JPH0221286B2 - - Google Patents
Info
- Publication number
- JPH0221286B2 JPH0221286B2 JP57100792A JP10079282A JPH0221286B2 JP H0221286 B2 JPH0221286 B2 JP H0221286B2 JP 57100792 A JP57100792 A JP 57100792A JP 10079282 A JP10079282 A JP 10079282A JP H0221286 B2 JPH0221286 B2 JP H0221286B2
- Authority
- JP
- Japan
- Prior art keywords
- solvent
- pressure
- gas
- loaded
- removal
- 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.)
- Expired - Lifetime
Links
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims description 124
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 49
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 46
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 claims description 19
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 claims description 19
- 230000002745 absorbent Effects 0.000 claims description 18
- 239000002250 absorbent Substances 0.000 claims description 18
- 150000003512 tertiary amines Chemical class 0.000 claims description 17
- HXJUTPCZVOIRIF-UHFFFAOYSA-N sulfolane Chemical group O=S1(=O)CCCC1 HXJUTPCZVOIRIF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- 239000008246 gaseous mixture Substances 0.000 claims description 7
- CRVGTESFCCXCTH-UHFFFAOYSA-N methyl diethanolamine Chemical group OCCN(C)CCO CRVGTESFCCXCTH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 125000001931 aliphatic group Chemical group 0.000 claims description 2
- 125000002768 hydroxyalkyl group Chemical group 0.000 claims description 2
- 238000011068 loading method Methods 0.000 claims description 2
- UPUCFIMLARFWLZ-UHFFFAOYSA-N thiolane;hydrate Chemical compound O.C1CCSC1 UPUCFIMLARFWLZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 102
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 26
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 21
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 19
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 9
- 229910002091 carbon monoxide Inorganic materials 0.000 description 7
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 7
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 5
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 5
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 5
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 4
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 4
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 4
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- ZMXDDKWLCZADIW-UHFFFAOYSA-N N,N-Dimethylformamide Chemical compound CN(C)C=O ZMXDDKWLCZADIW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 3
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 3
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 3
- 150000003335 secondary amines Chemical class 0.000 description 3
- QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N Propene Chemical compound CC=C QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- -1 aliphatic tertiary amines Chemical class 0.000 description 2
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 2
- 239000000567 combustion gas Substances 0.000 description 2
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 2
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 2
- 150000003141 primary amines Chemical class 0.000 description 2
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 2
- ZUHZGEOKBKGPSW-UHFFFAOYSA-N tetraglyme Chemical compound COCCOCCOCCOCCOC ZUHZGEOKBKGPSW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- BFSVOASYOCHEOV-UHFFFAOYSA-N 2-diethylaminoethanol Chemical compound CCN(CC)CCO BFSVOASYOCHEOV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- SECXISVLQFMRJM-UHFFFAOYSA-N N-Methylpyrrolidone Chemical compound CN1CCCC1=O SECXISVLQFMRJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UEEJHVSXFDXPFK-UHFFFAOYSA-N N-dimethylaminoethanol Chemical compound CN(C)CCO UEEJHVSXFDXPFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- AKNUHUCEWALCOI-UHFFFAOYSA-N N-ethyldiethanolamine Chemical compound OCCN(CC)CCO AKNUHUCEWALCOI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N Triethanolamine Chemical compound OCCN(CCO)CCO GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- SLINHMUFWFWBMU-UHFFFAOYSA-N Triisopropanolamine Chemical compound CC(O)CN(CC(C)O)CC(C)O SLINHMUFWFWBMU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 1
- 239000001273 butane Substances 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 description 1
- 150000001732 carboxylic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 description 1
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 1
- 239000000571 coke Substances 0.000 description 1
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 1
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 1
- 239000000470 constituent Substances 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 229960002887 deanol Drugs 0.000 description 1
- LVTYICIALWPMFW-UHFFFAOYSA-N diisopropanolamine Chemical compound CC(O)CNCC(C)O LVTYICIALWPMFW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229940043276 diisopropanolamine Drugs 0.000 description 1
- 239000012972 dimethylethanolamine Substances 0.000 description 1
- 238000003912 environmental pollution Methods 0.000 description 1
- 230000007717 exclusion Effects 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 230000008014 freezing Effects 0.000 description 1
- 238000007710 freezing Methods 0.000 description 1
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 1
- 239000002737 fuel gas Substances 0.000 description 1
- 238000002309 gasification Methods 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 238000002715 modification method Methods 0.000 description 1
- IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N n-butane Chemical compound CCCC IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N n-pentane Natural products CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000004064 recycling Methods 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 1
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
- B01D53/34—Chemical or biological purification of waste gases
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10K—PURIFYING OR MODIFYING THE CHEMICAL COMPOSITION OF COMBUSTIBLE GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE
- C10K1/00—Purifying combustible gases containing carbon monoxide
- C10K1/08—Purifying combustible gases containing carbon monoxide by washing with liquids; Reviving the used wash liquors
- C10K1/16—Purifying combustible gases containing carbon monoxide by washing with liquids; Reviving the used wash liquors with non-aqueous liquids
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
- B01D53/14—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
- B01D53/1456—Removing acid components
- B01D53/1462—Removing mixtures of hydrogen sulfide and carbon dioxide
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
- B01D53/14—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
- B01D53/1493—Selection of liquid materials for use as absorbents
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
- B01D53/34—Chemical or biological purification of waste gases
- B01D53/46—Removing components of defined structure
- B01D53/48—Sulfur compounds
- B01D53/52—Hydrogen sulfide
- B01D53/526—Mixtures of hydrogen sulfide and carbon dioxide
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C07—ORGANIC CHEMISTRY
- C07C—ACYCLIC OR CARBOCYCLIC COMPOUNDS
- C07C7/00—Purification; Separation; Use of additives
- C07C7/11—Purification; Separation; Use of additives by absorption, i.e. purification or separation of gaseous hydrocarbons with the aid of liquids
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10K—PURIFYING OR MODIFYING THE CHEMICAL COMPOSITION OF COMBUSTIBLE GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE
- C10K1/00—Purifying combustible gases containing carbon monoxide
- C10K1/08—Purifying combustible gases containing carbon monoxide by washing with liquids; Reviving the used wash liquors
- C10K1/10—Purifying combustible gases containing carbon monoxide by washing with liquids; Reviving the used wash liquors with aqueous liquids
- C10K1/12—Purifying combustible gases containing carbon monoxide by washing with liquids; Reviving the used wash liquors with aqueous liquids alkaline-reacting including the revival of the used wash liquors
- C10K1/14—Purifying combustible gases containing carbon monoxide by washing with liquids; Reviving the used wash liquors with aqueous liquids alkaline-reacting including the revival of the used wash liquors organic
- C10K1/143—Purifying combustible gases containing carbon monoxide by washing with liquids; Reviving the used wash liquors with aqueous liquids alkaline-reacting including the revival of the used wash liquors organic containing amino groups
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02C—CAPTURE, STORAGE, SEQUESTRATION OR DISPOSAL OF GREENHOUSE GASES [GHG]
- Y02C20/00—Capture or disposal of greenhouse gases
- Y02C20/40—Capture or disposal of greenhouse gases of CO2
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
- Y02P20/00—Technologies relating to chemical industry
- Y02P20/151—Reduction of greenhouse gas [GHG] emissions, e.g. CO2
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- Combustion & Propulsion (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Biomedical Technology (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Water Supply & Treatment (AREA)
- Gas Separation By Absorption (AREA)
- Treating Waste Gases (AREA)
- Industrial Gases (AREA)
Description
【発明の詳細な説明】
本発明は、気体混合物からCO2と、さらに存在
するならH2Sとを除去する方法に関する。
するならH2Sとを除去する方法に関する。
多くの場合、気体混合物から、CO2および存在
するならH2Sさらには他の硫黄含有不純物を除く
必要がある。気体混合物からのH2Sおよび/また
は硫黄含有不純物の除去は、これらの気体混合物
を、硫黄に鋭敏な触媒の使用による接触変換に適
するようにするために必要となろうし、あるいは
これらの気体混合物またはそれから得られた燃焼
気体を大気中に排出する場合には環境汚染を小さ
くするために必要となろう。
するならH2Sさらには他の硫黄含有不純物を除く
必要がある。気体混合物からのH2Sおよび/また
は硫黄含有不純物の除去は、これらの気体混合物
を、硫黄に鋭敏な触媒の使用による接触変換に適
するようにするために必要となろうし、あるいは
これらの気体混合物またはそれから得られた燃焼
気体を大気中に排出する場合には環境汚染を小さ
くするために必要となろう。
H2Sおよび/または他の含硫黄化合物を通常除
かねばならないCO2含有気体混合物の例は、部分
燃焼、または完全あるいは部分的な気体化を油、
石炭、製油所排ガス、都市ガス、天然ガス、コー
クス炉ガス、水性ガス、プロパンおよびプロペン
について行なつたとき得られる気体である。
かねばならないCO2含有気体混合物の例は、部分
燃焼、または完全あるいは部分的な気体化を油、
石炭、製油所排ガス、都市ガス、天然ガス、コー
クス炉ガス、水性ガス、プロパンおよびプロペン
について行なつたとき得られる気体である。
H2Sを全くまたは実質的に全く含まない気体混
合物(たとえば天然ガス)からCO2として、また
はH2Sが気体混合物中に存在する場合は、H2Sと
の混合物として、気体混合物からCO2を除くこと
は、気体混合物を所望の発熱量にするためおよ
び/または輸送ラインの腐食を避けるためおよ
び/または極低温装置の凍結を避けるためおよ
び/またはある目的に最終的に用いられる気体混
合物中で価値をもたないCO2の輸送を避けるため
に必要である。
合物(たとえば天然ガス)からCO2として、また
はH2Sが気体混合物中に存在する場合は、H2Sと
の混合物として、気体混合物からCO2を除くこと
は、気体混合物を所望の発熱量にするためおよ
び/または輸送ラインの腐食を避けるためおよ
び/または極低温装置の凍結を避けるためおよ
び/またはある目的に最終的に用いられる気体混
合物中で価値をもたないCO2の輸送を避けるため
に必要である。
多くの場合、CO2さらに存在する場合のH2S
は、液体溶剤を用いて該気体混合物から除去され
得て、この液体溶剤はしばしば塩基性である。気
体混合物中に存在するCO2の少なくとも一部は、
H2S(存在する場合)の少なくとも一部と一緒に
液体溶剤中に吸収されるであろう。H2Sおよび
CO2(この明細書では、また酸性気体として記載
してある)は、関与する気体混合物の圧力で、す
なわち多くの場合、高められた圧力で、前記気体
混合物から除去されることになる。
は、液体溶剤を用いて該気体混合物から除去され
得て、この液体溶剤はしばしば塩基性である。気
体混合物中に存在するCO2の少なくとも一部は、
H2S(存在する場合)の少なくとも一部と一緒に
液体溶剤中に吸収されるであろう。H2Sおよび
CO2(この明細書では、また酸性気体として記載
してある)は、関与する気体混合物の圧力で、す
なわち多くの場合、高められた圧力で、前記気体
混合物から除去されることになる。
気体混合物からのCO2および存在する場合の
H2Sの除去の後に得られる負荷された(loaded)
溶剤は、一部または全部、再生されることにな
り、この再生の間に、H2S(存在する場合)およ
びCO2は、解放される。
H2Sの除去の後に得られる負荷された(loaded)
溶剤は、一部または全部、再生されることにな
り、この再生の間に、H2S(存在する場合)およ
びCO2は、解放される。
負荷された溶剤の再生の後に得られる気体中に
H2Sが認識できる量で存在する場合、少なくとも
H2Sの大部分がこの気体から除かれる前には、こ
の気体は大気中に排出させることはできない。
H2Sは、これを元素硫黄に変換させこれを分離す
ることによつて、この気体から非常に都合よく除
去される。H2Sの元素硫黄への変換は、本分野で
は通常クラウス法により行われ、この方法では、
H2Sのいくらかが、SO2へ酸化され、硫黄と水
が、適当な触媒の補助を適宜用いて、H2SをSO2
と反応させて形成される。クラウス法を実施させ
得るためには、CO2との混合物中のH2Sのモル百
分率は、少なくとも約15であらねばならない。こ
の百分率が、約15と約40との間である場合、クラ
ウス法は、気体の1/3を分け、その中のH2Sを
SO2にまで燃焼させ、次に得られるSO2含有気体
を、残りのH2S含有気体と混合することにより行
われ得、この後、クラウス反応は、さらに、高め
られた温度で、好ましくは、触媒の存在下で、行
われ得る。気体が、H2S約40モル%以上を含む場
合、クラウス法は、H2Sの1/3をSO2に変換する
に十分な量の空気により気体を燃焼させ、次に、
H2SとSO3を反応させて硫黄と水を生成させるよ
うにして行うことができる。
H2Sが認識できる量で存在する場合、少なくとも
H2Sの大部分がこの気体から除かれる前には、こ
の気体は大気中に排出させることはできない。
H2Sは、これを元素硫黄に変換させこれを分離す
ることによつて、この気体から非常に都合よく除
去される。H2Sの元素硫黄への変換は、本分野で
は通常クラウス法により行われ、この方法では、
H2Sのいくらかが、SO2へ酸化され、硫黄と水
が、適当な触媒の補助を適宜用いて、H2SをSO2
と反応させて形成される。クラウス法を実施させ
得るためには、CO2との混合物中のH2Sのモル百
分率は、少なくとも約15であらねばならない。こ
の百分率が、約15と約40との間である場合、クラ
ウス法は、気体の1/3を分け、その中のH2Sを
SO2にまで燃焼させ、次に得られるSO2含有気体
を、残りのH2S含有気体と混合することにより行
われ得、この後、クラウス反応は、さらに、高め
られた温度で、好ましくは、触媒の存在下で、行
われ得る。気体が、H2S約40モル%以上を含む場
合、クラウス法は、H2Sの1/3をSO2に変換する
に十分な量の空気により気体を燃焼させ、次に、
H2SとSO3を反応させて硫黄と水を生成させるよ
うにして行うことができる。
多くの場合、負荷された溶剤の再生中解放され
た気体は、クラウス法で用いるには適さなく、
H2S含量が小さすぎ、H2S含量は増加させるため
の付加的な方法は、このような気体により行われ
ることになる。
た気体は、クラウス法で用いるには適さなく、
H2S含量が小さすぎ、H2S含量は増加させるため
の付加的な方法は、このような気体により行われ
ることになる。
再生中に解放された気体が、クラウス法に用い
るのに十分高いH2S含量を有すべき場合、それに
もかかわらずそのH2S含量を増加させることが重
要であり、なぜなら、後者の場合、クラウス法に
用いられる気体の全量が、低く、よつて、装置が
小型化できるからである。
るのに十分高いH2S含量を有すべき場合、それに
もかかわらずそのH2S含量を増加させることが重
要であり、なぜなら、後者の場合、クラウス法に
用いられる気体の全量が、低く、よつて、装置が
小型化できるからである。
負荷された溶剤の再生中に解放された気体の
H2S含量の増加は、当然、適当な溶剤中への該気
体からのH2Sの優先的な吸収と、負荷後、該溶剤
の再生を行うことによつて達成され得る。しかし
ながら、このような第2の吸収プロセスは、建造
されねばならない余分な設備および負荷された溶
剤の再生のために必要な余分な量のエネルギーの
観点から魅力的なものでない。
H2S含量の増加は、当然、適当な溶剤中への該気
体からのH2Sの優先的な吸収と、負荷後、該溶剤
の再生を行うことによつて達成され得る。しかし
ながら、このような第2の吸収プロセスは、建造
されねばならない余分な設備および負荷された溶
剤の再生のために必要な余分な量のエネルギーの
観点から魅力的なものでない。
本発明は、気体混合物からのCO2および存在す
る場合のH2Sの除去方法であつて、CO2により負
荷され、さらには存在するならH2Sによつても負
荷された溶剤の再生のために必要とされるエネル
ギーが非常に低く、そしてクラウス法に使用する
のに適する高いH2S含量を有する気体が、H2Sを
含有する気体混合物から一段階の吸収で得られる
ようになつている除去方法を提供することであ
る。
る場合のH2Sの除去方法であつて、CO2により負
荷され、さらには存在するならH2Sによつても負
荷された溶剤の再生のために必要とされるエネル
ギーが非常に低く、そしてクラウス法に使用する
のに適する高いH2S含量を有する気体が、H2Sを
含有する気体混合物から一段階の吸収で得られる
ようになつている除去方法を提供することであ
る。
従つて、本発明は気体混合物からCO2および存
在する場合のH2Sの除去方法において、 (a) 気体混合物を、第三アミンと物理的吸収剤と
を含んでなる溶剤と、高められた圧力で向流接
触させ、 (b) 得られる負荷された溶剤(loaded solvent)
を、支配している温度で負荷された溶剤中に存
在するCO2とH2Sの全分圧より高い圧力まで圧
力解放により少なくとも1回フラツシユ
(flash)し、 (c) 段階(b)で得られる負荷された溶剤を、支配し
ている温度で負荷された溶剤中に存在するCO2
とH2Sの全分圧より低い圧力まで圧力解放によ
り少なくとも1回フラツシユし、そして段階(c)
で得た半貧溶剤を、任意に行なつてもよい該半
貧溶剤の全部または一部の完全な再生の後、段
階(a)の溶剤として用いることを特徴とする前記
除去方法を提供する。
在する場合のH2Sの除去方法において、 (a) 気体混合物を、第三アミンと物理的吸収剤と
を含んでなる溶剤と、高められた圧力で向流接
触させ、 (b) 得られる負荷された溶剤(loaded solvent)
を、支配している温度で負荷された溶剤中に存
在するCO2とH2Sの全分圧より高い圧力まで圧
力解放により少なくとも1回フラツシユ
(flash)し、 (c) 段階(b)で得られる負荷された溶剤を、支配し
ている温度で負荷された溶剤中に存在するCO2
とH2Sの全分圧より低い圧力まで圧力解放によ
り少なくとも1回フラツシユし、そして段階(c)
で得た半貧溶剤を、任意に行なつてもよい該半
貧溶剤の全部または一部の完全な再生の後、段
階(a)の溶剤として用いることを特徴とする前記
除去方法を提供する。
溶剤は、第三アミン、物理的吸収剤および好ま
しくは水を含んでなる。
しくは水を含んでなる。
酸性気体は、第三アミンと反応することができ
る。非常に適する第三アミンは、脂肪族であり、
特に、1分子当り少なくとも1個のヒドロキシア
ルキル基を含んでいる脂肪族第三アミンである。
例は、トリエタノールアミン、トリプロパノール
アミン、トリイソプロパノールアミン、エチルジ
エタノールアミン、ジメチルエタノールアミン、
ジエチルエタノールアミンである。好ましくは、
メチルジエタノールアミンである。
る。非常に適する第三アミンは、脂肪族であり、
特に、1分子当り少なくとも1個のヒドロキシア
ルキル基を含んでいる脂肪族第三アミンである。
例は、トリエタノールアミン、トリプロパノール
アミン、トリイソプロパノールアミン、エチルジ
エタノールアミン、ジメチルエタノールアミン、
ジエチルエタノールアミンである。好ましくは、
メチルジエタノールアミンである。
物理的吸収剤は、酸性気体がそれに可溶性であ
つてかつ酸性気体とは反応しない化合物である。
非常に適する物理的吸収剤は、スルホラン、置換
スルホラン、1分子当り1〜5個の炭素原子を有
するアルコール(たとえばメタノール)、テトラ
エチレングリコールジメチルエーテル、N−メチ
ルピロリドン、アルキル化カルボン酸アミド(た
とえば、ジメチルホルムアミド)である。スルホ
ランが好ましい。スルホランとは、“テトラヒド
ロチオフエン1,1−ジオキシド”を意味する。
つてかつ酸性気体とは反応しない化合物である。
非常に適する物理的吸収剤は、スルホラン、置換
スルホラン、1分子当り1〜5個の炭素原子を有
するアルコール(たとえばメタノール)、テトラ
エチレングリコールジメチルエーテル、N−メチ
ルピロリドン、アルキル化カルボン酸アミド(た
とえば、ジメチルホルムアミド)である。スルホ
ランが好ましい。スルホランとは、“テトラヒド
ロチオフエン1,1−ジオキシド”を意味する。
溶剤中の第三アミンおよび物理的吸収剤(さら
には存在する場合、水)の含量は、幅広い限度で
変えることができる。非常に都合よくは、溶剤
は、第三アミン、好ましくはメチルジエタノール
アミン10ないし60重量%、物理的吸収剤、好まし
くはスルホラン15ないし55重量%、および水5な
いし35重量%を含む。
には存在する場合、水)の含量は、幅広い限度で
変えることができる。非常に都合よくは、溶剤
は、第三アミン、好ましくはメチルジエタノール
アミン10ないし60重量%、物理的吸収剤、好まし
くはスルホラン15ないし55重量%、および水5な
いし35重量%を含む。
本発明に従う方法に用いられる溶剤は、第三ア
ミンと物理的吸収剤とを含んでなることが必須で
ある。溶剤が第三アミンの代りに、第二アミンお
よび/または第一アミンを含むか、または第三ア
ミンを含み物理的吸収剤を含まない本発明に従う
方法とは全く異なる変形法では、段階(c)でのフラ
ツシングでより少量のCO2が解放され、よつて
H2Sが、初めの気体混合物中に存在する場合は、
段階(c)での部分的再生で得られる半貧溶剤は、本
発明に従う方法で得られる場合より低いモル比の
H2SとCO2を含む。さらに、該半貧溶剤の全再生
(これは、通常、水蒸気によるストリツピングに
より行われる)は、前記の変更方法の場合、より
多くの水蒸気を必要とし、本発明に従う方法の場
合よりも、クラウス法に対し好ましくないモル比
のCO2とH2Sの混合物を生ずる。
ミンと物理的吸収剤とを含んでなることが必須で
ある。溶剤が第三アミンの代りに、第二アミンお
よび/または第一アミンを含むか、または第三ア
ミンを含み物理的吸収剤を含まない本発明に従う
方法とは全く異なる変形法では、段階(c)でのフラ
ツシングでより少量のCO2が解放され、よつて
H2Sが、初めの気体混合物中に存在する場合は、
段階(c)での部分的再生で得られる半貧溶剤は、本
発明に従う方法で得られる場合より低いモル比の
H2SとCO2を含む。さらに、該半貧溶剤の全再生
(これは、通常、水蒸気によるストリツピングに
より行われる)は、前記の変更方法の場合、より
多くの水蒸気を必要とし、本発明に従う方法の場
合よりも、クラウス法に対し好ましくないモル比
のCO2とH2Sの混合物を生ずる。
溶剤が、1種またはそれ以上の物理的吸収剤だ
けからなつていて、アミンが存在しない点で本発
明とは異なる変更方法は、多くの場合、同じ量の
吸収酸性気体を達成するのに本発明に従う方法よ
りも、より多くの溶剤および段階(a)で使用される
吸収塔でより多くの吸収トレーを必要とする。さ
らに、段階(b)でフラツシング中に非酸性気体が遊
離する、本発明に従う方法に用いられる溶剤中に
よりも、より多量の非酸性気体が溶剤中(1種ま
たはそれ以上の物理的吸収剤だけからなる)に吸
収される。1種またはそれ以上の物理的吸収剤だ
けからなる溶剤が用いられた場合、非酸性気体の
この量は、非常に大きいのでこれを燃料として用
いるのには魅力的ではない(本発明に従う方法の
段階b)で遊離してくる非酸性気体ではできる。
従つて、これらの非酸性気体は段階(a)への再循環
に先立つて再圧縮(資本集約型の圧縮機を用い
る)を必要とする)。
けからなつていて、アミンが存在しない点で本発
明とは異なる変更方法は、多くの場合、同じ量の
吸収酸性気体を達成するのに本発明に従う方法よ
りも、より多くの溶剤および段階(a)で使用される
吸収塔でより多くの吸収トレーを必要とする。さ
らに、段階(b)でフラツシング中に非酸性気体が遊
離する、本発明に従う方法に用いられる溶剤中に
よりも、より多量の非酸性気体が溶剤中(1種ま
たはそれ以上の物理的吸収剤だけからなる)に吸
収される。1種またはそれ以上の物理的吸収剤だ
けからなる溶剤が用いられた場合、非酸性気体の
この量は、非常に大きいのでこれを燃料として用
いるのには魅力的ではない(本発明に従う方法の
段階b)で遊離してくる非酸性気体ではできる。
従つて、これらの非酸性気体は段階(a)への再循環
に先立つて再圧縮(資本集約型の圧縮機を用い
る)を必要とする)。
段階(a)での溶剤と気体混合物との接触は、高め
られた圧力において行われ、この圧力は、少なく
とも5バール、特に少なくとも10バールの圧力と
考えられる。20ないし100バールの範囲の圧力が
非常に適する。
られた圧力において行われ、この圧力は、少なく
とも5バール、特に少なくとも10バールの圧力と
考えられる。20ないし100バールの範囲の圧力が
非常に適する。
混合気体と溶剤との接触は、接触帯域で非常に
好適に行われる:すなわち、弁トレー、バブルキ
ヤツプトレー、バツフルなどのような15ないし80
の接触層を含んでいる吸収塔で非常に好適に行わ
れる。本発明に従う方法で溶剤を用いることによ
り、精製された気体に残るCO2の量を調整しつつ
H2Sが、供給材料として用いた気体混合物から実
質的に除かれ得るということが驚くべきことに確
認された。この調整は、溶剤循環を調整するこ
と、すなわち抽出帯域へ供給する溶剤の比および
これに供給される気体混合物の量を調整すること
により達成され得る。気体混合物中に全くまたは
ほとんどH2Sが存在しない場合、これから除去さ
れるCO2の量も、溶剤循環により調整され得る。
所望なら、CO2は、非常に多量に除去され得る。
所望なら、接触帯域からその下方部分で、中間点
で、負荷された溶剤を除去し、除去した負荷溶剤
を外部から冷却し、これを接触帯域の下方部分に
再導入して、精製されるべき気体混合物をさらに
接触させることにより(たとえば英国特許明細書
第1589231号に記載されているように)溶剤循環
をさらに減じてもよい。
好適に行われる:すなわち、弁トレー、バブルキ
ヤツプトレー、バツフルなどのような15ないし80
の接触層を含んでいる吸収塔で非常に好適に行わ
れる。本発明に従う方法で溶剤を用いることによ
り、精製された気体に残るCO2の量を調整しつつ
H2Sが、供給材料として用いた気体混合物から実
質的に除かれ得るということが驚くべきことに確
認された。この調整は、溶剤循環を調整するこ
と、すなわち抽出帯域へ供給する溶剤の比および
これに供給される気体混合物の量を調整すること
により達成され得る。気体混合物中に全くまたは
ほとんどH2Sが存在しない場合、これから除去さ
れるCO2の量も、溶剤循環により調整され得る。
所望なら、CO2は、非常に多量に除去され得る。
所望なら、接触帯域からその下方部分で、中間点
で、負荷された溶剤を除去し、除去した負荷溶剤
を外部から冷却し、これを接触帯域の下方部分に
再導入して、精製されるべき気体混合物をさらに
接触させることにより(たとえば英国特許明細書
第1589231号に記載されているように)溶剤循環
をさらに減じてもよい。
段階(a)での気体混合物と溶剤との接触中の温度
は、広い限度内で変えることができる。15ないし
110℃の範囲の温度が非常に適し、20ないし80℃
の範囲の温度が好ましい。
は、広い限度内で変えることができる。15ないし
110℃の範囲の温度が非常に適し、20ないし80℃
の範囲の温度が好ましい。
段階(a)では、COSが存在する場合、その全て
または大部分が気体混合物から除去される。
または大部分が気体混合物から除去される。
段階(a)で得られる負荷された溶剤は、CO2、
H2S(ある場合)および精製されるべき気体混合
物からの溶存非酸性成分(すなわち、炭化水素お
よび/または水素および/または一酸化炭素)を
含んでいる。これらの非酸性気体は、負荷された
溶剤中に存在する酸性気体の全分圧よりも高い圧
力まで、段階(b)でのフラツシングにより負荷され
た溶剤から少なくとも部分的に除去されるように
する。このようにして、ほんの非常に少量の酸性
気体が、非酸性気体(たとえば炭化水素および/
または水素および/または一酸化炭素)と共に溶
剤から解放される。所望により、段階(b)でのフラ
ツシングにより得た気体混合物を段階(a)へ再循環
してもよいが、再圧縮を避けるため、この気体混
合物は、好ましくは他の目的、たとえば燃料用ガ
スとして用いられる(所望に応じ、存在するH2S
の全てまたは一部を、たとえば、該気体混合物を
少量の貧溶剤と接触させることにより、除去して
から用いる)。酸性気体の全分圧よりも低い圧力
までこの負荷された溶剤をフラツシユする前に、
非酸性気体を、負荷された溶剤から除去しなくて
はならない、なぜなら、さもないと、炭化水素お
よび/または水素および/または一酸化炭素が、
かなりの量の酸性気体と一緒に放たれるであろう
からである。多くの場合、これらの酸性気体また
はこれらの酸性気体から得られる燃焼気体は、大
気中に排出されるので、炭素水素および/または
水素および/または一酸化炭素は、同時に排出さ
れるか燃焼させられ、このことはこれら有用な化
合物の無駄である。
H2S(ある場合)および精製されるべき気体混合
物からの溶存非酸性成分(すなわち、炭化水素お
よび/または水素および/または一酸化炭素)を
含んでいる。これらの非酸性気体は、負荷された
溶剤中に存在する酸性気体の全分圧よりも高い圧
力まで、段階(b)でのフラツシングにより負荷され
た溶剤から少なくとも部分的に除去されるように
する。このようにして、ほんの非常に少量の酸性
気体が、非酸性気体(たとえば炭化水素および/
または水素および/または一酸化炭素)と共に溶
剤から解放される。所望により、段階(b)でのフラ
ツシングにより得た気体混合物を段階(a)へ再循環
してもよいが、再圧縮を避けるため、この気体混
合物は、好ましくは他の目的、たとえば燃料用ガ
スとして用いられる(所望に応じ、存在するH2S
の全てまたは一部を、たとえば、該気体混合物を
少量の貧溶剤と接触させることにより、除去して
から用いる)。酸性気体の全分圧よりも低い圧力
までこの負荷された溶剤をフラツシユする前に、
非酸性気体を、負荷された溶剤から除去しなくて
はならない、なぜなら、さもないと、炭化水素お
よび/または水素および/または一酸化炭素が、
かなりの量の酸性気体と一緒に放たれるであろう
からである。多くの場合、これらの酸性気体また
はこれらの酸性気体から得られる燃焼気体は、大
気中に排出されるので、炭素水素および/または
水素および/または一酸化炭素は、同時に排出さ
れるか燃焼させられ、このことはこれら有用な化
合物の無駄である。
負荷された溶剤は、段階(b)で数回、各回とも低
圧で、フラツシユされてもよいが、ほとんどの場
合、溶存非酸性成分の大部分は、1回のフラツシ
ユ段階で除去され得、この理由から、負荷された
溶剤を段階(b)で1回フラツシユすることが好まし
い。
圧で、フラツシユされてもよいが、ほとんどの場
合、溶存非酸性成分の大部分は、1回のフラツシ
ユ段階で除去され得、この理由から、負荷された
溶剤を段階(b)で1回フラツシユすることが好まし
い。
酸性気体以外にほんの少量の他の溶存成分を含
む段階(b)で得られる負荷された溶剤は、支配して
いる温度で該負荷された溶剤中の酸性気体の全分
圧より低い圧力まで段階(c)でフラツシユされる。
本発明に従う方法(第三アミンと物理的吸収剤と
を含んでなる溶剤が用いられる)では、遊離した
CO2の量は、溶剤が第三アミンの代りに第二アミ
ンおよび/または第一アミンを含んでいるか、ま
たは第三アミンを含むが物理的吸収剤を含まない
点で本発明に従う方法とは全く異なる変更方法よ
りずつと高い。負荷された溶剤がH2Sをも含む場
合、段階(c)での圧力解放の後に遊離された気体
は、負荷された溶剤中に初期的に存在する気体の
モル比よりもずつと高いCO2対H2Sのモル比を有
する。段階(c)でのフラツシングの前か最中に、負
荷された溶剤をたとえば温度45ないし110℃まで
加熱することが有利である。なぜなら、この場
合、圧力解放の後に遊離した気体中のCO2対H2S
のモル比は、それでもまだ増加されるからであ
る。第二または第三アミンと物理的吸収剤とを含
んでなる溶剤が用いられるか、または第三アミン
を含み物理的吸収剤を含まない溶剤を用いる前記
の変更方法は、圧力解放後に遊離した気体中の
CO2対H2Sのより低いモル比を与える。段階(c)で
遊離した気体は、初めの負荷された溶剤の場合よ
りより高いCO2対H2Sモル比を有しているので、
段階(c)での圧力解放後に残つている溶剤中に存在
するH2S対CO2モル比は初期よりも高い。
む段階(b)で得られる負荷された溶剤は、支配して
いる温度で該負荷された溶剤中の酸性気体の全分
圧より低い圧力まで段階(c)でフラツシユされる。
本発明に従う方法(第三アミンと物理的吸収剤と
を含んでなる溶剤が用いられる)では、遊離した
CO2の量は、溶剤が第三アミンの代りに第二アミ
ンおよび/または第一アミンを含んでいるか、ま
たは第三アミンを含むが物理的吸収剤を含まない
点で本発明に従う方法とは全く異なる変更方法よ
りずつと高い。負荷された溶剤がH2Sをも含む場
合、段階(c)での圧力解放の後に遊離された気体
は、負荷された溶剤中に初期的に存在する気体の
モル比よりもずつと高いCO2対H2Sのモル比を有
する。段階(c)でのフラツシングの前か最中に、負
荷された溶剤をたとえば温度45ないし110℃まで
加熱することが有利である。なぜなら、この場
合、圧力解放の後に遊離した気体中のCO2対H2S
のモル比は、それでもまだ増加されるからであ
る。第二または第三アミンと物理的吸収剤とを含
んでなる溶剤が用いられるか、または第三アミン
を含み物理的吸収剤を含まない溶剤を用いる前記
の変更方法は、圧力解放後に遊離した気体中の
CO2対H2Sのより低いモル比を与える。段階(c)で
遊離した気体は、初めの負荷された溶剤の場合よ
りより高いCO2対H2Sモル比を有しているので、
段階(c)での圧力解放後に残つている溶剤中に存在
するH2S対CO2モル比は初期よりも高い。
段階(c)での各圧力解放で、残つている溶剤中の
H2S対CO2のモル比が増加しているので、段階(c)
で負荷された溶剤を少なくとも2回、各回、低い
圧力までフラツシユするか、または初期の気体混
合物がH2Sを含む場合は高温でフラツシユするこ
とが有利であろう。通常、段階(c)での圧力解放の
後の負荷された溶剤の圧力は、ほぼ大気圧であろ
う。
H2S対CO2のモル比が増加しているので、段階(c)
で負荷された溶剤を少なくとも2回、各回、低い
圧力までフラツシユするか、または初期の気体混
合物がH2Sを含む場合は高温でフラツシユするこ
とが有利であろう。通常、段階(c)での圧力解放の
後の負荷された溶剤の圧力は、ほぼ大気圧であろ
う。
段階(c)では、多量のCO2が遊離し、したがつ
て、負荷された溶剤は、かなりの程度まで実際
上、再生され、半貧溶剤が生ずる。初期の気体混
合物が、実質的にH2Sを含まない場合、段階(c)で
得られる半貧溶剤は、CO2を唯一の酸性気体とし
て含み、これは、これ自体、少なくとも部分的に
段階(a)での溶剤として優先的に用いられる;多く
の場合、段階(c)で得られる半貧溶剤に存在する
CO2の量は、非常に低いであろうから、この半貧
溶剤を段階(a)での唯一の溶剤として用いることが
好ましい。所望に応じ、段階(c)で得られる半貧溶
剤の一部または全てが、完全に再生され(水蒸気
によるストリツピングにより)、段階(a)で溶剤と
して用いられる。完全に再生された溶剤および半
貧溶剤が、両者とも、段階(a)での溶剤として用い
られる場合、前者は、半貧溶剤よりも、気体混合
物の入口からより遠い位置で、接触帯域に優先的
に導入される。
て、負荷された溶剤は、かなりの程度まで実際
上、再生され、半貧溶剤が生ずる。初期の気体混
合物が、実質的にH2Sを含まない場合、段階(c)で
得られる半貧溶剤は、CO2を唯一の酸性気体とし
て含み、これは、これ自体、少なくとも部分的に
段階(a)での溶剤として優先的に用いられる;多く
の場合、段階(c)で得られる半貧溶剤に存在する
CO2の量は、非常に低いであろうから、この半貧
溶剤を段階(a)での唯一の溶剤として用いることが
好ましい。所望に応じ、段階(c)で得られる半貧溶
剤の一部または全てが、完全に再生され(水蒸気
によるストリツピングにより)、段階(a)で溶剤と
して用いられる。完全に再生された溶剤および半
貧溶剤が、両者とも、段階(a)での溶剤として用い
られる場合、前者は、半貧溶剤よりも、気体混合
物の入口からより遠い位置で、接触帯域に優先的
に導入される。
初期の気体混合物が、CO2ばかりでなくH2Sも
含むなら、多くの場合で、段階(c)でのフラツシン
グ中、遊離する酸性気体は、非常に少量のH2Sを
含むであろうから、これらは、焼却後に、大気中
に排出され得る。所望の場合、または必要な場
合、段階(c)でのフラツシング中に遊離した気体中
に存在するH2Sは、CO2よりもH2Sの優先的除去
に好ましい条件下でこれらの気体を溶剤と接触さ
せることによりこれらの気体から除去され得る。
このような除去に対しては、たとえば、アミン、
さらに任意に含んでいてもよい物理的吸収剤を含
有する混合物が、適切に用いられ、特に、本発明
に従つて用いられる溶剤が使用される。H2S除去
の高い選択率を達成するためには、接触は、たと
えば英国特許明細書第1362384号に記載されたよ
うに、20個より少ない接触トレーを有する塔中
で、高い気体速度で、非常に適切に行われ得る。
含むなら、多くの場合で、段階(c)でのフラツシン
グ中、遊離する酸性気体は、非常に少量のH2Sを
含むであろうから、これらは、焼却後に、大気中
に排出され得る。所望の場合、または必要な場
合、段階(c)でのフラツシング中に遊離した気体中
に存在するH2Sは、CO2よりもH2Sの優先的除去
に好ましい条件下でこれらの気体を溶剤と接触さ
せることによりこれらの気体から除去され得る。
このような除去に対しては、たとえば、アミン、
さらに任意に含んでいてもよい物理的吸収剤を含
有する混合物が、適切に用いられ、特に、本発明
に従つて用いられる溶剤が使用される。H2S除去
の高い選択率を達成するためには、接触は、たと
えば英国特許明細書第1362384号に記載されたよ
うに、20個より少ない接触トレーを有する塔中
で、高い気体速度で、非常に適切に行われ得る。
H2Sが、初期の気体混合物中に存在する場合、
段階(c)で得られる半貧溶剤は、H2SとCO2とを高
いモル比で含んでいる。H2Sの高い含量の観点か
ら、この半貧溶剤は、段階(a)での溶剤として用い
るのに不適であり、存在する酸性気体は、この半
貧溶剤から除去されねばならない。酸性気体が、
完全な再生により該半貧溶剤から除去されて、貧
溶剤が生ずる。再生は、再生塔中での加熱により
(たとえば温度範囲80ないし160℃まで)非常に適
切に行われ、この加熱は、好ましくは、水蒸気に
よるストリツピングによつて行われる。
段階(c)で得られる半貧溶剤は、H2SとCO2とを高
いモル比で含んでいる。H2Sの高い含量の観点か
ら、この半貧溶剤は、段階(a)での溶剤として用い
るのに不適であり、存在する酸性気体は、この半
貧溶剤から除去されねばならない。酸性気体が、
完全な再生により該半貧溶剤から除去されて、貧
溶剤が生ずる。再生は、再生塔中での加熱により
(たとえば温度範囲80ないし160℃まで)非常に適
切に行われ、この加熱は、好ましくは、水蒸気に
よるストリツピングによつて行われる。
この再生中に得られる気体は、硫黄の製造のた
めのクラウス法に都合よく用いることのできるよ
うなH2S含量を有する。
めのクラウス法に都合よく用いることのできるよ
うなH2S含量を有する。
再生の後に得られる貧溶剤は、段階(a)で非常に
都合よく再使用され得、所望の場合は、段階(b)ま
たは(c)からのフラツシング済気体と接触させるた
めに再使用され得る。
都合よく再使用され得、所望の場合は、段階(b)ま
たは(c)からのフラツシング済気体と接触させるた
めに再使用され得る。
プロセスに必要とされるエネルギーの量を可能
な限り低く保つため、適切ならプロセスストリー
ムの熱交換を行うことが有利であるのは明白であ
ろう。
な限り低く保つため、適切ならプロセスストリー
ムの熱交換を行うことが有利であるのは明白であ
ろう。
例 1
気体混合物(組成、80%vのメタン、5%vの
エタン、3%vのプロパン、1%vのブタン、1
%vのH2S、10%vのCO2)10000Kmol/hを30
個の弁トレーを含む吸収塔の底部へ、温度40℃お
よび圧力50バールで導入する。この気体混合物
を、メチルジエタノールアミン(50重量%)、ス
ルホラン(25重量%)および水(25重量%)から
なる貧溶剤30m3/hと向流接触させる。精製され
た気体は、9511.4Kmol/hの量で吸収塔の頂部
を去る;この気体は、644Kmol/hのCO2と4容
量ppmより少ないH2Sを含んでいる。
エタン、3%vのプロパン、1%vのブタン、1
%vのH2S、10%vのCO2)10000Kmol/hを30
個の弁トレーを含む吸収塔の底部へ、温度40℃お
よび圧力50バールで導入する。この気体混合物
を、メチルジエタノールアミン(50重量%)、ス
ルホラン(25重量%)および水(25重量%)から
なる貧溶剤30m3/hと向流接触させる。精製され
た気体は、9511.4Kmol/hの量で吸収塔の頂部
を去る;この気体は、644Kmol/hのCO2と4容
量ppmより少ないH2Sを含んでいる。
負荷された溶剤(300m3/h)が、吸収塔の底
部から除去される;これは99.7Kmol/hのH2S
と356Kmol/hのCO2とを含む。この負荷された
溶剤を、69.2℃の温度で15バールの圧力までフラ
ツシユする。フラツシユされた気体(45Kmol/
h)は、1.4Kmol/hのH2S、10.7Kmol/hの
CO2を含み、残りは炭化水素からなる。これを貧
溶剤との熱交換により加熱し、70℃の温度で、
1.3バールの圧力までフラツシユする。この第2
回のフラツシユ中に遊離する気体(293.6Kmol/
h)は、35.6Kmol/hのH2Sと258Kmol/hの
CO2とからなる。これを、温度40℃および圧力
1.1バールで、13個の弁トレーを有する第2の吸
収塔中で148m3/hの貧溶剤と向流接触させると、
300ppmのH2Sを含んでいるCO2からなる気体
212Kmol/hが得られる。この最後に示した吸
収塔中で得られた負荷された溶剤は、第2回のフ
ラツシユの後に得られた貧溶剤と共に再生を行
う。この半貧溶剤は、63Kmol/hのH2Sと
87Kmol/hのCO2とを含んでなる。再生は、水
蒸気によるストリツピングにより行われ、
98.6Kmol/hのH2Sと133Kmol/hのCO2とか
らなる気体を生じ、この気体は、クラウス法に用
いるのに非常に適する。再生後に得られる貧溶剤
は、一部(148m3/h)を第2の吸収塔に再循環
させ、一部(300m3/h)(第1回のフラツシユか
ら負荷された溶剤による熱交換の後)を吸収塔で
の貧溶剤として用いる。
部から除去される;これは99.7Kmol/hのH2S
と356Kmol/hのCO2とを含む。この負荷された
溶剤を、69.2℃の温度で15バールの圧力までフラ
ツシユする。フラツシユされた気体(45Kmol/
h)は、1.4Kmol/hのH2S、10.7Kmol/hの
CO2を含み、残りは炭化水素からなる。これを貧
溶剤との熱交換により加熱し、70℃の温度で、
1.3バールの圧力までフラツシユする。この第2
回のフラツシユ中に遊離する気体(293.6Kmol/
h)は、35.6Kmol/hのH2Sと258Kmol/hの
CO2とからなる。これを、温度40℃および圧力
1.1バールで、13個の弁トレーを有する第2の吸
収塔中で148m3/hの貧溶剤と向流接触させると、
300ppmのH2Sを含んでいるCO2からなる気体
212Kmol/hが得られる。この最後に示した吸
収塔中で得られた負荷された溶剤は、第2回のフ
ラツシユの後に得られた貧溶剤と共に再生を行
う。この半貧溶剤は、63Kmol/hのH2Sと
87Kmol/hのCO2とを含んでなる。再生は、水
蒸気によるストリツピングにより行われ、
98.6Kmol/hのH2Sと133Kmol/hのCO2とか
らなる気体を生じ、この気体は、クラウス法に用
いるのに非常に適する。再生後に得られる貧溶剤
は、一部(148m3/h)を第2の吸収塔に再循環
させ、一部(300m3/h)(第1回のフラツシユか
ら負荷された溶剤による熱交換の後)を吸収塔で
の貧溶剤として用いる。
例 2
気体混合物(組成:90.65%vのメタンと9.35
%vのCO2)10000Kmol/hを、20の弁トレーを
含む吸収塔の底部に、温度35℃、圧力91バールで
導入する。この気体混合物を、メチルジエタノー
ルアミン(50重量%)、スルホラン(25重量%)、
水(25重量%)からなる溶剤844m3/hと向流接
触させる。この溶剤は、半貧溶剤である;これ
は、1374Kmol/hのCO2を含んでいて、メタン
は全く含まない。吸収塔の頂部を去る気体
(9069Kmol/h)は、メタン98%vを含み、残
りはCO2である。
%vのCO2)10000Kmol/hを、20の弁トレーを
含む吸収塔の底部に、温度35℃、圧力91バールで
導入する。この気体混合物を、メチルジエタノー
ルアミン(50重量%)、スルホラン(25重量%)、
水(25重量%)からなる溶剤844m3/hと向流接
触させる。この溶剤は、半貧溶剤である;これ
は、1374Kmol/hのCO2を含んでいて、メタン
は全く含まない。吸収塔の頂部を去る気体
(9069Kmol/h)は、メタン98%vを含み、残
りはCO2である。
負荷された溶剤(844m3/h)は、吸収塔の底
部から除去される;これは、2131Kmol/hの
CO2と174Kmol/hメタンを含み、温度53℃を有
する。負荷された溶剤を、温度51℃、圧力24バー
ルにフラツシユする。フラツシユした気体
(204Kmol/h)は、メタン159Kmol/hと
CO245Kmol/hからなる。第1回目のフラツシ
ユ後の負荷された溶剤(844m3/h)は、
2086Kmol/hのCO2と15Kmol/hのメタンを含
んでいる。これを加圧してから、圧力1.3バール、
温度40℃にフラツシユする。この第2回目のフラ
ツシユ中に遊離する気体(727Kmol/h)は、
メタン15Kmol/hとCO2712Kmol/hからなる。
第2回目のフラツシユで得られる半貧溶剤(844
m3/h)は、1374Kmol/hのCO2を含み、メタ
ンを含まない。この半貧溶剤は、前記のように精
製されるべき気体混合物のための溶剤として吸収
塔の頂部に導入する。
部から除去される;これは、2131Kmol/hの
CO2と174Kmol/hメタンを含み、温度53℃を有
する。負荷された溶剤を、温度51℃、圧力24バー
ルにフラツシユする。フラツシユした気体
(204Kmol/h)は、メタン159Kmol/hと
CO245Kmol/hからなる。第1回目のフラツシ
ユ後の負荷された溶剤(844m3/h)は、
2086Kmol/hのCO2と15Kmol/hのメタンを含
んでいる。これを加圧してから、圧力1.3バール、
温度40℃にフラツシユする。この第2回目のフラ
ツシユ中に遊離する気体(727Kmol/h)は、
メタン15Kmol/hとCO2712Kmol/hからなる。
第2回目のフラツシユで得られる半貧溶剤(844
m3/h)は、1374Kmol/hのCO2を含み、メタ
ンを含まない。この半貧溶剤は、前記のように精
製されるべき気体混合物のための溶剤として吸収
塔の頂部に導入する。
比較実験
比較のため、例2に記載したのと同じ方法を、
ジイソプロパノールアミン(50重量%)、スルホ
ラン(25重量%)、水(25重量%)からなる溶剤
を用いて行なつた(本発明に従わない)。供給気
体から同じ量のCO2を除去するため、および吸収
塔での再生してない半貧溶剤の使用のため、例2
に記載した本発明に従う方法で必要とされる溶剤
循環の約5倍の溶剤循環が必要とされる。さら
に、約5倍のメタンが吸収塔で1時間当りに吸収
され、第1回のフラツシユで開放される:第1回
目のフラツシユで遊離するメタンの量は、非常に
高いので、経済上の理由から、この気体を、再圧
縮して再循環せねばならず、このことは、高価な
圧縮機の設置を必要にする。
ジイソプロパノールアミン(50重量%)、スルホ
ラン(25重量%)、水(25重量%)からなる溶剤
を用いて行なつた(本発明に従わない)。供給気
体から同じ量のCO2を除去するため、および吸収
塔での再生してない半貧溶剤の使用のため、例2
に記載した本発明に従う方法で必要とされる溶剤
循環の約5倍の溶剤循環が必要とされる。さら
に、約5倍のメタンが吸収塔で1時間当りに吸収
され、第1回のフラツシユで開放される:第1回
目のフラツシユで遊離するメタンの量は、非常に
高いので、経済上の理由から、この気体を、再圧
縮して再循環せねばならず、このことは、高価な
圧縮機の設置を必要にする。
Claims (1)
- 【特許請求の範囲】 1 気体混合物からCO2および存在する場合の
H2Sの除去方法において、 (a) 気体混合物を、第三アミンと物理的吸収剤と
を含んでなる溶剤と、高められた圧力で向流接
触させ、 (b) 得られる負荷された溶剤を、支配している温
度で負荷された溶剤中に存在するCO2とH2Sの
全分圧より高い圧力まで圧力解放により少なく
とも1回フラツシユし、 (c) 段階(b)で得られる負荷された溶剤を、支配し
ている温度で負荷された溶剤中に存在するCO2
とH2Sの全分圧より低い圧力まで圧力解放によ
り少なくとも1回フラツシユし、 そして段階(c)で得た半貧溶剤を、任意に行つて
もよい該半貧溶剤の全部または一部の完全な再生
の後、段階(a)の溶剤として用いることを特徴とす
る前記除去方法。 2 溶剤が水を含んでいる、特許請求の範囲第1
項記載の除去方法。 3 第三アミンが脂肪族であつて、1分子当りに
少なくとも1個のヒドロキシアルキル基を含む、
特許請求の範囲第1項または第2項記載の除去方
法。 4 第三アミンが、メチルジエタノールアミンで
ある、特許請求の範囲第3項記載の除去方法。 5 物理的吸収剤が、テトラヒドロチオフエン
1,1−ジオキシドである、特許請求の範囲第1
〜4項のいずれか一つの項記載の除去方法。 6 溶剤が、メチルジエタノールアミン、テトラ
ヒドロチオフエン1,1−ジオキシドおよび水を
含んでいる、特許請求の範囲第1〜5項のいずれ
か一つの項記載の除去方法。 7 溶剤が、10ないし60重量%のメチルジエタノ
ールアミン、15ないし55重量%のテトラヒドロチ
オフエン1,1−ジオキシドおよび5ないし35重
量%の水を含んでいる、特許請求の範囲第6項記
載の除去方法。 8 段階(a)で、気体混合物が、15ないし80の接触
層を含んでなる接触帯域で溶剤と接触させられ
る、特許請求の範囲第1〜7項のいずれか一つの
項記載の除去方法。 9 段階(a)が、20ないし100バールの圧力範囲で
行われる、特許請求の範囲第1〜8項のいずれか
一つの項記載の除去方法。 10 段階(a)が、20ないし80℃の接触温度範囲で
行われる、特許請求の範囲第1〜9項のいずれか
一つの項記載の除去方法。 11 段階(c)での負荷された溶剤が、大気圧まで
フラツシユされる、特許請求の範囲第1〜10項
のいずれか一つの項記載の除去方法。 12 段階(c)で得られた半貧溶剤が、段階(a)で溶
剤として用いられる前に、水蒸気によるストリツ
ピングにより再生される、特許請求の範囲第1〜
11項のいずれか一つの項記載の除去方法。 13 気体混合物が、実質的にH2Sを含まなく、
そして、段階(c)で得た半貧溶剤が段階(a)での唯一
の溶剤として用いられる、特許請求の範囲第1〜
11項のいずれか一つの項記載の除去方法。
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
GB8118288 | 1981-06-15 |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
JPS57209626A JPS57209626A (en) | 1982-12-23 |
JPH0221286B2 true JPH0221286B2 (ja) | 1990-05-14 |
Family
ID=10522502
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
JP57100792A Granted JPS57209626A (en) | 1981-06-15 | 1982-06-14 | Method of removing co2 and h2s in case of existence from gas mixture |
Country Status (21)
Country | Link |
---|---|
JP (1) | JPS57209626A (ja) |
KR (1) | KR840000263A (ja) |
AU (1) | AU546704B2 (ja) |
BE (1) | BE893386A (ja) |
BR (1) | BR8203471A (ja) |
CA (1) | CA1205276A (ja) |
DD (1) | DD202129A5 (ja) |
DE (1) | DE3222281C2 (ja) |
DK (1) | DK162192C (ja) |
DZ (1) | DZ429A1 (ja) |
ES (1) | ES513052A0 (ja) |
FR (1) | FR2507498B1 (ja) |
GB (1) | GB2103645B (ja) |
IN (1) | IN156408B (ja) |
IT (1) | IT1210895B (ja) |
NL (1) | NL193746C (ja) |
NO (1) | NO154785C (ja) |
NZ (1) | NZ200951A (ja) |
PL (1) | PL236913A1 (ja) |
SU (1) | SU1577685A3 (ja) |
ZA (1) | ZA824163B (ja) |
Families Citing this family (17)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
IT1132170B (it) * | 1980-07-04 | 1986-06-25 | Snam Progetti | Processo di separazione selettiva di idrogeno solforato da miscele gassose contenenti anche anidride carbonica |
IT1177324B (it) * | 1984-11-26 | 1987-08-26 | Snam Progetti | Procedimento per rimuovere selettivamente l'idrogeno solforato da miscele gassose contenenti anche anidride carbonica |
NL8600030A (nl) * | 1986-01-09 | 1987-08-03 | Shell Int Research | Verwijderen van zure gassen uit een gasmengsel. |
JPH01135518A (ja) * | 1987-11-20 | 1989-05-29 | Seitetsu Kagaku Co Ltd | スルフォランによる吸収除害方法 |
GB8830199D0 (en) * | 1988-12-23 | 1989-02-22 | Shell Int Research | Removing hydrogen sulphide from a gas mixture |
US5397556A (en) * | 1992-12-16 | 1995-03-14 | The Regents Of The Unviversity Of California | Process for recovery of sulfur from acid gases |
US5347003A (en) * | 1993-03-05 | 1994-09-13 | Quaker Chemical Corporation | Methods for regenerating a sulfur scavenging compound from a product of a sulfur scavenging reaction |
US5508012A (en) * | 1993-03-05 | 1996-04-16 | Quaker Chemical Corporation | Methods for recovering sodium sulfides from a sulfur scavenging reaction |
US5698171A (en) * | 1996-01-10 | 1997-12-16 | Quaker Chemical Corporation | Regenerative method for removing sulfides from gas streams |
US5885538A (en) * | 1997-07-02 | 1999-03-23 | Quaker Chemical Corporation | Method and composition for the regeneration of an aminal compound |
EP0918049A1 (en) * | 1997-10-27 | 1999-05-26 | Shell Internationale Researchmaatschappij B.V. | Process for the purification of an alkanolamine |
FR2820430B1 (fr) * | 2001-02-02 | 2003-10-31 | Inst Francais Du Petrole | Procede de desacidification d'un gaz avec lavage des hydrocarbures desorbes lors de la regeneration du solvant |
WO2004047955A1 (en) * | 2002-11-28 | 2004-06-10 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Process for removing sulphur compounds including hydrogen sulphide and mercaptans from gas streams |
AU2008302171A1 (en) * | 2007-09-20 | 2009-03-26 | Swapsol Corp. | Process for destroying carbonaceous materials and composition and system thereof |
DE102008043329B3 (de) * | 2008-10-30 | 2010-06-24 | Helmholtz-Zentrum Für Umweltforschung Gmbh - Ufz | Vorrichtung und Verfahren zur Sanierung und Separation von Gasakkumulationen in Gewässern |
US8876951B2 (en) * | 2009-09-29 | 2014-11-04 | Fluor Technologies Corporation | Gas purification configurations and methods |
EP3628393B1 (de) * | 2016-02-08 | 2021-05-26 | Basf Se | Verfahren zur abtrennung von kohlenmonoxid und sauergasen aus einem kohlenmonoxidhaltigem fluidstrom |
Family Cites Families (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3242640A (en) * | 1962-12-27 | 1966-03-29 | Union Oil Co | Removal of acid constituents from gas mixtures |
DE1494809C3 (de) * | 1966-10-25 | 1974-01-17 | Metallgesellschaft Ag, 6000 Frankfurt | Verfahren zum Auswaschen von Kohlendioxid aus schwefelarmen oder schwefelfreien Gasen |
US3770622A (en) * | 1970-12-28 | 1973-11-06 | Fluor Corp | Treatment of wet natural gas mixtures to recover liquid hydrocarbons |
DE2226215C3 (de) * | 1972-05-30 | 1975-09-25 | Metallgesellschaft Ag, 6000 Frankfurt | Verfahren zur Regeneration eines beladenen Absorptionsmittels, das beim Auswaschen von sauren Komponenten aus Gasen anfällt |
US4025322A (en) * | 1975-05-19 | 1977-05-24 | Shell Oil Company | Removal of hydrocarbons and water from acid gas streams |
GB1589231A (en) * | 1977-04-21 | 1981-05-07 | Shell Int Research | Process for the removal of acidic gases |
-
1982
- 1982-05-18 CA CA000403167A patent/CA1205276A/en not_active Expired
- 1982-05-19 NL NL8202061A patent/NL193746C/nl not_active IP Right Cessation
- 1982-06-02 BE BE1/10525A patent/BE893386A/nl not_active IP Right Cessation
- 1982-06-11 GB GB08217024A patent/GB2103645B/en not_active Expired
- 1982-06-11 AU AU84849/82A patent/AU546704B2/en not_active Expired
- 1982-06-12 KR KR1019820002620A patent/KR840000263A/ko unknown
- 1982-06-14 DD DD82240719A patent/DD202129A5/de not_active IP Right Cessation
- 1982-06-14 JP JP57100792A patent/JPS57209626A/ja active Granted
- 1982-06-14 SU SU823450439A patent/SU1577685A3/ru active
- 1982-06-14 NZ NZ200951A patent/NZ200951A/en unknown
- 1982-06-14 IN IN680/CAL/82A patent/IN156408B/en unknown
- 1982-06-14 DE DE3222281A patent/DE3222281C2/de not_active Expired - Lifetime
- 1982-06-14 DK DK266382A patent/DK162192C/da not_active IP Right Cessation
- 1982-06-14 ES ES513052A patent/ES513052A0/es active Granted
- 1982-06-14 ZA ZA824163A patent/ZA824163B/xx unknown
- 1982-06-14 FR FR8210321A patent/FR2507498B1/fr not_active Expired
- 1982-06-14 BR BR8203471A patent/BR8203471A/pt not_active IP Right Cessation
- 1982-06-14 PL PL23691382A patent/PL236913A1/xx unknown
- 1982-06-14 IT IT8221849A patent/IT1210895B/it active
- 1982-06-14 DZ DZ826563A patent/DZ429A1/fr active
- 1982-06-14 NO NO821968A patent/NO154785C/no not_active IP Right Cessation
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
NO821968L (no) | 1982-12-16 |
NL193746C (nl) | 2000-09-04 |
BE893386A (nl) | 1982-12-02 |
JPS57209626A (en) | 1982-12-23 |
GB2103645B (en) | 1984-03-21 |
IT1210895B (it) | 1989-09-29 |
DK162192C (da) | 1992-02-17 |
ES8303935A1 (es) | 1983-02-16 |
FR2507498B1 (fr) | 1988-11-25 |
DE3222281A1 (de) | 1982-12-30 |
NO154785B (no) | 1986-09-15 |
IT8221849A0 (it) | 1982-06-14 |
DZ429A1 (fr) | 2004-09-13 |
NO154785C (no) | 1986-12-29 |
DE3222281C2 (de) | 1997-10-23 |
DK266382A (da) | 1982-12-16 |
CA1205276A (en) | 1986-06-03 |
ZA824163B (en) | 1983-04-27 |
NL8202061A (nl) | 1983-01-03 |
AU546704B2 (en) | 1985-09-12 |
ES513052A0 (es) | 1983-02-16 |
SU1577685A3 (ru) | 1990-07-07 |
NL193746B (nl) | 2000-05-01 |
BR8203471A (pt) | 1983-06-07 |
AU8484982A (en) | 1982-12-23 |
DD202129A5 (de) | 1983-08-31 |
IN156408B (ja) | 1985-07-20 |
PL236913A1 (en) | 1983-02-14 |
FR2507498A1 (fr) | 1982-12-17 |
NZ200951A (en) | 1985-02-28 |
DK162192B (da) | 1991-09-30 |
KR840000263A (ko) | 1984-02-18 |
GB2103645A (en) | 1983-02-23 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US4397660A (en) | Process for the removal of H2 S and CO2 from a gas mixture | |
EP1474218B1 (en) | Process for removing carbon dioxide from gas mixtures | |
US4372925A (en) | Process for the removal of acid gases from gas mixtures containing methane | |
US4153674A (en) | Sulfur recovery from gases rich in H2 S and CO2 as well as COS or organic sulfur | |
JPH0221286B2 (ja) | ||
CA2567790C (en) | Methods for removing sulfur-containing compounds | |
US7803271B2 (en) | Method of extracting the hydrogen sulfide contained in a hydrocarbon gas | |
EP0005572B1 (en) | Improved process for the further processing of hydrogen sulphide-containing gases | |
US4356161A (en) | Process for reducing the total sulfur content of a high CO2 -content feed gas | |
CA2877801A1 (en) | Process for deep contaminent removal of gas streams | |
KR19990077362A (ko) | 가스로부터 황-함유 불순물, 방향족계 및 탄화수소류를 제거하는 방법 | |
CA2241790A1 (en) | Method for removing sulfur-containing contaminants, aromatics and hydrocarbons from gas | |
EP1907101A1 (en) | Process for producing a gas stream depleted of hydrogen sulphide and of mercaptans | |
JPS6131046B2 (ja) | ||
Van Der et al. | Process for the removal of H 2 S and CO 2 from a gas mixture | |
MXPA98005795A (en) | Method for removing contaminants containing sulfur, aromatic compounds and hydrocarbons apparatus of a | |
MXPA98005764A (en) | Method for revesting dryers yanquee contradesga |