязнители COS и CS2 подвергаются изменению в результате гидролиза с образованием сероводорода в соответствии с равновесными реакциями: (COS + H2O θ CO2 + H2S и CS2 + 2H2O θ CO2 + 2H2S). В свою очередь, сероводород может быть удален из зоны реакции совместно с газом-носителем. В данном практическом решении реакцию гидролиза ограничивает константа равновесия. В случае достижения парциальным давлением H2S равновесия в выбросах сохранится относительно высокий уровень содержания COS и CS2.
Кроме того, в случае использования основной абсорбирующей жидкости будет встречаться еще одна проблема. Основность абсорбирующей жидкости должна быть выдержана, несмотря на присутствие H2S и CO2. Данные соединения должны быть превращены в сульфиды и карбонаты, что, таким образом, уменьшит основность вещества в целом. После этого сероводород, который присутствует, а также и сероводород, который образуется каталитически, должны быть удалены из газа на отдельной стадии.
Некоторые работы предшествующего уровня техники рассматривают очистку газа, отличного от природного газа, в целях удаления кислотности у таких газов, которые содержат H2S и COS, или, по меньшей мере, удаления из них COS. Например, публикация WO 00/35806 относится к удалению COS из синтез-газа, в частности, синтез-газа, полученного в результате газификации угля. Такой газ существенно отличается от природного газа. В частности, способ в публикации WO 00/35806 относится к удалению COS из газифицированного угля или смесей, содержащих уголь. В данном способе газификации синтезгаз, который получают, включает дисперсный материал, такой как угольная зола, который впоследствии используют в качестве катализатора. Неочищенный природный газ не содержит данного дисперсного материала, поскольку он обычно состоит из низкомолекулярных углеводородов, таких как метан.
Желательно улучшить удаление COS и/или CS2 из кислого газа, предпочтительно из природного газа, в частности, неочищенного природного газа, а, говоря более конкретно, предложить способ, который способен обеспечить более эффективное удаление COS и/или CS2, тем не менее, при избегании высоких температур, требуемых в современном уровне техники.
- 1 030955
Сущность изобретения
В целях лучшего рассмотрения одного или нескольких из вышеизложенных пожеланий изобретение в одном аспекте представляет собой способ удаления карбонилсульфида и/или сероуглерода из потока неочищенного природного газа, включающий введение газового потока в контакт с абсорбирующей жидкостью в целях получения жидкости, содержащей абсорбированный газ, и введение жидкости, содержащей абсорбированный газ, в контакт с катализатором, подходящим для гидролиза карбонилсульфида и/или сероуглерода.
В одном дополнительном аспекте изобретение предлагает способ удаления карбонилсульфида и/или сероуглерода из потока кислого газа, включающий введение газового потока в контакт с абсорбирующей жидкостью в целях получения жидкости, содержащей абсорбированный газ, и введение жидкости, содержащей абсорбированный газ, в контакт с катализатором, подходящим для гидролиза карбонилсульфида и/или сероуглерода, где катализатором является гомогенный катализатор.
В еще одном аспекте изобретение относится к реакторной системе для удаления карбонилсульфида и/или сероуглерода из потока кислого газа, при этом реакторная система заполняется абсорбирующей жидкостью и содержит катализатор, подходящий для гидролиза карбонилсульфида и сероуглерода.
В одном дополнительном аспекте изобретение относится к оборудованию для извлечения серы, содержащему описанную выше реакторную систему.
В еще одном дополнительном аспекте изобретение относится к оборудованию для извлечения серы, содержащему:
a) установку для удаления кислотного газа, содержащую абсорбер, функционирующий при высоком давлении (ВД), среднем давлении (СД) или низком давлении (НД), и НД-регенератор;
b) установку для обогащения кислотного газа/очистки хвостовых газов, содержащую НД/ОНД(очень низкое давление)-абсорбер и НД-регенератор;
c) установку для извлечения серы;
d) реактор гидролиза COS/CS2;
где расположение реактора гидролиза COS/CS2 выбирают из позиции (i) наверху ВД/СД/НДабсорбера; (ii) в промежутке между низом ВД/СД/НД-абсорбера и НД-регенератором; и (iii) в промежутке между низом НД/ОНД-абсорбера и НД-регенератором.
Краткое описание чертежей
Фиг. 1 представляет собой схематический чертеж обычного оборудования для извлечения серы.
Фиг. 2 представляет собой схематический чертеж установки для удаления кислотного газа обычного оборудования для извлечения серы.
Фиг. 3 представляет собой схематический чертеж установки для удаления кислотного газа оборудования для извлечения серы, модифицированного в соответствии вариантом осуществления изобретения, имеющим реактор гидролиза наверху ВД-абсорбера.
Фиг. 4 представляет собой схематический чертеж установки для удаления кислотного газа оборудования для извлечения серы, модифицированного в соответствии с вариантом осуществления изобретения, имеющим реактор гидролиза между низом абсорбера и НД-регенератором.
Фиг. 5 представляет собой схематический чертеж секции для обогащения кислотного газа оборудования для извлечения серы, модифицированного в соответствии с вариантом осуществления изобретения, имеющим реактор гидролиза между низом НД-абсорбера и НД-регенератором.
Подробное описание изобретения
В широком смысле изобретение базируется на разумном предвидении того, что удаление COS и/или CS2 из потока кислого газа может быть проведено более эффективно и при относительно низкой температуре в случае объединения действий абсорбирующей жидкости и каталитического гидролиза в одной и той же среде.
В данных целях газовый поток вводят в контакт с абсорбирующей жидкостью в целях получения жидкости, содержащей абсорбированный газ, а жидкость, содержащую абсорбированный газ, вводят в контакт с катализатором, подходящим для гидролиза карбонилсульфида и/или сероуглерода. Необходимо понимать, что абсорбированный газ может относиться к газовым пузырькам, введенным в абсорбирующую жидкость, (то есть, двухфазной системе, содержащей газ, все еще находящийся в газовой фазе), к молекулярно абсорбированным соединениям (то есть, газу, компонентам из газа или соединениям, полученным в результате превращения из газа, таким как H2S, находящимся в жидкой фазе) или к их комбинации.
В одном варианте осуществления вышеизложенное осуществляют в результате введения газового потока в одновременный контакт с абсорбирующей жидкостью и с катализатором. В частности, способ изобретения, тем самым, осуществляют в одной реакционной емкости. Как полагают изобретатели настоящего изобретения без желания связывать себя теорией, гидролиз COS и/или CS2 оказывает выгодное воздействие также и на действие абсорбирующей жидкости, поскольку он превращает COS и/или CS2 в соединения, которые легче абсорбируются. Необходимо понимать, что данное преимущество, в частности, будет продемонстрировано в случае, когда жидкость, содержащая абсорбированный газ, содержит абсорбированный газ в виде пузырьков (то есть, в газовой фазе). Поскольку в данном случае конверсия
- 2 030955 будет приводить к получению соединений, которые легче молекулярно удерживаются в абсорбирующей жидкости или даже молекулярно абсорбируются в ней.
В описании изобретения рассматриваемые примеси (например, в связи с удалением, абсорбированием, гидролизом и уменьшением содержания) описываются как карбонилсульфид и/или сероуглерод (COS и/или CS2). Необходимо понимать, что этим термином обозначаются любое из двух или оба из упомянутых соединений. То есть, можно предусматривать рассмотрение только COS, только CS2 или COS и CS2. Другими словами, рассматриваемые примеси выбирают из группы, состоящей из карбонилсульфида, сероуглерода и их смесей.
Абсорбирующая жидкость используется для абсорбирования упомянутых примесей COS и/или CS2 из очищаемого газового потока. Жидкости, подходящие для использования в данных целях, известны для специалистов в соответствующей области техники. Они в своей основе могут иметь, например, спирт (метанол) или воду. Абсорбирующие жидкости могут представлять собой физические растворители или растворы. Одна предпочтительная абсорбирующая жидкость представляет собой основный водный раствор, более предпочтительно аминовый раствор. Подходящие для использования амины включают соединения МЭА (моноэтаноламин), ДЭА (диэтаноламин), МДЭА (метилдиэтаноламин), ДИНА (диизопропиламин), ДГА (дигликольамин) или аминовый раствор со специально составленной рецептурой. Также могут быть использованы коммерческие физические растворители или их смеси при наличии или в отсутствии добавок. Абсорбирующая жидкость может представлять собой смесь из жидкостей.
Катализатор содержит каталитически активный металл, предпочтительно переходный металл или соль переходного металла, более предпочтительно выбираемые из группы, состоящей из ванадия, железа, молибдена, рутения, марганца, хрома, цинка, никеля, их комбинации и их солей.
Тем самым, обычно в случае нахождения в форме соли катализатор может быть гомогенным катализатором, растворенным в абсорбирующей жидкости. В данном варианте осуществления изобретение является в особенности хорошо подходящим для использования в способе удаления карбонилсульфида и/или сероуглерода из потока кислого газа, то есть, газа, содержащего H2S и COS, который необязательно представляет собой неочищенный природный газ.
Однако более предпочтительно катализатором является гетерогенный катализатор, осажденный на подходящем для использования носителе. Последнему присуще преимущество с учетом извлечения и регенерации частиц катализатора. Подходящие для использования катализаторы и необязательно носители, активаторы и/или промоторы в общем случае известны для специалистов в соответствующей области техники.
Изобретатели настоящего изобретения, в частности, не имеют своей целью предложение нового катализатора гидролиза COS и/или CS2. Вместо этого, исходя из современного уровня техники каталитической конверсии COS и/или CS2, изобретение, в частности, заключается в новом объединении такой каталитической стадии со стадией газоочистки при использовании абсорбирующей жидкости. Изобретение также обеспечивает оптимизацию конфигурации технологической схемы, а также получение прибыли от оптимизированных эксплуатационных параметров, в основном температуры и времени пребывания.
В одном особенно предпочтительном варианте осуществления катализатором является гетерогенный катализатор, присутствующий в абсорбционной колонне, использующейся на стадии абсорбирования. Таким образом, катализатор, например, может быть осажден на тарелках колонны или на ее насадке. В дополнение к колонне или вместо нее катализатор также может быть осажден в специальных устройствах, подобных фильтрующим системам, специальной насадочной системе вне колонны, в частности по ходу технологического потока ниже позиции, где газовый поток вводят в контакт с абсорбирующей жидкостью.
В выгодном случае в соответствии с изобретением карбонилсульфид и/или сероуглерод предпочтительно подвергают гидролизу при температуре, меньшей чем 150°C, предпочтительно меньшей чем 130°C.
В предпочтительных вариантах осуществления реактор для гидролиза COS и/или CS2 функционирует при низком давлении (в общем случае в диапазоне от 0,01 до 0,1 бар (изб.), обычно при приблизительно 0,05 бар (изб.)). В данном случае имеет место преимущество в сопоставлении с известным удалением COS и/или CS2, которое обычно протекает на стадии высокотемпературного абсорбирования. Собственно говоря, это увеличивает время пребывания газа в реакторе, что вносит свой вклад в дополнительное уменьшение количества COS в газовом потоке. Одновременная гидролитическая конверсия COS и/или CS2 также способствует преодолению недостатков, связанных с неизбежностью уменьшения основности жидкости газоочистки (то есть, аминового раствора) во время абсорбирования COS и/или CS2.
Изобретение, кроме того, относится к реакторной системе для удаления карбонилсульфида и/или сероуглерода из потока кислого газа. Реакторная система заполняется абсорбирующей жидкостью (то есть, в частности, абсорбирующую жидкость перепускают через систему, предпочтительно включающую регенерацию и рециркуляцию регенерированной жидкости) и содержит катализатор, подходящий для использования при гидролизе карбонилсульфида и сероуглерода. В одном варианте осуществления данная реакторная система включает одну реакционную емкость, заполненную абсорбирующей жидкостью, при этом упомянутая жидкость также содержит катализатор. В одном предпочтительном варианте осу
- 3 030955 ществления реактор представляет собой колонну с тарелками, где катализатором является гетерогенный катализатор, нанесенный в виде покрытия на тарелки. В еще одном предпочтительном варианте осуществления колонной является насадочная колонна, где катализатор наносят в виде покрытия на насадку. Подходящие для использования насадочные материалы известны для специалистов в соответствующей области техники и включают, например, нержавеющую сталь или керамический материал, такой как оксид алюминия.
В вариантах осуществления реакторной системы возможным является также и осаждение катализатора на одном или нескольких доступных устройствах для введения в контакт, отличных от колонны, таких как фильтрующие среды, пластины, разработанные для отделения жидкости от газа, такие как лопастные блоки, гофрированные пластины, коалесцирующие среды и устройства для мгновенного испарения.
Одно особенное преимущество изобретения заключается в гибкости в отношении расположения дополнительной стадии для борьбы с загрязнением окружающей среды от COS и/или CS2. Первый вариант осуществления предусматривает использование данного реактора для очищенного газового потока установки для удаления кислотного газа (УКГ) (см. фиг. 3), то есть, наверху абсорбера (которым может являться ВД-, СД- или НД-абсорбер, при этом ВД-вариант является предпочтительным). В данном варианте осуществления после реактора гидролиза COS и/или CS2 последующая ступень (не продемонстрирована) специально разрабатывается для удаления полученного газа H2S и, тем самым, повторной активации использующейся абсорбирующей жидкости, например, амина. Таким образом, в данном варианте осуществления может быть использован двухступенчатый тип емкости, при желании множество их.
Сокращения, использующиеся для секций различного давления, упомянутых в данном описании изобретения, имеют следующие далее значения:
ОНД обозначает очень низкое давление, обычно 0,01-1 бар (изб.);
НД обозначает низкое давление, обычно 1-20 бар (изб.);
СД обозначает среднее давление, обычно 20-40 бар (изб.);
ВД обозначает высокое давление, обычно большее чем 40 бар (изб.).
В дополнительных предпочтительных вариантах осуществления реактор гидролиза COS и/или CS2 располагают либо между низом ВД/СД/НД-абсорбера и НД-регенератором, либо между низом НД/ОНДабсорбера и НД-регенератором.
Таким образом, при обращении к описанным выше вариантам осуществления изобретение относится к оборудованию для извлечения серы, содержащему:
a) установку для удаления кислотного газа, содержащую абсорбер, функционирующий при высоком давлении (ВД), среднем давлении (СД) или низком давлении (НД), и НД-регенератор;
b) установку для обогащения кислотного газа/очистки хвостовых газов, содержащую НД/ОНДабсорбер и НД-регенератор;
c) установку для извлечения серы;
d) реактор гидролиза COS и/или CS2;
где расположение реактора гидролиза COS и/или CS2 выбирают из позиции (i) наверху ВД/СД/НДабсорбера; (ii) между низом ВД/СД/НД-абсорбера и НД-регенератором и (iii) между низом НД/ОНДабсорбера и НД-регенератором. Реактор, упомянутый в позиции d, может представлять собой гидрогенизатор/реактор гидролиза обычного типа, функционирующие при нахождении реагентов в газовой фазе, и где катализатором предпочтительно является катализатор на основе CoMox (катализатор на основе оксида кобальта-молибдена).
Подробное описание фигур
Фиг. 1 представляет собой схематический чертеж обычного оборудования для извлечения серы. Изображаются (a) подаваемый поток кислого газа, поступающего в установку для удаления кислотного газа (УУКГ); (b) поток очищенного газа, покидающего установку УУКГ; (c) поток содержащего кислоту и COS газа, подаваемого в установку для извлечения серы (УИС) через установку для обогащения кислотного газа (УОКГ); (d) получающийся в результате поток обогащенного кислотного газа, подаваемого в установку УИС, и отбрасываемого газа CO2, подаваемого в печь дожигания; (e) поток хвостовых газов из установки УИС, подаваемых в печь дожигания; (f) поток извлеченной серы из установки УИС.
Фиг. 2 представляет собой схематический чертеж установки для удаления кислотного газа (УУКГ) вышеупомянутого обычного оборудования для извлечения серы. Продемонстрировано то, как соединяются ВД-абсорбер и регенератор.
Фиг. 3 представляет собой схематический чертеж установки для удаления кислотного газа оборудования для извлечения серы, модифицированного в соответствии с одним вариантом осуществления изобретения; продемонстрировано присутствие реактора гидролиза наверху ВД-абсорбсра.
Фиг. 4 представляет собой схематический чертеж установки для удаления кислотного газа оборудования для извлечения серы, модифицированного в соответствии с одним вариантом осуществления изобретения; продемонстрировано присутствие реактора гидролиза между низом абсорбера и НДрегенератором.
Фиг. 5 представляет собой схематический чертеж секции для обогащения кислотного газа оборудо
- 4 030955 вания для извлечения серы, модифицированного в соответствии с одним вариантом осуществления изобретения и включающего реактор гидролиза между низом НД-абсорбсра и НД-регенератором.
Основными предпочтительно используемыми эксплуатационными условиями являются
Исходное сырье: кислый газ (С1, С2, С3, С4, С6+)
Температура исходного сырья: 20-80°C
Давление исходного сырья: > 0,01 бар (изб.)
Тип абсорбирующей жидкости: соединения МЭА, ДЭА, МДЭА, ДИПА, ДГА, аминовый раствор со специально составленной рецептурой, коммерческие физические растворители, любая их смесь, при добавлении или без добавления добавок.
Температура абсорбирующей жидкости: 20-150°C
Концентрация аминов в абсорбирующей жидкости: 5-95 мас.%
Степень превращения COS и/или CS2 в жидкой фазе в результате гидролиза при использовании катализатора: >>50% в зависимости от типа амина (в предшествующем уровне техники обычно достигают <50%)
Процентный уровень содержания осажденного катализатора на структурированном носителе или любом устройстве для введения в контакт: < 30 мас.%
Установка катализатора: модернизация обычного оборудования (колонн, 3-фазных сепараторов, теплообменников, фильтров, емкости для мгновенного испарения, резервуара) или в специально разработанном оборудовании (реакторе).
Ниже в настоящем документе изобретение проиллюстрировано при обращении к следующему далее неограничивающему примеру.
Пример.
В данном примере используют гомогенный катализатор, то есть металлическую соль в водном растворе. Примерами использующихся солей являются: NH4VO3 (метаванадат аммония); C10H14FeO4 (ацетилацетонат двухвалентного железа); (C5H8O2)3Ru (ацетилацетонат рутения (III)); (NH4)Mo7O24-4H2O (тетрагидрат гептамолибдата диаммония).
P=0,1 бар (изб.)
Температура абсорбирующей жидкости = 25°C
Концентрация абсорбирующей жидкости, при этом жидкость представляет собой водный раствор диэтаноламина (ДЭА) при 15 мас.%
Концентрация COS в исходном сырье: 125-1000 ч./млн.
Концентрация ванадия в растворе: 0,13 моль/л
В присутствии катализатора удаление COS в результате проведения реакции гидролиза является на один порядок величины большим, чем то, что получают в отсутствие катализатора.

Claims (7)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Способ удаления карбонилсульфида и/или сероуглерода из потока неочищенного природного газа, включающий введение газового потока в контакт с абсорбирующей жидкостью для того, чтобы получить жидкость, содержащую абсорбированный газ, и введение жидкости, содержащей абсорбированный газ, в контакт с катализатором, подходящим для гидролиза карбонилсульфида и/или сероуглерода, где газовый поток вводят в контакт с абсорбирующей жидкостью в абсорбционной емкости и где жидкость, содержащую абсорбированный газ, вводят в контакт с катализатором по ходу технологического потока ниже указанной абсорбционной емкости, и где катализатор представляет собой переходный металл, соль переходного металла или комбинации переходных металлов и их солей.
  2. 2. Способ по п.1, где абсорбирующая жидкость представляет собой водный раствор, предпочтительно аминовый раствор.
  3. 3. Способ по любому из пп.1-2, где катализатор представляет собой переходный металл, выбранный из группы, состоящей из ванадия, железа, молибдена, рутения, марганца, хрома, цинка, никеля и их комбинации, соль указанного переходного металла или комбинацию указанных солей.
  4. 4. Способ по любому из пп.1-3, где катализатором является гетерогенный катализатор.
  5. 5. Способ по п.4, где катализатор, необязательно осажденный на механическом инертном носителе, диспергируют в растворе.
  6. 6. Способ по п.4, где катализатор присутствует в абсорбционной колонне, предпочтительно будучи нанесенным в виде покрытия на тарелки колонны с тарелками или нанесенным в виде покрытия на насадку насадочной колонны.
  7. 7. Способ по любому из пп.1-6, где карбонилсульфид и/или сероуглерод подвергают гидролизу при температуре в диапазоне от 20 до 150°C, предпочтительно от 80 до 130°C.
    - 5 030955
    Фиг. 1
    УУКГ
    Фиг. 2
    УУКГ
    I-----------------------------------------1
    Фиг. 4
    - 6 030955
EA201500928A 2013-03-14 2014-03-14 Способ удаления cos и cs EA030955B1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
EP13159258 2013-03-14
PCT/NL2014/050157 WO2014142668A2 (en) 2013-03-14 2014-03-14 Cos and cs2 abatement method

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA201500928A1 EA201500928A1 (ru) 2016-03-31
EA030955B1 true EA030955B1 (ru) 2018-10-31

Family

ID=47877923

Family Applications (3)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA202192874A EA202192874A1 (ru) 2013-03-14 2014-03-14 Способ удаления cos и cs2
EA201890775A EA039354B1 (ru) 2013-03-14 2014-03-14 Реакторная система для удаления cos и cs2
EA201500928A EA030955B1 (ru) 2013-03-14 2014-03-14 Способ удаления cos и cs

Family Applications Before (2)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA202192874A EA202192874A1 (ru) 2013-03-14 2014-03-14 Способ удаления cos и cs2
EA201890775A EA039354B1 (ru) 2013-03-14 2014-03-14 Реакторная система для удаления cos и cs2

Country Status (6)

Country Link
US (3) US9765272B2 (ru)
EP (1) EP2969131B1 (ru)
CN (2) CN108467757B (ru)
DK (1) DK2969131T3 (ru)
EA (3) EA202192874A1 (ru)
WO (1) WO2014142668A2 (ru)

Families Citing this family (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP3331634B8 (en) 2015-08-06 2023-06-21 Fluor Technologies Corporation Systems and methods for improved sulfur recovery from claus process tail gas
CN106390673A (zh) * 2016-11-30 2017-02-15 成都丽雅纤维股份有限公司 一种粘胶纤维生产中废气的回收系统
CN108993133A (zh) * 2017-06-06 2018-12-14 中国石油化工股份有限公司 一种促进天然气中cos、cs2脱除的方法
CN110536736A (zh) * 2017-08-25 2019-12-03 韩国电力公社 酸性气体捕集装置
CN113549474B (zh) * 2021-08-04 2022-08-23 上海大学 一种高炉煤气分步干法脱酸系统及方法
CN115400533B (zh) * 2022-08-23 2023-06-30 天津绿菱气体有限公司 一种羰基硫尾气回收利用的方法和装置

Citations (15)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3966875A (en) * 1972-10-13 1976-06-29 Metallgesellschaft Aktiengesellschaft Process for the desulfurization of gases
US4482529A (en) * 1983-01-07 1984-11-13 Air Products And Chemicals, Inc. Catalytic hydrolysis of COS in acid gas removal solvents
EP0214407A2 (de) * 1985-07-15 1987-03-18 Siegfried Prof. Dr. Peter Verfahren zur Entfernung von organischen Schwefelverbindungen oder/und Schwefeloxiden oder/und Stickoxiden aus solchen enthaltenden Gasen
WO1996014135A1 (en) * 1994-11-03 1996-05-17 Khanmamedov Tofik K Method and apparatus for removal of contaminates from refinery gas
EP0997188A1 (de) * 1998-10-30 2000-05-03 Basf Aktiengesellschaft Packungselement
WO2000035806A1 (en) * 1998-12-15 2000-06-22 Teco Energy, Inc. Method and apparatus for removing carbonyl sulfide from a gas stream via a wet scrubbing
WO2008148077A1 (en) * 2007-05-25 2008-12-04 Shell Oil Company A process for removing sulfur from a fuel gas stream additionally containing carbon dioxide and light olefins
WO2009117546A1 (en) * 2008-03-21 2009-09-24 Alstom Technology Ltd A system and method for enhanced removal of co2 from a mixed gas stream via use of a catalyst
WO2009117550A1 (en) * 2008-03-21 2009-09-24 Alstom Technology Ltd A system and method for enhanced removal of co2 from a mixed gas stream
WO2010060978A1 (en) * 2008-11-28 2010-06-03 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. A method of treating a syngas stream and an apparatus therefor
WO2010115898A1 (en) * 2009-04-08 2010-10-14 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method of treating an acid gas stream and an apparatus therefor
EP2248575A1 (en) * 2009-04-30 2010-11-10 Mitsubishi Heavy Industries Method and system for recovering high-purity CO2 from gasification gas
WO2011033191A1 (fr) * 2009-09-21 2011-03-24 IFP Energies Nouvelles Procede de desacidification d'un gaz par solution absorbante avec elimination du cos par hydrolyse
AU2012216559A1 (en) * 2008-03-21 2012-09-20 Alstom Technology Ltd A system and method for enhanced removal of CO2 from a mixed gas stream
WO2013120166A1 (en) * 2012-02-17 2013-08-22 Archon Technologies Ltd. Process for the removal of sulfur compounds from gas streams

Family Cites Families (26)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3686712A (en) 1970-09-29 1972-08-29 Gainesville Machine Co Inc Shackle suspension means
US3989811A (en) * 1975-01-30 1976-11-02 Shell Oil Company Process for recovering sulfur from fuel gases containing hydrogen sulfide, carbon dioxide, and carbonyl sulfide
US4041130A (en) * 1975-12-29 1977-08-09 The Ralph M. Parsons Company Process for desulfurization of coke oven gas
GB1563251A (en) 1976-12-07 1980-03-26 Shell Int Research Process for working hydrogen suphidecontaining gases
DE3015336C2 (de) 1980-04-22 1985-09-19 Gebr. Stolle GmbH u. Co KG, 2849 Visbek Verfahren und Vorrichtung zum Einbringen von aufbereiteten Innereien in ausgenommene Schlacht-Hähnchen
US4409199A (en) * 1981-12-14 1983-10-11 Shell Oil Company Removal of H2 S and COS
US4524050A (en) * 1983-01-07 1985-06-18 Air Products And Chemicals, Inc. Catalytic hydrolysis of carbonyl sulfide
GB8613314D0 (en) 1986-06-02 1986-07-09 Era Patents Ltd Microwave apparatus
US5089246A (en) 1990-01-29 1992-02-18 Atochem North America, Inc. Process for converting carbon disulfide to hydrogen sulfide in hydrogen sulfide/carbon disulfide mixtures
US5397556A (en) 1992-12-16 1995-03-14 The Regents Of The Unviversity Of California Process for recovery of sulfur from acid gases
NL9301871A (nl) 1993-10-29 1995-05-16 Stork Bronswerk B V Koelinrichting en werkwijze voor het koelen van geslachte dieren.
EP0881936A1 (en) * 1996-07-29 1998-12-09 Apollo Environmental Systems Corp. Natural gas treatment process
AR009277A1 (es) * 1996-08-22 2000-04-12 Shell Int Research Proceso para la reduccion del contenido total de azufre en gases que contienen sulfuro de hidrogeno y otros componentes de azufre
FR2762592B1 (fr) * 1997-04-24 1999-06-18 Elf Aquitaine Procede d'elimination des composes soufres h2s, so2, cos et/ou cs2 contenus dans un gaz residuaire d'usine a soufre avec recuperation desdits composes sous la forme de soufre
DE19828977A1 (de) 1998-06-29 1999-12-30 Basf Ag Verfahren zur Entfernung saurer Gasbestandteile aus Gasen
NL1019298C2 (nl) 2001-11-05 2003-05-07 Stork Pmt Werkwijze voor het conserveren van vlees van een geslachte vogel of deel daarvan.
WO2004105922A1 (en) * 2003-05-29 2004-12-09 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. A process for the removal of so2, hcn and h2s and optionally cos, cs2 and nh3 from a gas stream
US7374742B2 (en) * 2003-12-19 2008-05-20 Bechtel Group, Inc. Direct sulfur recovery system
US7427385B2 (en) 2004-12-17 2008-09-23 Exxonmobil Research And Engineering Company Systems and processes for reducing the sulfur content of hydrocarbon streams
CN101318099B (zh) * 2008-07-10 2012-07-04 昆明理工大学 低温条件下脱除有机硫的工艺方法
NL2002250C2 (nl) 2008-11-25 2010-05-26 Stork Pmt Inrichting en werkwijze voor het met uiteenlopende intensiteiten broeien van verschillende onderdelen van een pluimveekarkas.
EP2362849A1 (en) * 2008-11-28 2011-09-07 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process for the selective oxidation of hydrogen sulphide
FR2940920B1 (fr) 2009-01-12 2011-10-21 Inst Francais Du Petrole Procede d'elimination d'impuretes soufrees, azotees et halogenees contenues dans un gaz de synthese
ES2641640T3 (es) * 2011-02-08 2017-11-10 Neste Oyj Método de lavado de gas en dos etapas
CN102320577A (zh) * 2011-06-22 2012-01-18 西南石油大学 一种加氢直接氧化硫磺回收工艺
CN102580473A (zh) * 2012-03-20 2012-07-18 中国石油化工股份有限公司 一种选择性脱除h2s及有机硫的吸收剂

Patent Citations (15)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3966875A (en) * 1972-10-13 1976-06-29 Metallgesellschaft Aktiengesellschaft Process for the desulfurization of gases
US4482529A (en) * 1983-01-07 1984-11-13 Air Products And Chemicals, Inc. Catalytic hydrolysis of COS in acid gas removal solvents
EP0214407A2 (de) * 1985-07-15 1987-03-18 Siegfried Prof. Dr. Peter Verfahren zur Entfernung von organischen Schwefelverbindungen oder/und Schwefeloxiden oder/und Stickoxiden aus solchen enthaltenden Gasen
WO1996014135A1 (en) * 1994-11-03 1996-05-17 Khanmamedov Tofik K Method and apparatus for removal of contaminates from refinery gas
EP0997188A1 (de) * 1998-10-30 2000-05-03 Basf Aktiengesellschaft Packungselement
WO2000035806A1 (en) * 1998-12-15 2000-06-22 Teco Energy, Inc. Method and apparatus for removing carbonyl sulfide from a gas stream via a wet scrubbing
WO2008148077A1 (en) * 2007-05-25 2008-12-04 Shell Oil Company A process for removing sulfur from a fuel gas stream additionally containing carbon dioxide and light olefins
WO2009117546A1 (en) * 2008-03-21 2009-09-24 Alstom Technology Ltd A system and method for enhanced removal of co2 from a mixed gas stream via use of a catalyst
WO2009117550A1 (en) * 2008-03-21 2009-09-24 Alstom Technology Ltd A system and method for enhanced removal of co2 from a mixed gas stream
AU2012216559A1 (en) * 2008-03-21 2012-09-20 Alstom Technology Ltd A system and method for enhanced removal of CO2 from a mixed gas stream
WO2010060978A1 (en) * 2008-11-28 2010-06-03 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. A method of treating a syngas stream and an apparatus therefor
WO2010115898A1 (en) * 2009-04-08 2010-10-14 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method of treating an acid gas stream and an apparatus therefor
EP2248575A1 (en) * 2009-04-30 2010-11-10 Mitsubishi Heavy Industries Method and system for recovering high-purity CO2 from gasification gas
WO2011033191A1 (fr) * 2009-09-21 2011-03-24 IFP Energies Nouvelles Procede de desacidification d'un gaz par solution absorbante avec elimination du cos par hydrolyse
WO2013120166A1 (en) * 2012-02-17 2013-08-22 Archon Technologies Ltd. Process for the removal of sulfur compounds from gas streams

Also Published As

Publication number Publication date
US20160017248A1 (en) 2016-01-21
CN105228724B (zh) 2018-06-12
EA201890775A2 (ru) 2018-08-31
US11331623B2 (en) 2022-05-17
EA201890775A3 (ru) 2019-02-28
EP2969131B1 (en) 2020-02-26
US20210079310A1 (en) 2021-03-18
WO2014142668A2 (en) 2014-09-18
US20180023012A1 (en) 2018-01-25
US10865355B2 (en) 2020-12-15
DK2969131T3 (da) 2020-03-23
EA039354B1 (ru) 2022-01-18
US9765272B2 (en) 2017-09-19
EP2969131A2 (en) 2016-01-20
CN108467757B (zh) 2021-06-22
EA201500928A1 (ru) 2016-03-31
CN108467757A (zh) 2018-08-31
CN105228724A (zh) 2016-01-06
WO2014142668A3 (en) 2014-12-04
EA202192874A1 (ru) 2022-01-19

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US11331623B2 (en) COS and CS2 abatement method
KR101847805B1 (ko) 가스 스트림과 액체 스트림의 접촉
CN102227251B (zh) 生产纯化天然气的方法
AU2010230278B2 (en) Process for producing a purified synthesis gas stream
RU2508155C2 (ru) Способ и устройство для уменьшения сероокиси углерода, сероуглерода, соединений карбонилов металлов, сероводорода и циановодорода, аммиака и соединений мышьяка и хлора в сырьевом газе
US20110072969A1 (en) Maintaining low carbon monoxide levels in product carbon dioxide
CA2817994A1 (en) Sterically hindered amines and associated methods
EA012879B1 (ru) Способ получения газового потока с малым содержанием сероводорода
US11707725B2 (en) Acid gas absorbent in biogas and biogas purification system using the same
RU2668925C1 (ru) Способ очистки синтез-газа путем промывки водными растворами аминов
DK2691163T3 (en) DETENTION OF AMINES FOR REMOVAL OF SURE GAS EMISSIONS BY AMIN-absorbents
US9028678B2 (en) Scrubbing hydrogen sulfide from hydrotreated product
US20210053827A1 (en) Sulfur Recovery Within A Gas Processing System
EA043656B1 (ru) Способ удаления cos и cs2
RU2526455C2 (ru) Способ очистки отходящих газов от сероводорода
Kiani et al. Syngas Conditioning (Catalyst, Process: Sulfur and Tar Cl, F)
Colozzi et al. COS and CS 2 abatement method
CN111770783A (zh) 改进的杂质去除方法
US10493381B2 (en) Sulfide oxidation process and apparatus
WO2022129977A1 (en) Method for recovering high purity carbon dioxide from a gas mixture
CN116769510A (zh) 一种利用反应与蒸馏从液态轻烃物流中去除cs2及含硫化合物的方法

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 KG TJ