FR2483802A1 - Procede pour eliminer l'oxysulfure de carbone d'un courant gazeux - Google Patents

Procede pour eliminer l'oxysulfure de carbone d'un courant gazeux Download PDF

Info

Publication number
FR2483802A1
FR2483802A1 FR8111208A FR8111208A FR2483802A1 FR 2483802 A1 FR2483802 A1 FR 2483802A1 FR 8111208 A FR8111208 A FR 8111208A FR 8111208 A FR8111208 A FR 8111208A FR 2483802 A1 FR2483802 A1 FR 2483802A1
Authority
FR
France
Prior art keywords
copper
cos
gas
sulphides
sulphate
Prior art date
Legal status (The legal status 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 status listed.)
Granted
Application number
FR8111208A
Other languages
English (en)
Other versions
FR2483802B1 (fr
Inventor
Alkis C Makrides
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Eic Corp
Original Assignee
Eic Corp
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 Eic Corp filed Critical Eic Corp
Publication of FR2483802A1 publication Critical patent/FR2483802A1/fr
Application granted granted Critical
Publication of FR2483802B1 publication Critical patent/FR2483802B1/fr
Granted legal-status Critical Current

Links

Classifications

    • BPERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01DSEPARATION
    • B01D53/00Separation 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
    • B01D53/14Separation 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
    • B01D53/1493Selection of liquid materials for use as absorbents
    • BPERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01DSEPARATION
    • B01D53/00Separation 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
    • B01D53/14Separation 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
    • BPERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01DSEPARATION
    • B01D53/00Separation 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
    • B01D53/14Separation 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
    • B01D53/1456Removing acid components
    • YGENERAL 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
    • Y02TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02CCAPTURE, STORAGE, SEQUESTRATION OR DISPOSAL OF GREENHOUSE GASES [GHG]
    • Y02C20/00Capture or disposal of greenhouse gases
    • Y02C20/40Capture or disposal of greenhouse gases of CO2

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Analytical Chemistry (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Treating Waste Gases (AREA)
  • Gas Separation By Absorption (AREA)
  • Industrial Gases (AREA)

Abstract

PROCEDE POUR ELIMINER L'OXYSULFURE DE CARBONE D'UN COURANT GAZEUX. DANS UNE COLONNE D'ABSORPTION 2, ON FAIT ENTRER CE COURANT GAZEUX EN CONTACT AVEC UN LIQUIDE DE LAVAGE CONTENANT DU SULFATE DE CUIVRE ET TAMPONNE A UN PH SUFFISAMMENT ACIDE POUR EMPECHER LA PRECIPITATION DE SELS BASIQUES DE CUIVRE, LE SULFATE DE CUIVRE REAGISSANT AVEC L'OXYSULFURE DE CARBONE AVEC PRECIPITATION DE SULFURES DE CUIVRE QU'ON SEPARE ENSUITE DE LA SOLUTION DE LAVAGE.

Description

i Procédé pour éliminer l'oxysulfure de carbone d'un courant gazeux. La
présente invention se rapporte à un procédé pour éliminer sélectivement le COS contenu dans des courants gazeux. Il est souvent nécessaire ou souhaitable de diminuer la teneur en COS de courants gazeux (par exemple du gaz de four à coke ou de la vapeur géothermique) jusqu'à des niveaux compatibles avec les traitements ou l'utilisation subséquents. En général cependant, les solutions absorbantes utilisées pour éliminer d'autres impuretés contenant du soufre ne permettent d'éliminer au'une petite fraction du COS. Ainsi par exemple, H12S peut être éliminé au moyen de solutions aqueuses ou contenant de l'eau de bases organiques ou de sels alcalins d'acides minéraux ou organiques faibles mais le COS est pratiquement non affecté par ces solutions parce qu'il est chimiquement
inerte à l'égard de la solution absorbante dans les condi-
tions observées normalement.
Le traitement de gaz acides par des techniques de lavage physiques conduisant à une solubilisation des impuretés est également bien connu. Toutefois, en général, le COS est peu soluble dans les solvants utilisés dans ces
procédés et n'est pas éliminé efficacement.
On a tenté de résoudre ce problème en convertissant le COS en H 2S, et en éliminant ensuite ce dernier par une technique classique. Le brevet des Etats-Unis nc 4 153 674 décrit un tel procédé dans lequel on traite le gaz contenant du COS par de l'hydrogène libre ou de l'oxyde de carbone libre à des températures dans l'intervalle de 180 à 4500C en présence d'un catalyseur consistant en un métal du groupe VI et/ou du groupe VIII appliqué sur un support d'oxyde minéral afin de convertir la plus grande partie ou la
totalité du COS en H2S et CO2.
24e3802 Dans le brevet des Etats-Unis n0 3 966 875, on décrit un autre procédé dans lequel on met le gaz en contact à une température de 50 à 10500 avec un solvant organique peu volatil, inerte à l'égard du COS et contenant de 15 à 50 moles % d'eau; les produits d'hydrolyse (H2S et C02) et autres composés contenant du soufre sont ensuite éliminés
par un lavage du gaz.
D'autres techniques opératoires comportent l'hydrolyse du COS au moyen d'une solution aqueuse d'une
polyalcanolamine contenant au moins 20% en poids de tétramé-
thylène-sulfone (brevet'des Etats-Unis nO 3 965 244) ou d'amines spéciales telles que la pipérazinone, qui catalysent
l'hydrolyse (brevet des Etats-Unis nc 4 100 256).
D'une manière générale, ces techniques d'absorption sont compliquées, en particulier par les opérations visant à
la régénération des solutions absorbantes. En outre, l'appli-
cation de la loi d'action de masse à l'hydrolyse de COS en H2S et CO2 montre que l'équilibre est déplacé dans le sens opposé au sens voulu lorsque le gaz contient des grandes quantités d'anhydride carbonique et de sulfure d'hydrogène, de sorte qu'il subsiste des concentrations inacceptables de COS dans le gaz traité. En outre, si le 00C est hydrolysé en H2S et 002 à l'aide d'une solution basique, la teneur en 002 de l'absorbant (et éventuellement des gaz désorbés à la régénération de l'absorbant) est accrue dans une mesure indésirable. D'autres techniques pour l'élimination du soufre sont basées sur la différence dans les vitesses d'absorption de CO2 et d'H 2S. Mais du fait que le CO2 et le COS ont des propriétés d'absorption voisines, ces techniques n'éliminent que H2S mais ne permettent pas d'éliminer efficacement le COS. Dans le brevet des Etats-Unis nO 4 192 854, on
décrit un procédé pour éliminer H 2S d'un courant gazeux.
dans lequel on met ce courant en contact avec une solution de CuSO tamponnée par du sulfate d'ammonium qui provoque la
précipitation du soufre de H 2S à l'état de sulfure de cuivre.
Aucune indication de la littérature technique ne suggère
qu'une telle solution serait capable de réagir avec le GOS.
Si la plupart des applications industrielles exigent de ramener les teneurs en soufre à de faibles niveaux, il n'est pas nécessaire ni souhaitable, dans un certain
nombre de cas, d'éliminer également l'anhydride carbonique.
Ainsi par exemple, le gaz naturel soufré, qui peut contenir plusieurs centaines de pp i de COS en plus de quantités substantielles d'H2S et de C02, doit être désulfuré avant utilisation, mais il n'est pas nécessaire d'éliminer le C02 pour satisfaire aux prescriptions habituelles relatives aux gazoducs de gaz naturel. De même, dans certains procédés de gazéification, l'élimination de CO2 n'est pas souhaitable parce qu'elle diminue le volume total de gaz disponible pour la
production d'énergie.
Il est donc clair qu'un procédé qui permettrait d'éliminer sélectivement le COS (et éventuellement l'autre forme principale du soufre, H 2S) mais non les autres gaz
acides, et en particulier 002, serait extrêmement avantageux.
Même dans les cas ou il est souhaitable d'éliminer 002, un procédé d'élimination-sélective du COS apporterait une plus grande souplesse dans le choix d'un procédé simultané ou subséquent d'élimination du C02 ainsi que dans l'obtention
d'un courant de CO séparé à haute pureté.
La demanderesse a découvert qu'on pouvait éliminer la plus grande partie de l'oxysulfure de carbone (COS) contenu dans un courant gazeux en lavant ce dernier à l'aide d'une solution liquide contenant du sulfate de cuivre tamponnée à un pH suffisamment acide pour empacher la précipitation de sels de cuivre basiques dans les conditions opératoires. Le sulfate de cuivre réagit avec le COS selon 1' équation 24e3802 COS + H20 + CuS04 sulfures de cuivre+ C02+ H2S04 2 4 r 02+ 2S 4 Le soufre est éliminé du système sous la forme de CuS, de soufre élémentaire, d'H2S04 ou d'une combinaison quelconque de ces trois corps. Le C02 n'est pas affecté parce qu'il est essentiellement insoluble dans la solution de
lavage acide.
Dans les modes de réalisation préférés, le pH de la
solution de lavage est maintenu au-dessous de 4, de préféren-
ce entre 1 et 4, à l'aide de sulfate d'ammonium. La solution de lavage est recyclée, et les sulfures de cuivre formés
- sont soumis à oxydation hydrothermique permettant de régéné-
rer le sulfate de cuivre qu'on renvoie dans la solution de
lavage pour une nouvelle élimination du COS.
D'autres caractéristiques et avantages de l'inven-
tion ressortiront plus clairement de la description détaillée
donnée ci-après en référence à la figure unique du dessin annexé aui représente schématiquement un appareillage pour
la mise en oeuvre du procédé selon l'invention.
En référence à cette figure, le courant de gaz bruts qui contient du 00CS (et habituellement d'autres constituants, par exemple C02, H2S et N2) est d'abord saturé de vapeur d'eau (au moyen d'un appareillage non représenté) dans un réfrigérant, ou par injection de vapeur d'eau, ceci de manière à accroltre la pression manométrioue du gaz jusqu'à un niveau d'environ 7 bars, et à régler sa température à environ 1000C. Le gaz est ensuite introduit dans la colonne d'absorption 2 par le conduit 1. La colonne d'absorption 2, qui est une tour du type à plateaux, contient la solution de lavage qui s'écoule à contre-courant du gaz. La solution de lavage diluée contient 4 g/litre (exprimé en cuivre) de
CuS04, 100 g/litre de (NH4)2S04 et 25 g/litre d'H2S04.
4 4 24 25gltedi 40 Dans la colonne d'absorption 2, la plus grande partie du COS contenu dans le gaz réagit avec le CuS04,
donnant des sulfures de cuivre, du C02 et de l'acide sulfuri-
que (si le gaz contient de l'H2S, il est également éliminé
avec formation de sulfures de cuivre et d'acide sulfurique).
Le gaz purifié débarrassé du soufre quitte la colonne
d'absorption 2 par le conduit 3.
Dans le cours de l'absorption, la solution de sulfate de cuivre se transforme en une dispersion acide
contenant en suspension des -sulfures de cuivre solides.
Une partie de cette dispersion est recyclée à la tour d'absorption par les conduits 4, 5 et 6 et une autre partie
est évacuée en courant de purge par le conduit 7.
La dispersion évacuée est accumulée dans le réservoir de volant 8 dans lequel les substances
solides sont maintenues en suspension par agitation.
Une partie de cette dispersion est envoyée par le conduit 9 au réacteur de lixiviation 11 dans lequel une partie des
sulfures de cuivre solides est soumise à oxydation hydro-
thermiaue par l'air arrivant- par le conduit 10, pendant 1 heure; il y a formation de sulfate de cuivre et de soufre. Au cours de cette opération, l'excès d'acide
sulfurique est également consommé.
La solution régénérée est envoyée par le conduit 12 à un dispositif de séparation solide/liquide 13 dans lequel le soufre élémentaire.et les sulfures de cuivre sont séparés et évacués par le conduit 14. La solution claire est envoyée au réservoir 16 par le conduit 15 et, de là, renvoyée par le conduit 17 à la colonne d'absorption
2 pour une nouvelle absorption de COS.
Le procédé décrit ci-dessus, utilisé pour le traitement de 453.000 kg/h de gaz brut contenant 500 ppm en poids de COS exige la recirculation d'environ 19.000 litres par mn de solution de lavage à la colonne d'absorption 2; environ 570 litres/mn de la solution sont évacués à l'état de dispersion (à environ 1% de matières solides) par le conduit 7. La régénération des sulfures de cuivre consomme environ 57 kg/h d'oxygène (provenant de l'air). Environ 113 kg/h de soufre sont rejetés de l'installation par le conduit 14, Il existe d'autres modes de réalisation du procédé selon l'invention, qui entrent dans le cadre de cette dernière. Ainsi, par exemple, la concentration en CuSO4 de la solution de lavage peut aller d'environ 2 g/litre à 40 g/litre (exprimé en cuivre) et la solution de lavage peut être utilisée dans un dispositif quelconque connu de lavage, par exemple une colonne à garnissage ou un laveur à venturi. Au lieu de consommer l'acide sulfurique au cours
du stade de régénération, on peut l'évacuer de l'installa-
tion ou le neutraliser par addition d'une base telle que
NaOH, CaO, Ca(OH)2 ou 1ty. Si l'on utilise pour la neutra-
lisation du CaO ou du CaOH2, on rejette du sulfate de calcium de l'installation au stade régénération. Une certaine quantité de CuS produite au cours de l'opération de lavage peut 9tre rejetée immédiatement de l'installation; il s'agit là du mode de réalisation préféré pour l'élimination
du soufre lorsqu'on ne pratique ni recyclage ni régénération.
24 3082

Claims (7)

REVENDICATIONS
1. Procédé pour éliminer l'oxysulfure de carbone d'un courant gazeux, caractérisé en ce que;: on fait entrer ledit courant gazeux en contact avec un courant de liquide comprenant une solution liquide d'un agent de lavage contenant du sulfate de cuivre et tamponnée à un pH suffisamment acide pour empêcher la précipitation de sels de cuivre basiques dans les conditions opératoires, le sulfate de cuivre réagissant alors avec l'oxysulfure de carbone avec précipitation de sulfures de cuivre, et on élimine une partie au moins de ces sulfures de
cuivre de ladite solution liquide.
2. Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que la solution liquide est tamponnée à un pH acide à
l'aide de sulfate d'ammonium.
3. Procédé selon la revendication 1 ou 2, caracté-
risé en ce que la solution liquide est recyclée.
4. Procédé.,selon la revendication 3, caractérisé en ce que l'on soumet une partie au moins des sulfures de cuivre à oxydation hydrothermique en vue de régénérer le
sulfate de cuivre.
5. Procédé selon la revendication 4, caractérisé en ce que l'on renvoie le sulfate de cuivre régénéré dans le
courant de liquide.
6. Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que le pH, mesuré à température ambiante, ne dépasse
pas 4.
7. Procédé selon la revendication 6, caractérisé en ce que le pH, mesuré à température ambiante, se situe
entre 1 et 4.
FR8111208A 1980-06-05 1981-06-05 Procede pour eliminer l'oxysulfure de carbone d'un courant gazeux Granted FR2483802A1 (fr)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US06/156,682 US4298584A (en) 1980-06-05 1980-06-05 Removing carbon oxysulfide from gas streams

Publications (2)

Publication Number Publication Date
FR2483802A1 true FR2483802A1 (fr) 1981-12-11
FR2483802B1 FR2483802B1 (fr) 1983-08-26

Family

ID=22560596

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
FR8111208A Granted FR2483802A1 (fr) 1980-06-05 1981-06-05 Procede pour eliminer l'oxysulfure de carbone d'un courant gazeux

Country Status (6)

Country Link
US (1) US4298584A (fr)
JP (1) JPS5712818A (fr)
CA (1) CA1130987A (fr)
DE (1) DE3122488A1 (fr)
FR (1) FR2483802A1 (fr)
GB (1) GB2077249B (fr)

Families Citing this family (55)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5032374A (en) * 1987-10-22 1991-07-16 Hughes Aircraft Company Preparation of metal sulfides
CN101910375B (zh) 2007-12-28 2014-11-05 格雷特波因特能源公司 用于碳质原料的催化气化的蒸汽发生浆液气化器
US8123827B2 (en) 2007-12-28 2012-02-28 Greatpoint Energy, Inc. Processes for making syngas-derived products
WO2009111345A2 (fr) 2008-02-29 2009-09-11 Greatpoint Energy, Inc. Compositions particulaires de gazéification catalytique
US8709113B2 (en) 2008-02-29 2014-04-29 Greatpoint Energy, Inc. Steam generation processes utilizing biomass feedstocks
WO2009111332A2 (fr) 2008-02-29 2009-09-11 Greatpoint Energy, Inc. Procédés de génération de vapeur à bilan co2 réduit
US20090217575A1 (en) 2008-02-29 2009-09-03 Greatpoint Energy, Inc. Biomass Char Compositions for Catalytic Gasification
CN101959996B (zh) 2008-02-29 2013-10-30 格雷特波因特能源公司 用于气化作用的颗粒状组合物及其制备和连续转化
US8297542B2 (en) 2008-02-29 2012-10-30 Greatpoint Energy, Inc. Coal compositions for catalytic gasification
US8286901B2 (en) 2008-02-29 2012-10-16 Greatpoint Energy, Inc. Coal compositions for catalytic gasification
CA2718536C (fr) 2008-04-01 2014-06-03 Greatpoint Energy, Inc. Procede de deplacement acide pour l'elimination de monoxyde de carbone dans un flux de gaz
CA2718295C (fr) 2008-04-01 2013-06-18 Greatpoint Energy, Inc. Procedes pour la separation de methane a partir d'un flux de gaz
CN102159687B (zh) 2008-09-19 2016-06-08 格雷特波因特能源公司 使用炭甲烷化催化剂的气化方法
WO2010033850A2 (fr) 2008-09-19 2010-03-25 Greatpoint Energy, Inc. Processus de gazéification d’une charge carbonée
CN104073294A (zh) 2008-09-19 2014-10-01 格雷特波因特能源公司 碳质原料的气化方法
WO2010048493A2 (fr) 2008-10-23 2010-04-29 Greatpoint Energy, Inc. Procédés de gazéification d’une charge carbonée
KR101290453B1 (ko) 2008-12-30 2013-07-29 그레이트포인트 에너지, 인크. 촉매된 탄소질 미립자의 제조 방법
EP2370549A1 (fr) 2008-12-30 2011-10-05 Greatpoint Energy, Inc. Procédés de préparation de particules carbonées chargées d'un catalyseur
US8268899B2 (en) 2009-05-13 2012-09-18 Greatpoint Energy, Inc. Processes for hydromethanation of a carbonaceous feedstock
JP5269251B2 (ja) 2009-05-13 2013-08-21 グレイトポイント・エナジー・インコーポレイテッド 炭素質フィードストックの水素添加メタン化のための方法
WO2010132551A2 (fr) 2009-05-13 2010-11-18 Greatpoint Energy, Inc. Procédés d'hydrométhanation d'une matière première carbonée
US20110031439A1 (en) 2009-08-06 2011-02-10 Greatpoint Energy, Inc. Processes for hydromethanation of a carbonaceous feedstock
CN102575181B (zh) 2009-09-16 2016-02-10 格雷特波因特能源公司 集成氢化甲烷化联合循环方法
CN102482598B (zh) 2009-09-16 2014-09-17 格雷特波因特能源公司 双模式制氢法
US20110062721A1 (en) 2009-09-16 2011-03-17 Greatpoint Energy, Inc. Integrated hydromethanation combined cycle process
KR101350061B1 (ko) 2009-09-16 2014-01-14 그레이트포인트 에너지, 인크. 탄소질 공급원료의 히드로메탄화 방법
AU2010310849B2 (en) 2009-10-19 2013-05-02 Greatpoint Energy, Inc. Integrated enhanced oil recovery process
WO2011049858A2 (fr) 2009-10-19 2011-04-28 Greatpoint Energy, Inc. Procédé intégré amélioré de collecte d'hydrocarbures
US8733459B2 (en) 2009-12-17 2014-05-27 Greatpoint Energy, Inc. Integrated enhanced oil recovery process
US8669013B2 (en) 2010-02-23 2014-03-11 Greatpoint Energy, Inc. Integrated hydromethanation fuel cell power generation
US8652696B2 (en) 2010-03-08 2014-02-18 Greatpoint Energy, Inc. Integrated hydromethanation fuel cell power generation
KR101440710B1 (ko) 2010-04-26 2014-09-17 그레이트포인트 에너지, 인크. 바나듐 회수를 동반한 탄소질 공급원료의 히드로메탄화
WO2011150217A2 (fr) 2010-05-28 2011-12-01 Greatpoint Energy, Inc. Conversion de charges de départ d'hydrocarbures lourds, liquides, en produits gazeux
KR101424941B1 (ko) 2010-08-18 2014-08-01 그레이트포인트 에너지, 인크. 탄소질 공급원료의 히드로메탄화
KR20130080471A (ko) 2010-09-10 2013-07-12 그레이트포인트 에너지, 인크. 탄소질 공급원료의 히드로메탄화
EP2635660A1 (fr) 2010-11-01 2013-09-11 Greatpoint Energy, Inc. Hydrométhanation d'une charge de départ carbonée
AU2011323645A1 (en) 2010-11-01 2013-05-02 Greatpoint Energy, Inc. Hydromethanation of a carbonaceous feedstock
ES2641640T3 (es) * 2011-02-08 2017-11-10 Neste Oyj Método de lavado de gas en dos etapas
CN104711026A (zh) 2011-02-23 2015-06-17 格雷特波因特能源公司 伴有镍回收的碳质原料加氢甲烷化
CN103492537A (zh) 2011-04-22 2014-01-01 格雷特波因特能源公司 伴随焦炭选矿的碳质原料加氢甲烷化
WO2012166879A1 (fr) 2011-06-03 2012-12-06 Greatpoint Energy, Inc. Hydrométhanation d'une charge d'alimentation carbonée
WO2013025812A1 (fr) 2011-08-17 2013-02-21 Greatpoint Energy, Inc. Hydrométhanation d'une charge carbonée
WO2013025808A1 (fr) 2011-08-17 2013-02-21 Greatpoint Energy, Inc. Hydrométhanation d'une charge d'alimentation carbonée
ES2666417T3 (es) 2011-08-31 2018-05-04 Neste Oyj Método de lavado de gas en dos etapas aplicando precipitación de sulfuro y absorción alcalina
US9012524B2 (en) 2011-10-06 2015-04-21 Greatpoint Energy, Inc. Hydromethanation of a carbonaceous feedstock
US8691167B2 (en) * 2012-07-19 2014-04-08 Tronox Llc Process for controlling carbonyl sulfide produced during chlorination of ores
EP2695660B1 (fr) 2012-08-08 2018-01-10 Neste Oyj Procédé de purification de flux gazeux résultant de l'hydrogénation, l'hydro-déoxygénation ou l'hydrocrackage des acides gras, leurs esters et des glycérides
KR101534461B1 (ko) 2012-10-01 2015-07-06 그레이트포인트 에너지, 인크. 응집된 미립자 저등급 석탄 공급원료 및 그의 용도
CN104685038B (zh) 2012-10-01 2016-06-22 格雷特波因特能源公司 附聚的颗粒状低煤阶煤原料及其用途
US9328920B2 (en) 2012-10-01 2016-05-03 Greatpoint Energy, Inc. Use of contaminated low-rank coal for combustion
WO2014055351A1 (fr) 2012-10-01 2014-04-10 Greatpoint Energy, Inc. Charge d'alimentation de charbon de rang bas à particules agglomérées et ses utilisations
US10464872B1 (en) 2018-07-31 2019-11-05 Greatpoint Energy, Inc. Catalytic gasification to produce methanol
US10344231B1 (en) 2018-10-26 2019-07-09 Greatpoint Energy, Inc. Hydromethanation of a carbonaceous feedstock with improved carbon utilization
US10435637B1 (en) 2018-12-18 2019-10-08 Greatpoint Energy, Inc. Hydromethanation of a carbonaceous feedstock with improved carbon utilization and power generation
US10618818B1 (en) 2019-03-22 2020-04-14 Sure Champion Investment Limited Catalytic gasification to produce ammonia and urea

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2215754A (en) * 1939-06-08 1940-09-24 Alvah J W Headlee Process of purifying gases containing sulphur compounds as impurities
DE2249426A1 (de) * 1971-10-08 1973-04-12 Du Pont Entfernung von schwefelverbindungen aus gasstroemen
US3996875A (en) * 1974-12-04 1976-12-14 Isenberg Jr Martens Intregral hydraulic pump and wheel steering mechanism for sailboats
US4192854A (en) * 1976-09-03 1980-03-11 Eic Corporation Process for removing hydrogen sulfide and ammonia from gaseous streams

Family Cites Families (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE2250169A1 (de) * 1972-10-13 1974-04-25 Metallgesellschaft Ag Verfahren zur entschwefelung technischer brenngase und synthesegase
US3965244A (en) * 1974-11-27 1976-06-22 Shell Oil Company Selective removal of sulfur compounds from acid gas mixtures containing significant quantities of carbonyl sulfide
GB1563251A (en) * 1976-12-07 1980-03-26 Shell Int Research Process for working hydrogen suphidecontaining gases
US4100256A (en) * 1977-03-18 1978-07-11 The Dow Chemical Company Hydrolysis of carbon oxysulfide

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2215754A (en) * 1939-06-08 1940-09-24 Alvah J W Headlee Process of purifying gases containing sulphur compounds as impurities
DE2249426A1 (de) * 1971-10-08 1973-04-12 Du Pont Entfernung von schwefelverbindungen aus gasstroemen
FR2157840A1 (en) * 1971-10-08 1973-06-08 Du Pont Collecting sulphurous cpds from gases - using manganese suboxide
US3996875A (en) * 1974-12-04 1976-12-14 Isenberg Jr Martens Intregral hydraulic pump and wheel steering mechanism for sailboats
US4192854A (en) * 1976-09-03 1980-03-11 Eic Corporation Process for removing hydrogen sulfide and ammonia from gaseous streams

Also Published As

Publication number Publication date
FR2483802B1 (fr) 1983-08-26
US4298584A (en) 1981-11-03
GB2077249B (en) 1983-12-14
CA1130987A (fr) 1982-09-07
JPS5712818A (en) 1982-01-22
GB2077249A (en) 1981-12-16
DE3122488A1 (de) 1982-03-18

Similar Documents

Publication Publication Date Title
FR2483802A1 (fr) Procede pour eliminer l'oxysulfure de carbone d'un courant gazeux
US4283379A (en) Method for removing hydrogen sulfide from gas streams
AU2007253790B2 (en) Process for treating a gas stream
CA3059554C (fr) Systemes et procedes d'elimination de sulfure d'hydrogene a partir de flux gazeux
CA1288087C (fr) Methode et composition pour separer le sulfure d'hydrogene present dans des debits gazeux
CA1106348A (fr) Procede de regeneration de solutions aqueuses de sulfures de sodium, de potassium et/ou d'ammonium
US3972989A (en) Reducing the consumption of anthraquinone disulfonate in Stretford solutions
US4579727A (en) Oxidative removal of hydrogen sulfide from gas streams
IL157906A (en) Process for producing ammonium thiosulfate
WO1998032518A1 (fr) Procede liquide-liquide double boucle d'elimination d'h2s
FR2578531A1 (fr) Procede de desulfuration de gaz contenant de l'hydrogene sulfure
CA1033083A (fr) Traitement des eaux contenant de l'acide sulfurique et/ou du sulfate d'ammonium par le sulfure de baryum
US4017594A (en) Reducing the consumption of anthraquinone disulfonate in Stretford solutions using thiocyanate ion precursors
CA1267771A (fr) Procede d'elimination des composes cos et cs.sub.2 contenus dans un gaz industriel
EP0922669B1 (fr) Procédé de récupération du soufre à haute pression
US3794710A (en) Gas desulfurization
US4432962A (en) Method for removing hydrogen sulfide from gas streams
FR2724161A1 (fr) Procede d'extraction de l'hydrogene sulfure contenu dans un melange de gaz
FI75329C (fi) Foerfarande foer avlaegsnande av svavelinnehaollet i en uttunnad svaveldioxidhaltig gas.
FR2565502A1 (fr) Procede d'elimination des composes du soufre dans des melanges de gaz
EP0061444B1 (fr) Procede d'elimination de sulfure d'hydrogene de courant gazeux
EP0011517A2 (fr) Procédé et appareillage pour l'élimination de l'hydrogène sulfuré des courants gazeux
CA1241182A (fr) Separation par voie oxyde de l'hydrogene sulfure en presence dans des debits gazeux
BE841543A (fr) Procede pour la separation des oxydes d'azote d'un gaz
WO2007045775A1 (fr) Procede de traitement d'effluents gazeux

Legal Events

Date Code Title Description
ST Notification of lapse