【発明の詳細な説明】
含硫汚染物質、芳香族化合物類および炭化水素類をガスから除去する方法
本発明は炭化水素ガスの精製法、特に、Ｈ2Ｓおよびメルカプタンの形態のイ
オウ化合物、並びにＣＯ2で汚染された天然ガスの精製法に関する。より詳しく
は、本発明はメルカプタンをＨ2Ｓに変換せしめ、次いでＨ2Ｓ含有ガスからＣＯ2
と、吸収された炭化水素および芳香族化合物とを除去し、Ｈ2Ｓから元素イオウ
を形成させる方法を構成する。
天然ガスの精製、製錬所ガスの精製、および合成ガスの精製においては、イオ
ウ含有ガス、とりわけ、Ｈ2Ｓが遊離してくるが、そのようなイオウ化合物は、
それを燃焼させると形成されるＳＯ2が大気中へ放出されるのを抑制するために
除去する必要がある。そのようなイオウ化合物をどの程度まで除去すべきかは、
たとえば天然ガスの場合、そのガスの企図する用途および品質要件に依拠する。
そのガスがいわゆる“パイプライン仕様書”を満足させる必要がある場合、その
Ｈ2Ｓ含有量は５ｍｇ/Ｎｍ3未満の値に減少させるべきである。要件はまた他の
イオウ化合物の最大含有量によっても決められる。先行技術によると、数多くの
方法が知られているが、その方法により天然ガスなどのガス中イオウ化合物の量
を減少させることができる。
含硫成分をガスから除去するには、次の工程経路が通常用いられる。第１工程
では、処理すべきガスを精製するが、その際含硫成分をガスから除去し、次いで
これら含硫成分からイオウを回収し、その後、残余ガスのイオウ精製工程へと移
行する。このイオウ精製工程では、残余ガスを排気塔から大気中へ放出する前に
、最後まで残留したイオウを回収する試みがなされる。
精製工程では、しばしば水性溶媒（吸収剤）を用いる方法が採用される。これ
らの方法は５つの主要群に分類される。すなわち、化学溶媒方法、物理溶媒方法
、物理/化学溶媒方法、リドックス方法(この工程ではＨ2Ｓを水溶液中直接イオ
ウまで酸化する)、および最終方法としての一群の固定床方法（この方法ではＨ2
Ｓを化学的もしくは物理的に吸収もしくは吸着せしめるか、あるいは選択的触
媒的に元素イオウまで酸化する）である。
上記最初の３群は、通常、殆どの場合大量のガス中に存在する大量の含硫成分
を除去するために工業的に採用されている。後者の２群は除去すべきイオウの量
および含硫成分の濃度に関し限界がある。それ故、これらの方法は大規模工業に
おけるガス精製プラントでの高濃度イオウの除去には適さない。
化学溶媒方法はいわゆるアミン法を包含し、そこではアルカノールアミン水溶
液または炭酸カリウム溶液を使用して実施される。
物理溶媒方法では、異なる化学物質が用いられる。たとえば、セレキソール(S
elexol)の名で知られるポリエチレングリコール(DMPEG)、プリゾール(Purisol)
の名で知られるN−メチル−ピロリドン（NMP）、あるいはレクチゾール(Rectiso
l)の名で知られるメタノールである。
物理/化学方法の群では、スルフィノール（Sulfinol）法がよく知られている
。この方法では、アルカノールアミンとスルホランとを少量の水に溶解した混合
物を使用する。
上記三種の方法においては、吸収装置および再生装置が用いられる。該吸収装
置においては含硫成分を化学的または物理的に溶媒に結合させる。該再生装置で
は減圧および/または昇温により含硫成分を溶媒から脱離させ、その後その溶媒
は再使用することができる。この方法の詳細はR.N.Medox著“ガスおよび液状ス
イートニング”キャンプベル(Campbell)・ペトロリアム(Petroleum)・シリーズ(
1977)に記載されている。この方法においては、含硫成分に加えて、ＣＯ2の全部
または一部も選択した溶媒により除去される。
ＣＯ2と共に除去されたイオウ化合物は、Ｈ2Ｓからのイオウと他のイオウ化合
物を回収するために再生装置からイオウ回収プラントへ搬送される。このように
して得られたイオウ化合物（特に、Ｈ2Ｓ）からイオウを回収するための汎用法
としてクラウス（Claus）法がある。この方法についての詳細はH.G.Paskall著“
改良クラウス法の特徴”、ウエスターン・リサーチ・デベロープメント(Western
Research Development)、カルガリー(Calgary)、アルバータ、カナダ（1979）
に
記載されている。
クラウス法は熱工程とそれに続く典型的な２または３の反応装置工程から成る
。熱工程では、Ｈ2Ｓの３分の１が燃焼してＳＯ2となる。反応式は以下のとおり
である。
次いで、残余、すなわち、Ｈ2Ｓの2/3はクラウス反応に従い、生成したＳＯ2
と反応してイオウと水を生成する。
クラウス法の効率は多くのファクターに依存している。たとえば、クラウス反
応の平衡はガス中の水含量が増大するのに伴いＨ2Ｓの方向にシフトする。イオ
ウ回収プラントの効率はテールガスイオウ回収プラントを使用することにより上
昇させることができる。既知の方法としてはスーパークラウス（SUPERCLAUSTM）
法およびスコット（SCOT）法とがある。スーパークラウス法では、欧州特許出願
第２４２．９２０および４０９．３５３、並びに国際特許出願ＷＯ−Ａ９５．０
７８５６に記載の触媒を使用する。この触媒は第３または第４反応装置段階で採
用するが、その詳細は“Hydrocarbon Processing”（炭化水素処理）(１９８９
年４月)、４０−４２頁に記載されている。
この方法を用い、工程ガス流中に存在する最終残余Ｈ2Ｓを選択的に酸化して
元素イオウとする。その反応は以下のとおりである。
このようにしてイオウ回収ユニットの効率を容易に９９．５％まで上昇させる
ことができる。クラウスプラントに送入したガスはに大量のＣＯ2を、たとえば
９８．５％までも含有しているが、これが熱工程での火焔温度に高い逆効果をも
たらす。大量のＣＯ2は火焔の不安定化のもととなり、さらに熱工程での効率を
低下させることになるので、全体としてクラウスプラントの効率を低下させる。
また、ガスが大量の炭化水素を含有していることもある。含硫ガスを精油所ガ
ス中で処理する場合、炭化水素含有量は一般に低く、殆どの場合、容量で＜２％
である。
天然ガスの精製において物理または物理/化学方法を用いる場合、吸収の結果
として、大量の炭化水素類および芳香族化合物類がそれぞれ最終的にガスとなり
、イオウ回収プラントに送り込まれる(クラウスガス)。クラウスプラントの熱段
階では、これらの炭化水素が完全に燃焼する。と言うのは、炭化水素と酸素の反
応速度がＨ2Ｓと酸素の反応速度よりも速いからである。大量のＣＯ2が存在する
ときには、火焔温度が結果として低くなり、その結果、燃焼中の成分の反応速度
も低くなる。結果として、熱段階でのバーナー火焔にすすが発生する可能性があ
る。
すすの形成はクラウスプラントの触媒反応装置、特に第１反応装置での閉塞問
題を惹起こす。また、Ｈ2Ｓをイオウに変換するのに必要な酸素量と炭化水素類
と芳香族化合物類の燃焼に必要な酸素量との比が、クラウス法を適正に制御でき
なくなるような値となる。これらの問題は当工業界で既知のことである。
さらにその上、Ｈ2Ｓおよび上記大量のＣＯ2に加えて、メルカプタン類もガス
中に存在することがしばしばある。工業的にはこれらのメルカプタン類が精製す
べきガス、たとえば天然ガスから除去されない場合には化学方法を用い、その場
合には、固定床法による後処理精製が不要となる。これらのメルカプタン類を除
去するためにはモレキュラーシーブが多用される。
しかし、このような固定床がメルカプタン類で飽和されると、そのモレキュラ
ーシーブをたとえばときには精製天然ガスを用いて再生しなければならない。こ
の再生用ガスはそれ故順次精製すべきである。モレキュラーシーブの再生では、
大抵の場合、再生の初期段階でメルカプタンを遊離する。また、後段の精製段階
から発生するメルカプタン類はクラウスプラントに戻す方法もある。これらのメ
ルカプタン類はクラウスプラントの熱工程でピーク負荷を与え、その結果、空気
調整が非常にやっかいになる。このような工程ルートはオイル・アンド・ガス・
ジャーナル５７、８月１９日、１９９１年、５７−５９頁に記載されている。さ
らに、これが天然ガスの損失となり、その損失は容易に約10％にまで至る。
よく知られているのは、カルボニルスルフィドおよび/またはメルカプタン類
および/またはジアルキルジスルフィドなどの他の有機成分を含有する含硫ガス
の処理方法である。この方法は英国特許番号１５６３２５１および英国特許番号
１４７０９５０に記載されている。
本発明の目的は、炭化水素ガスからメルカプタン類およびＨ2Ｓの形態の含硫
汚染物質を除去し、元素イオウを回収するための方法を提供することにあって、
該炭化水素ガスはＣＯ2ならびに高級脂肪族および芳香族炭化水素類を含有して
いてもよく、本方法にあっては上記概説した不利益は生じない。さらに詳しくは
、本発明の目的はテールガスが有害物質を含まないか、非常に僅かしか含まず、
その結果、これらのガスを問題なく大気中に放出し得る方法を提供することにあ
る。さらに本発明の目的は含硫汚染物質を広範に元素イオウとして、たとえば、
９０％を超える量まで、より詳細には９５％を超える量まで回収する方法を提供
することにある。
驚くべきことに、本発明方法によると、多量のガス流を非常に効率的な方法で
精製できる一方で、同時に有害な物質の放出とイオウの回収効率に関しては厳格
な要件に合致している。
本発明は汚染炭化水素ガスを、イオウを回収しながら精製する簡単な方法を提
供する。この方法によると第１段階の吸収工程において、含硫汚染物質をガスか
ら除去し、一方では精製ガス流を形成させ、他方でサワーガスを形成させる。該
サワーガスは第２吸収工程に送入し、そこでH2S富化・メルカプタン減少第１ガ
ス流とH2S−減少・メルカプタン富化第２ガス流に分離し、第１ガス流はクラウ
スプラントに送入し、次いで、テールガス中のH2Sを選択的酸化工程に付して元
素イオウとし、第２ガス流は、要すれば更に処理した後、イオウ化合物の選択的
酸化反応に付して元素イオウとする。
本発明の好ましい態様によれば、第１吸収工程は、天然ガスから全ての汚染物
質を除去する化学的、物理的または化学/物理的吸収剤を用いて実施する。好ま
しくは、この吸収剤はスルホランを基礎として、それと第二級および/または三
級アミンとの組み合わせによるものである。すでに述べたように、そのようなシ
ステムは既知であり、すでに天然ガスの大規模精製に使用されているものであり
、特に、天然ガスを精製後に液化する場合に使用される。常用される吸収法は第
１
カラム中の溶媒に汚染物質を吸収させるシステムに基づいており、引き続いて汚
染物質で負荷した溶媒を第２カラムで、たとえば加熱によるか、および/または
減圧により再生させる。吸収が起こる温度は幅広いが、用いた溶媒と圧力に依存
する。２ないし１００バール（bar）の天然ガス流圧では、吸収温度は一般に１
５ないし５０℃であるが、この範囲外であっても同様によい結果が得られる。天
然ガスは、好ましくはパイプライン仕様書に合致するように精製するが、その意
味するところは一般にＨ2Ｓの存在量が１０ppmを超えないこと、より詳細には５
ppmを超えないようにすることである。
本発明によれば、第２吸収段階においてサワーガスはまず他の２種のガス、す
なわち、Ｈ2Ｓ富化ガスおよびＣＯ2富化ガスに分割する。ＣＯ2富化ガスはＣＯ2
に加えてさらに炭化水素類、芳香族化合物類および吸収されなかったメルカプタ
ン類を含んでいる。この方法により、Ｈ2Ｓ濃度は２倍から６倍に増加させるこ
とができる。
この第２吸収は、好ましくは、第二級もしくは三級アミンに基づく溶媒を使用
して行うが、より詳しくは、メチルジエタノールアミンの水溶液を用い、要すれ
ばそのための活性化剤と組み合せて、あるいは立体障害性三級アミンを用いて実
施する。そのような方法は既知であり、文献に記載されている(MDEA法、ウカル
ゾール（UCARSOL），フレックスゾルブ−SE(FLEXSORB-SE),など)。この工程を操
作する方法は第１吸収段階と同等である。富化の程度は、好ましくは少なくとも
２〜６倍以上であるが、これはＨ2Ｓの当初濃度に一部依存する。富化の程度は
、吸収体の構造の適切な選択により設定することができる。
大部分のＣＯ2、炭化水素類および芳香族化合物が存在しない場合には、プラ
ント中での燃焼に際して余分のガス処理能力を必要とせず、Ｈ2Ｓ富化第１ガス
流をクラウスプラント中で非常に適切に処理することができる。結果として、ク
ラウスプラントはより小型の設計とすることができるし、一方でさらに高いイオ
ウ回収効率を達成し得る。
そのようなクラウスプラントは既知であり、温度、圧力などに関する操作の仕
方も導入部分に引用した公開文献に詳細に記載されている。
クラウスプラントからのテールガスはなお残余のイオウ化合物を含んでいるが
、所望によりさらに水素化を施した後、テールガス処理装置に送り込む。その際
、イオウ化合物の選択的酸化により元素イオウが形成されるが、そのイオウは目
的に適ったプラント、たとえば、欧州特許出願第６５５．４１４に記載のプラン
ト中で分離される。
イオウ分離後、残留ガスはアフターバーナーで燃焼させ得る。放出される熱は
蒸気を発生させるために有効に利用する。
選択的酸化は、好ましくはイオウ化合物を選択的に元素イオウに変換する触媒
の存在下に実施する。触媒としては、たとえば上述の欧州および国際特許出願に
記載のものが例示される。これらの公開文献につき、その内容を参考文献として
本明細書に包含しているが、その文献では最も適当な工程条件、たとえば温度、
圧力などにつき示している。しかし、一般に圧力は臨界条件ではなく、温度はイ
オウの露点と約３００℃の間の温度、より詳細には２５０℃より低い温度である
。
炭化水素類、芳香族化合物類およびメルカプタン類を含むＣＯ2富化第２ガス
流は、クラウスイオウ回収プラントからのテールガスと混合し、イオウ化合物を
元素イオウに選択的に酸化するためのテールガス回収プラントに送り込む。この
場合、テールガス回収プラントは、好ましくは、スーパークラウス反応装置段階
のものであり、これによってメルカプタン類を酸素の存在下元素イオウに酸化す
る。
代替法として、ＣＯ2富化ガスを別途スーパークラウス反応装置段階において
処理することもできる。該ガス中のメルカプタン含量が高い場合には、温度が過
度に高くなるのを防止するために、スーパークラウス反応装置を冷却する必要の
ある場合もある。温度上昇の結果として、選択性が減少し、過剰のＳＯ2が形成
されるからである。
本発明方法の他の態様によれば、ＣＯ2富化ガス、すなわち、富化ユニットか
ら到来する第２ガス流は、水素と共に、担体に担持した硫化第VIおよび/または
第VIII族金属触媒の入っている水素化反応装置上に送り込む。
担体としてはこの種の触媒で用いられるアルミナが好ましいが、この物質は所
望の熱安定性に加えて、活性成分を程よく分散することができる。触媒的に活性
な物質としては、コバルトとモリブデンの組み合わせが好ましく用いられる。
水素化に際しては、約４０℃の吸収/脱離温度から水素化に必要な２００〜３
００℃の温度にガス流を加熱する必要がある。この加熱処理は、好ましくは間接
的に、常用のガス流中に配設したバーナーを用いずに実施する。事実、この場合
の直接加熱処理では実質的にすすが形成されて、それが水素化とそれに続く選択
的酸化における悪臭発生と閉塞のもととなり、直接加熱処理の欠点となる。
水素化工程においては、ガス中のメルカプタン類が供給した水素によりＨ2Ｓ
に変換する。水素化工程からのＣＯ2富化ガスは、ＣＯ2、炭化水素類および芳香
族化合物類を含有し、これをクラウスプラントからのテールガスと混合して、テ
ールガスイオウ回収ユニット、好ましくはスーパークラウス反応装置のステージ
に送り込む。
水素化反応装置からのガスは、別のスーパークラウス反応装置で処理すること
もできる。
スーパークラウス反応装置は、触媒温度が過熱状態になるのを防止するために
冷却する必要がある。
すでに述べたように、選択的酸化より到来するガスは最終的に焼却するが、こ
の際に残余の有機汚染物質は水とＣＯ2に変換する。
ここで本発明を二つの図面を参照しながら説明する。図１では第２工程、低Ｈ2
Ｓガス流の追加水素化工程の一態様をブロック線図の形で記載してある。図２
は水素化工程のない一態様を示す。
図１に述べたように、第１吸収ユニット（図示せず）から到来するサワーガス
を、ライン１を経て選択的吸収/再生プラント３の吸収装置に送り込む。該第１
吸収ユニットでは汚染天然ガスを事前に分離して、一方を所望の仕様を有するガ
ス流とし、他方をサワーガスとする。ガスの未吸収成分は主に二酸化炭素、炭化
水素類（芳香族化合物を含む）、メルカプタン類および低含量Ｈ2Ｓから成り、
ライン２を経て水素化反応装置６に送られる。ライン２においては、ガスを水素
化反応装置６に送り込む前に、水素および/または一酸化炭素を付加しながら所
望の水素化温度とする。
水素化反応装置６においては、ガス中に存在するメルカプタン類および他の有
機イオウ化合物をＨ2Ｓに変換する。水素化反応装置６からのガスは、冷却後、
ライン５を経て、クラウスプラント８のテールガスイオウ除去ステージ１１に回
送し、存在するＨ2Ｓを元素イオウに変換する。
吸収/再生プラント３の再生区分から到来するＨ2Ｓ富化ガス混合物をライン７
からクラウスプラント８に供給し、イオウ化合物の大部分を元素イオウに変換し
、ライン９から放出する。
クラウスプラント８の効率を上げるために、テールガスはときにライン１０を
経てテールガスイオウ除去ステージ１１に回送される。このイオウ除去ステージ
は既知のイオウ除去工程であって、たとえば、乾燥床酸化ステージ、吸収ステー
ジ、または液体酸化ステージなどである。酸化に必要な空気はライン１２を介し
て供給する。形成されたイオウはライン１３から放出する。
該ガスはライン１４を経てアフターバーナー１５へ回送し、排気塔１６から放
出する。
第２図に示すごとく、第１吸収ユニット（図示せず）から到来するサワーガス
を、吸収/再生プラント３の吸収装置にライン１を介して回送する。該第１吸収
ユニットでは汚染天然ガスを事前に分離して、一方を所望の仕様を有するガス流
とし、他方をサワーガスとする。
吸収/再生プラント３の再生区分から到来するＨ2Ｓ富化ガス混合物を、ライン
４を経てクラウスプラント５に供給し、ここで大部分のイオウ化合物を元素イオ
ウに変換し、ライン６から放出する。
クラウスプラント５の効率を上げるために、テールガスはライン７を経てテー
ルガスイオウ除去ステージ８に回送される。このイオウ除去ステージ８は乾燥床
酸化原理に従って操作する。
吸収/再生プラントの吸収区分から到来するガスの未吸収成分は主として二酸
化炭素、炭化水素類（芳香族化合物を包含する）および低含量のＨ2Ｓから成り
、ライン２を経て、テールガスイオウ除去ステージ８の酸化反応装置に回送する
。
Ｈ2Ｓおよびメルカプタンを酸化するために必要な空気はライン９から供給する
。酸化反応装置中の温度上昇を制限するために、冷却処理ガスをコンデンサー１
４によりライン１２からライン７へ再循環させる。形成されたイオウはライン１
１から放出される。該ガスはライン１２を介してアフターバーナー１６に送り、
排気塔１７から放出する。
本発明を以下の実施例により説明するが、これは本発明の制限を意図するもの
ではない。
実施例１
ガス精製プラントの再生装置から到来する１５５４５Ｎｍ3／ｈ量のサワーガ
スは、４０℃、１．７０bar abs.で以下の組成を有していた。
9.0 容量％ H2S
0.01 容量％ COS
0.22 容量％ CH3SH
0.38 容量％ C2H5SH
0.03 容量％ C3H7SH
0.01 容量％ C4H9SH
81.53 容量％ CO2
4.23 容量％ H2O
3.51 容量％ 炭化水素（C1〜C17）
1.08 容量％ 芳香族化合物（ベンゼン、トルエン、キシレン）
このサワーガスをガス精製プラントの吸収装置中でメチルジエタノールアミン
溶液と接触せしめ、Ｈ2ＳとＣＯ2の一部とを吸収させた。
吸収装置からの生成ガス（ＣＯ2富化ガス）量は１３０００Ｎｍ3／ｈであり、
以下の組成を有していた。
88.47 容量％ CO2
500 ｐｐｍ容量 H2S
70 ｐｐｍ容量 COS
0.26 容量％ CH3SH
0.46 容量％ C2H5SH
0.04 容量％ C3H7SH
0.01 容量％ C4H9SH
5.21 容量％ H2O
4.2 容量％ 炭化水素（C1〜C17）
1.29 容量％ 芳香族化合物（ベンゼン、トルエン、キシレン）
この生成ガスに水素および一酸化炭素を含有する還元ガス２７００Ｎｍ3／ｈ
を供給し、次いで２０５℃に加熱し、存在するメルカプタン類の全てを、アルミ
ナ担体に担持したVI族および/またはVIII族金属硫化物触媒（この例ではCo−Mo
触媒）を含む水素化反応装置中で水素化してH2Sとした。
反応装置からのガス温度は２３２℃であった。該サワーガスを次いで２２６℃
に冷却し、イオウ回収プラントのテールガスイオウ除去ステージに供給した。水
素化反応装置からのガス量は１５７００Ｎｍ3／ｈであり、以下の組成を有して
いた。
0.68 容量％ H2S
60 ppm容量 COS
74.22 容量％ CO2
8.14 容量％ H2O
3.48 容量％ 炭化水素（C1−C17）
1.07 容量％ 芳香族化合物（ベンゼン、トルエン、キシレン）
0.86 容量％ H2
11.56 容量％ N2
再生装置での脱離後、サワーＨ2Ｓ／ＣＯ2ガス混合物（Ｈ2Ｓ富化ガス）をイ
オウ回収プラントに回送した。このＨ2Ｓ／ＣＯ2ガス混合物は２６９０Ｎｍ3／
ｈであり、４０℃、１．７bar abs.で下記の組成を有していた。
51.7 容量％ H2S
44.0 容量％ CO2
4.3 容量％ H2O
空気２７８０Ｎｍ3／ｈをイオウ回収プラントの熱ステージのバーナーに供給
した。その結果、第２クラウス反応装置ステージ通過後、処理ガス中にはＨ2Ｓ
が１．１４容量％およびＳＯ2が０．０７容量％存在した。この処理ガスを、テ
ールガスイオウ除去ステージに送り込んだ。
空気８７５Ｎｍ3／ｈをこのガスに供給した。選択的酸化反応装置の供給口の
温度は２２０℃であり、排出口の温度は２６７℃であった。選択的酸化反応装置
には欧州特許２４２．９２０および４０９．３５３ならびに国際特許出願ＷＯ−
Ａ９５／０７８５６に記載された触媒を充填した。
イオウ回収プラントに形成されたイオウは各ステージごとに凝縮後、放出した
。放出する不活性ガスは後燃えを経て排気塔へ回送した。イオウ量は２０６８ｋ
ｇ
／ｈであった。当初サワーガスに基づく全脱硫効率は９６．５％であり、９．０
容量％のＨ2Ｓを含有していた。
実施例２
ガス精製プラントの再生装置から到来する１５５４５Ｎｍ3／ｈ量のサワーガ
スは、４０℃、１．７０bar abs.で以下の組成を有していた。
9.0 容量％ H2S
0.01 容量％ COS
0.22 容量％ CH3SH
0.38 容量％ C2H5SH
0.03 容量％ C3H7SH
0.01 容量％ C4H9SH
81.53 容量％ CO2
4.23 容量％ H2O
3.51 容量％ 炭化水素（C1〜C17）
1.08 容量％ 芳香族化合物（ベンゼン、トルエン、キシレン）
このサワーガスをガス精製プラントの吸収装置中でメチルジエタノールアミン
溶液と接触せしめ、Ｈ2ＳとＣＯ2の一部とを吸収させた。
吸収装置からの生成ガス（ＣＯ2富化ガス）量は１３０００Ｎｍ3／ｈであり、
以下の組成を有していた。
88.47 容量％ CO2
500 ｐｐｍ容量 H2S
70 ｐｐｍ容量 COS
0.26 容量％ CH3SH
0.46 容量％ C2H5SH
0.04 容量％ C3H7SH
0.01 容量％ C4H9SH
5.21 容量％ H2O
4.2 容量％ 炭化水素（C1〜C17）
1.29 容量％ 芳香族化合物（ベンゼン、トルエン、キシレン）
次いで生成物のガスを２３０℃に加熱し、イオウ回収プラントのテールガスイ
オウ除去ステージに回送した。
再生装置での脱離後、サワーＨ2Ｓ／ＣＯ2ガス混合物（Ｈ2Ｓ富化ガス）をイ
オウ回収プラントに回送した。このＨ2Ｓ／ＣＯ2ガス混合物は２６９０Ｎｍ3／
ｈであり、４０℃、１．７bar abs.で下記の組成を有していた。
51.7 容量％ H2S
44.0 容量％ CO2
4.3 容量％ H2O
空気２７８０Ｎｍ3／ｈをイオウ回収プラントの熱ステージのバーナーに供給
した。その結果、第２クラウス反応装置ステージ通過後、処理ガス中にはＨ2Ｓ
が１．１４容量％およびＳＯ2が０．０７容量％存在した。この処理ガスを、テ
ールガスイオウ除去ステージに送り込んだ。
空気８７５Ｎｍ3／ｈをこのガスおよび供給した生成物に供給した。選択的酸
化反応装置の供給口の温度は２３０℃であり、排出口の温度は２９０℃であった
。
酸化反応装置中の温度上昇を６０℃までに制限するために、反応装置からのガス
１３０００Ｎｍ3／ｈを冷却し、該反応装置へ再循環させた。選択的酸化反応装
置には欧州特許２４２．９２０および４０９．３５３ならびに国際特許出願ＷＯ
−Ａ９５／０７８５６に記載された触媒を充填した。
イオウ回収プラントに形成されたイオウは各ステージごとに凝縮後、放出した
。放出する不活性ガスは後燃えを経て排気塔へ回送した。イオウ量は２０５０ｋ
ｇ／ｈであった。当初サワーガスに基づく全脱硫効率は９５．７％であり、９．
０容量％のＨ2Ｓを含有していた。DETAILED DESCRIPTION OF THE INVENTION
Method for removing sulfur-containing contaminants, aromatic compounds and hydrocarbons from gas
The present invention relates to a method for purifying hydrocarbon gas, in particular HTwoS in the form of S and mercaptan
Ow compounds, and COTwoTo a method for purifying natural gas contaminated with nitrogen. More
In the present invention, the mercaptan is converted to HTwoTo S, then HTwoFrom S-containing gas to COTwo
And the absorbed hydrocarbons and aromatics are removed, and HTwoElemental sulfur from S
Is formed.
In the refining of natural gas, smelter gas, and syngas,
C-containing gas, especially HTwoS is liberated, but such sulfur compounds are
SO formed by burning itTwoTo control the release of methane into the atmosphere
Need to be removed. The extent to which such sulfur compounds should be removed depends on
For example, in the case of natural gas, it depends on the intended use and quality requirements of the gas.
If the gas needs to satisfy the so-called “pipeline specification”,
HTwoS content is 5mg / NmThreeShould be reduced to a value less than. Requirements are also other
It is also determined by the maximum content of the sulfur compound. According to the prior art,
A method is known, and the amount of sulfur compounds in a gas such as natural gas is known.
Can be reduced.
To remove the sulfur-containing component from the gas, the following process path is usually used. First step
Now, purify the gas to be treated, removing the sulfur-containing components from the gas,
Sulfur is recovered from these sulfur-containing components, and then transferred to the sulfur purification process for residual gas.
Run. In this sulfur purification process, the residual gas is released from the exhaust tower to the atmosphere before release.
An attempt is made to recover the sulfur remaining to the end.
In the purification step, a method using an aqueous solvent (absorbent) is often employed. this
These methods fall into five main groups. That is, chemical solvent method, physical solvent method
, Physical / chemical solvent method, redox method (HTwoS in solution directly
C), and a group of fixed bed methods as final methods (HTwo
S is chemically or physically absorbed or adsorbed, or selectively
It oxidizes to elemental sulfur as a medium).
The first three groups usually contain a large amount of sulfur-containing components, most often present in large amounts of gas.
Has been industrially employed to remove the The latter two groups are the amount of sulfur to be removed
There is a limit on the concentration of sulfur-containing components. Therefore, these methods are suitable for large-scale industries.
Is not suitable for the removal of high-concentration sulfur in gas purification plants.
Chemical solvent methods include the so-called amine method, where alkanolamine aqueous solutions
It is carried out using a liquid or a potassium carbonate solution.
In the physical solvent method, different chemicals are used. For example, Celexol (S
elexol) polyethylene glycol (DMPEG), Prizol (Purisol)
N-methyl-pyrrolidone (NMP) or Rectisole (Rectisole)
It is methanol known under the name of l).
In the group of physical / chemical methods, the sulfinol method is well known
. In this method, alkanolamine and sulfolane are dissolved in a small amount of water and mixed.
Use things.
In the above three methods, an absorbing device and a regenerating device are used. The absorber
In this case, the sulfur-containing component is chemically or physically bound to the solvent. With the playback device
Desorbs sulfur-containing components from the solvent by reducing the pressure and / or raising the temperature,
Can be reused. Details of this method can be found in R.N.
Eatning "Campbell / Petroleum Series /
1977). In this method, in addition to the sulfur-containing component, CO 2TwoAll of
Alternatively, some may be removed by the selected solvent.
COTwoThe sulfur compound removed together with HTwoSulfur from S and other sulfur compounds
The material is transported from the regenerator to the sulfur recovery plant to recover the material. in this way
Compounds (particularly, HTwoGeneral-purpose method for recovering sulfur from S)
There is the Claus method. See H.G.Paskall for details on this method.
Features of the Improved Claus Method ", Western Research Development (Western
Research Development), Calgary (Calgary), Alberta, Canada (1979)
To
Has been described.
The Claus process consists of a thermal step followed by typical two or three reactor steps
. In the thermal process, HTwoOne third of S burns and SOTwoBecomes The reaction formula is as follows
It is.
Then the residue, HTwoTwo-thirds of S was produced according to the Claus reaction,Two
Reacts with to produce sulfur and water.
The efficiency of the Claus method depends on many factors. For example, anti-Klaus
The corresponding equilibrium is determined by increasing the H content as the water content in the gas increases.TwoShift in the direction of S. Io
The efficiency of the recovery plant is improved by using a tail gas sulfur recovery plant.
Can be raised. A known method is SUPERCLAUSTM)
Law and the Scott (SCOT) Law. European patent application for the Super Claus method
Nos. 242.920 and 409.353, and International Patent Application WO-A95.0.
The catalyst described in 7856 is used. This catalyst is taken in the third or fourth reactor stage.
For details, see “Hydrocarbon Processing” (1989).
April), pp. 40-42.
Using this method, the final residual H present in the process gas streamTwoBy selectively oxidizing S
Elemental sulfur. The reaction is as follows.
In this way, the efficiency of the sulfur recovery unit can easily be increased to 99.5%.
be able to. The gas sent to the Claus plant is a large amount of COTwoFor example
Although it contains up to 98.5%, this has a high adverse effect on the flame temperature in the thermal process.
Sprinkle. Large amount of COTwoIs the source of flame instability and further increases the efficiency of the thermal process
The overall efficiency of the Claus plant is reduced.
Also, the gas may contain large amounts of hydrocarbons. Refining gas containing sulfur-containing gas
When treated in water, the hydrocarbon content is generally low, in most cases <2% by volume.
It is.
If physical or physical / chemical methods are used in the purification of natural gas, the results of the absorption
As a result, large amounts of hydrocarbons and aromatic
, Sent to a sulfur recovery plant (Klaus gas). Heat stage of Claus plant
On the floor, these hydrocarbons burn completely. This is because the reaction between hydrocarbons and oxygen
Response speed is HTwoThis is because it is faster than the reaction rate between S and oxygen. Large amount of COTwoExists
Sometimes, the flame temperature results in a lower, resulting in a reaction rate of the components during combustion
Will also be lower. As a result, soot may occur in the burner flame during the thermal phase.
You.
The formation of soot is an obstruction problem in the catalytic reactor of the Claus plant, especially in the first reactor.
Provoke the title. Also, HTwoThe amount of oxygen and hydrocarbons required to convert S to sulfur
The ratio of oxygen to the amount of oxygen required for the combustion of aromatic compounds can be controlled properly by the Claus method.
It becomes a value that disappears. These problems are known in the art.
Furthermore, HTwoS and the large amount of COTwoIn addition to mercaptans
Often present in. Industrially, these mercaptans are refined.
Chemicals, if not removed from the gas to be removed, e.g. natural gas.
In such a case, post-treatment purification by the fixed bed method becomes unnecessary. Exclude these mercaptans
In order to leave, molecular sieves are often used.
However, when such fixed beds are saturated with mercaptans, the molecular
The sieve must be regenerated, for example, sometimes using purified natural gas. This
Regeneration gas should therefore be purified sequentially. In the reproduction of molecular sieve,
In most cases, mercaptans are liberated during the early stages of regeneration. In addition, the subsequent purification stage
There is also a method of returning the mercaptans generated from the plant to the Claus plant. These methods
Lukaptans give peak load in the thermal process of Claus plant, resulting in air
Adjustment becomes very troublesome. Such a process route is based on oil and gas
Journal 57, August 19, 1991, pp. 57-59. Sa
In addition, this results in the loss of natural gas, which can easily reach about 10%.
Well known are carbonyl sulfide and / or mercaptans
And / or sulfur-containing gas containing other organic components such as dialkyl disulfide
Processing method. This method is described in UK Patent No. 1563251 and UK Patent No.
1470950.
It is an object of the present invention to provide mercaptans and HTwoS form sulfur containing
In providing a method for removing contaminants and recovering elemental sulfur,
The hydrocarbon gas is COTwoAnd containing higher aliphatic and aromatic hydrocarbons
The method does not have the disadvantages outlined above. For more details
The purpose of the present invention is that the tail gas contains no or very little harmful substances,
As a result, the aim was to provide a method by which these gases could be released into the atmosphere without problems.
You. It is a further object of the present invention to use sulfur-containing contaminants extensively as elemental sulfur, for example,
Provides a method to recover up to over 90%, more specifically over 95%
Is to do.
Surprisingly, according to the method of the invention, large gas flows can be produced in a very efficient manner.
Can be purified, but at the same time strict with respect to the release of harmful substances and the efficiency of sulfur recovery
Requirements are met.
The present invention provides a simple method for purifying contaminated hydrocarbon gas while recovering sulfur.
Offer. According to this method, in the first absorption step, sulfur-containing contaminants are
To form a purified gas stream on the one hand and a sour gas on the other hand. The
The sour gas is sent to the second absorption step where HTwo1st gas for S enrichment and mercaptan reduction
Style and HTwoS-reduced / mercaptan-enriched second gas stream separated into first gas stream
Into the plant, and then the H in the tail gas.TwoS by subjecting it to a selective oxidation process
The second gas stream is optionally sulfur, after further processing, if desired,
Subject to oxidation reaction to elemental sulfur.
According to a preferred embodiment of the present invention, the first absorption step comprises removing all contaminants from natural gas.
Performed with chemical, physical or chemical / physical absorbents that remove the quality. Like
Alternatively, the absorbent is based on sulfolane, with which secondary and / or tertiary
This is due to a combination with a secondary amine. As already mentioned, such systems
The stem is known and already used for large-scale purification of natural gas.
It is used especially when natural gas is liquefied after purification. The commonly used absorption method is
1
It is based on a system in which the solvent in the column absorbs the contaminants and subsequently
The solvent loaded with the dye substance is applied in a second column, for example by heating, and / or
Regenerate by reducing pressure. Absorption occurs at a wide range of temperatures, depending on the solvent and pressure used
I do. At natural gas stream pressures of 2 to 100 bar, the absorption temperature is generally 1
The temperature is 5 to 50 ° C., but a good result can be obtained even outside this range. Heaven
Natural gas is preferably refined to meet pipeline specifications, but
The taste is generally HTwoThe abundance of S does not exceed 10 ppm, more specifically 5
Do not exceed ppm.
According to the invention, in the second absorption stage, the sour gas is first of all two other gases,
That is, HTwoS-enriched gas and COTwoSplit into enriched gases. COTwoThe enriched gas is COTwo
Plus hydrocarbons, aromatics and unabsorbed mercapta
Contains By this method, HTwoS concentration should be increased from 2 to 6 times.
Can be.
This second absorption preferably uses a solvent based on a secondary or tertiary amine.
More specifically, use an aqueous solution of methyldiethanolamine,
For example, in combination with an activator for this purpose or with sterically hindered tertiary amines.
Give. Such methods are known and described in the literature (MDEA method,
SOL (UCARSOL), Flexsolve-SE (FLEXSORB-SE), etc.). Operate this process
The method of operation is equivalent to the first absorption stage. The degree of enrichment is preferably at least
2-6 times or more, which is HTwoPartly depends on the initial concentration of S. The degree of enrichment
Can be set by appropriate selection of the structure of the absorber.
Most COTwoIf no hydrocarbons and aromatics are present,
No extra gas treatment capacity is required for combustion inTwoS-enriched first gas
The stream can be treated very well in a Claus plant. As a result,
Louth plants can have smaller designs, while higher
C) A recovery efficiency can be achieved.
Such Claus plants are known and provide for the operation of temperature, pressure, etc.
Both are described in detail in the published documents cited in the introduction.
The tail gas from the Claus plant still contains residual sulfur compounds,
After further hydrogenation, if desired, it is sent to a tail gas treatment unit. that time
Elemental sulfur is formed by the selective oxidation of sulfur compounds.
Suitable plant, for example the plan described in European Patent Application No. 655.414
Separated in the
After sulfur separation, the residual gas may be burned in an afterburner. The heat released
Effectively used to generate steam.
Selective oxidation is preferably a catalyst that selectively converts sulfur compounds to elemental sulfur
In the presence of As catalysts, for example, the above-mentioned European and international patent applications
Those described are exemplified. The contents of these published documents are referred to as references.
Included herein, but in the literature the most appropriate process conditions, such as temperature,
The pressure is shown. However, pressure is generally not a critical condition and temperature is
Temperatures between the dew point of au and about 300 ° C, more specifically below 250 ° C
.
CO containing hydrocarbons, aromatics and mercaptansTwoEnriched second gas
The stream is mixed with tail gas from a Claus sulfur recovery plant to remove sulfur compounds.
Feed into tail gas recovery plant for selective oxidation to elemental sulfur. this
If the tail gas recovery plant is preferably a super Claus reactor stage
Which oxidizes mercaptans to elemental sulfur in the presence of oxygen.
You.
As an alternative, COTwoSeparate enriched gas in the Super Claus reactor stage
It can also be processed. If the mercaptan content in the gas is high,
Need to cool the Super Claus reactor in order to prevent
There can be. As a result of the increased temperature, the selectivity decreases and excess SOTwoFormed
Because it is done.
According to another aspect of the method of the present invention, CO 2TwoEnriched gas, ie enriched unit
The incoming second gas stream, together with the hydrogen, is the sulfide VI and / or
It is fed over a hydrogenation reactor containing a Group VIII metal catalyst.
The support is preferably alumina used in this type of catalyst, but this material is
In addition to the desired thermal stability, the active ingredient can be dispersed moderately. Catalytically active
As a suitable substance, a combination of cobalt and molybdenum is preferably used.
At the time of hydrogenation, the absorption / desorption temperature of about 40 ° C is used to reduce the amount of 200 to 3
It is necessary to heat the gas stream to a temperature of 00 ° C. This heat treatment is preferably indirect
It is carried out without using a burner arranged in a common gas stream. In fact, in this case
The direct heat treatment of soot forms substantially soot, which is hydrogenation and subsequent selection
This causes odor generation and blockage in the thermal oxidation, which is a drawback of the direct heat treatment.
In the hydrogenation step, the hydrogen supplied by the mercaptans in the gas causes HTwoS
Convert to CO from hydrogenation processTwoThe enriched gas is COTwo, Hydrocarbons and fragrances
Containing aromatic compounds, which are mixed with tail gas from a Claus plant to produce
Gas sulfur recovery unit, preferably the stage of a super Claus reactor
Send to
The gas from the hydrogenation reactor must be treated in a separate Super Claus reactor
You can also.
Super Claus reactors are used to prevent the catalyst temperature from overheating.
Requires cooling.
As already mentioned, the gas coming from the selective oxidation will eventually be incinerated.
The remaining organic pollutants are water and COTwoConvert to
The invention will now be described with reference to two figures. In FIG. 1, the second step, low HTwo
One embodiment of the additional hydrogenation step for the S gas stream is described in block diagram form. FIG.
Indicates an embodiment without a hydrogenation step.
As described in FIG. 1, sour gas coming from the first absorption unit (not shown)
Via line 1 to the absorber of the selective absorption / regeneration plant 3. The first
The absorption unit separates the contaminated natural gas in advance, and one of them absorbs gas with the desired specifications.
And the other is sour gas. The unabsorbed components of the gas are mainly carbon dioxide and carbonized
Hydrogens (including aromatics), mercaptans and low content HTwoConsisting of S,
It is sent to the hydrogenation reactor 6 via the line 2. In line 2, the gas is hydrogen
Before feeding into the reaction vessel 6, add hydrogen and / or carbon monoxide while adding
Set the desired hydrogenation temperature.
In the hydrogenation reactor 6, mercaptans and other organic compounds present in the gas are used.
Machine sulfur compound to HTwoConvert to S. The gas from the hydrogenation reactor 6 is cooled,
After passing through the line 5, it is returned to the tail gas sulfur removal stage 11 of the Claus plant 8.
Send and exist HTwoConvert S to elemental sulfur.
H coming from the regeneration section of absorption / regeneration plant 3TwoLine 7 with S-enriched gas mixture
To the Claus Plant 8 to convert most of the sulfur compounds to elemental sulfur
, From line 9.
To increase the efficiency of the Claus plant 8, tail gas sometimes passes through line 10.
After that, it is sent to the tail gas sulfur removal stage 11. This sulfur removal stage
Are known sulfur removal processes, such as dry bed oxidation stage, absorption stage
Or a liquid oxidation stage. The air required for oxidation is passed through line 12
Supply. The sulfur formed is released from line 13.
The gas is sent to an afterburner 15 via a line 14 and discharged from an exhaust tower 16.
Put out.
As shown in FIG. 2, sour gas coming from the first absorption unit (not shown)
To the absorber of the absorption / regeneration plant 3 via line 1. The first absorption
The unit pre-separates the contaminated natural gas, one of which is a gas stream with the desired specifications.
And the other is sour gas.
H coming from the regeneration section of absorption / regeneration plant 3TwoS-enriched gas mixture on line
4 to a Claus plant 5 where most of the sulfur compounds are converted to elemental sulfur.
Converted to c and released from line 6.
To increase the efficiency of the Claus plant 5, tail gas is passed through line 7
It is sent to the rugas sulfur removal stage 8. This sulfur removal stage 8 is a drying bed
Operate according to the oxidation principle.
The unabsorbed components of the gas coming from the absorption section of the absorption / regeneration plant are mainly diacids
Carbons, hydrocarbons (including aromatics) and low levels of HTwoConsists of S
To the oxidation reactor of the tail gas sulfur removal stage 8 via line 2
.
HTwoAir required to oxidize S and mercaptan is supplied from line 9
. In order to limit the temperature rise in the oxidation reactor, the cooling gas is supplied to the condenser 1
4 causes recirculation from line 12 to line 7. The sulfur formed is line 1
Released from 1. The gas is sent to afterburner 16 via line 12 and
It is released from the exhaust tower 17.
The invention is illustrated by the following examples, which are intended to limit the invention.
is not.
Example 1
15545Nm coming from the regenerator of the gas purification plantThree/ H quantity of sourga
Had the following composition at 40 ° C. and 1.70 bar abs.
9.0% by volume HTwoS
0.01% by volume COS
0.22% by volume CHThreeSH
0.38% by volume CTwoHFiveSH
0.03% by volume CThreeH7SH
0.01% by volume CFourH9SH
81.53% by volume COTwo
4.23% by volume HTwoO
3.51% by volume hydrocarbon (C1~ C17)
1.08% by volume Aromatic compounds (benzene, toluene, xylene)
This sour gas is converted into methyldiethanolamine in the absorber of a gas purification plant.
Contact with the solution, HTwoS and COTwoAnd a part of it was absorbed.
Product gas (COTwo(Enriched gas) amount is 13000NmThree/ H
It had the following composition:
88.47% by volume COTwo
500 ppm capacity HTwoS
70 ppm capacity COS
0.26% by volume CHThreeSH
0.46% by volume CTwoHFiveSH
0.04% by volume CThreeH7SH
0.01% by volume CFourH9SH
5.21% by volume HTwoO
4.2% by volume hydrocarbon (C1~ C17)
1.29% by volume aromatic compounds (benzene, toluene, xylene)
2700 Nm of reducing gas containing hydrogen and carbon monoxide in this product gasThree/ H
And then heated to 205 ° C. to remove any mercaptans present
Group VI and / or VIII metal sulphide catalysts (Co-Mo
Hydrogenation in a hydrogenation reactor containingTwoS.
The gas temperature from the reactor was 232 ° C. The sour gas is then 226 ° C
And supplied to the tail gas sulfur removal stage of the sulfur recovery plant. water
The amount of gas from the elementary reactor is 15700 NmThree/ H, having the following composition
Was.
0.68% by volume HTwoS
60 ppm capacity COS
74.22% by volume COTwo
8.14% capacity HTwoO
3.48% by volume hydrocarbon (C1−C17)
1.07% by volume Aromatic compounds (benzene, toluene, xylene)
0.86% by volume HTwo
11.56% by volume NTwo
After desorption in the regenerator, sour HTwoS / COTwoGas mixture (HTwoS-enriched gas)
Returned to an au recovery plant. This HTwoS / COTwoGas mixture is 2690 NmThree/
h at 40 ° C. and 1.7 bar abs. had the following composition:
51.7% by volume HTwoS
44.0% by volume COTwo
4.3% by volume HTwoO
2780Nm of airThree/ H to the burner of the heat stage of the sulfur recovery plant
did. As a result, after passing through the second Claus reactor stage, the processing gas contains HTwoS
Is 1.14% by volume and SOTwoWas present at 0.07% by volume. This processing gas is
Into the sulfur gas removal stage.
875 Nm of airThree/ H was supplied to this gas. Of the feed port of the selective oxidation reactor
The temperature was 220 ° C. and the outlet temperature was 267 ° C. Selective oxidation reactor
Include European patents 242.920 and 409.353 and international patent application WO-
The catalyst described in A95 / 07856 was charged.
Sulfur formed in the sulfur recovery plant was released after condensation at each stage
. The released inert gas was sent to the exhaust tower after burning. Sulfur amount is 2068k
g
/ H. Initially the total desulfurization efficiency based on sour gas was 96.5%, 9.0
Volume% HTwoS was contained.
Example 2
15545Nm coming from the regenerator of the gas purification plantThree/ H quantity of sourga
Had the following composition at 40 ° C. and 1.70 bar abs.
9.0% by volume HTwoS
0.01% by volume COS
0.22% by volume CHThreeSH
0.38% by volume CTwoHFiveSH
0.03% by volume CThreeH7SH
0.01% by volume CFourH9SH
81.53% by volume COTwo
4.23% by volume HTwoO
3.51% by volume hydrocarbon (C1~ C17)
1.08% by volume Aromatic compounds (benzene, toluene, xylene)
This sour gas is converted into methyldiethanolamine in the absorber of a gas purification plant.
Contact with the solution, HTwoS and COTwoAnd a part of it was absorbed.
Product gas (COTwo(Enriched gas) amount is 13000NmThree/ H
It had the following composition:
88.47% by volume COTwo
500 ppm capacity HTwoS
70 ppm capacity COS
0.26% by volume CHThreeSH
0.46% by volume CTwoHFiveSH
0.04% by volume CThreeH7SH
0.01% by volume CFourH9SH
5.21% by volume HTwoO
4.2% by volume hydrocarbon (C1~ C17)
1.29% by volume aromatic compounds (benzene, toluene, xylene)
The product gas is then heated to 230 ° C and the tail gas
It was sent to the au removal stage.
After desorption in the regenerator, sour HTwoS / COTwoGas mixture (HTwoS-enriched gas)
Returned to an au recovery plant. This HTwoS / COTwoGas mixture is 2690 NmThree/
h at 40 ° C. and 1.7 bar abs. had the following composition:
51.7% by volume HTwoS
44.0% by volume COTwo
4.3% by volume HTwoO
2780Nm of airThree/ H to the burner of the heat stage of the sulfur recovery plant
did. As a result, after passing through the second Claus reactor stage, the processing gas contains HTwoS
Is 1.14% by volume and SOTwoWas present at 0.07% by volume. This processing gas is
Into the sulfur gas removal stage.
875 Nm of airThree/ H to this gas and the product supplied. Selective acid
The temperature at the supply port of the chemical reaction device was 230 ° C, and the temperature at the discharge port was 290 ° C.
.
To limit the temperature rise in the oxidation reactor to 60 ° C.
13000NmThree/ H was cooled and recirculated to the reactor. Selective oxidation reactor
In addition to the European patents 242.920 and 409.353 and the international patent application WO
-Packed with the catalyst described in A95 / 07856.
Sulfur formed in the sulfur recovery plant was released after condensation at each stage
. The released inert gas was sent to the exhaust tower after burning. The amount of sulfur is 2050k
g / h. Initially the total desulfurization efficiency based on sour gas was 95.7%;
0% by volume HTwoS was contained.
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フロントページの続き
(81)指定国 ＥＰ(ＡＴ，ＢＥ，ＣＨ，ＤＥ，
ＤＫ，ＥＳ，ＦＩ，ＦＲ，ＧＢ，ＧＲ，ＩＥ，ＩＴ，Ｌ
Ｕ，ＭＣ，ＮＬ，ＰＴ，ＳＥ)，ＯＡ(ＢＦ，ＢＪ，ＣＦ
，ＣＧ，ＣＩ，ＣＭ，ＧＡ，ＧＮ，ＭＬ，ＭＲ，ＮＥ，
ＳＮ，ＴＤ，ＴＧ)，ＡＰ(ＫＥ，ＬＳ，ＭＷ，ＳＤ，Ｓ
Ｚ，ＵＧ)，ＵＡ(ＡＭ，ＡＺ，ＢＹ，ＫＧ，ＫＺ，ＭＤ
，ＲＵ，ＴＪ，ＴＭ)，ＡＬ，ＡＭ，ＡＴ，ＡＵ，ＡＺ
，ＢＡ，ＢＢ，ＢＧ，ＢＲ，ＢＹ，ＣＡ，ＣＨ，ＣＮ，
ＣＵ，ＣＺ，ＤＥ，ＤＫ，ＥＥ，ＥＳ，ＦＩ，ＧＢ，Ｇ
Ｅ，ＨＵ，ＩＬ，ＩＳ，ＪＰ，ＫＥ，ＫＧ，ＫＰ，ＫＲ
，ＫＺ，ＬＣ，ＬＫ，ＬＲ，ＬＳ，ＬＴ，ＬＵ，ＬＶ，
ＭＤ，ＭＧ，ＭＫ，ＭＮ，ＭＷ，ＭＸ，ＮＯ，ＮＺ，Ｐ
Ｌ，ＰＴ，ＲＯ，ＲＵ，ＳＤ，ＳＥ，ＳＧ，ＳＩ，ＳＫ
，ＴＪ，ＴＭ，ＴＲ，ＴＴ，ＵＡ，ＵＧ，ＵＳ，ＵＺ，
ＶＮ────────────────────────────────────────────────── ───
Continuation of front page
(81) Designated countries EP (AT, BE, CH, DE,
DK, ES, FI, FR, GB, GR, IE, IT, L
U, MC, NL, PT, SE), OA (BF, BJ, CF)
, CG, CI, CM, GA, GN, ML, MR, NE,
SN, TD, TG), AP (KE, LS, MW, SD, S
Z, UG), UA (AM, AZ, BY, KG, KZ, MD
, RU, TJ, TM), AL, AM, AT, AU, AZ
, BA, BB, BG, BR, BY, CA, CH, CN,
CU, CZ, DE, DK, EE, ES, FI, GB, G
E, HU, IL, IS, JP, KE, KG, KP, KR
, KZ, LC, LK, LR, LS, LT, LU, LV,
MD, MG, MK, MN, MW, MX, NO, NZ, P
L, PT, RO, RU, SD, SE, SG, SI, SK
, TJ, TM, TR, TT, UA, UG, US, UZ,
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