NO153390B - Fremgangsmaate ved fjerning av hydrogensulfid, sulfider og mercaptaner fra en gasstroem. - Google Patents
Fremgangsmaate ved fjerning av hydrogensulfid, sulfider og mercaptaner fra en gasstroem. Download PDFInfo
- Publication number
- NO153390B NO153390B NO813457A NO813457A NO153390B NO 153390 B NO153390 B NO 153390B NO 813457 A NO813457 A NO 813457A NO 813457 A NO813457 A NO 813457A NO 153390 B NO153390 B NO 153390B
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- gas
- layer
- treatment
- oxide
- gas flow
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 69
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims description 52
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 title description 14
- 150000003568 thioethers Chemical class 0.000 title 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 74
- UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N iron oxide Inorganic materials [Fe]=O UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 72
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 30
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 30
- NDLPOXTZKUMGOV-UHFFFAOYSA-N oxo(oxoferriooxy)iron hydrate Chemical compound O.O=[Fe]O[Fe]=O NDLPOXTZKUMGOV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 26
- MHAJPDPJQMAIIY-UHFFFAOYSA-N Hydrogen peroxide Chemical compound OO MHAJPDPJQMAIIY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 15
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 claims description 15
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 claims description 13
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 12
- 150000004763 sulfides Chemical class 0.000 claims description 12
- 229910044991 metal oxide Inorganic materials 0.000 claims description 10
- 150000004706 metal oxides Chemical class 0.000 claims description 10
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims description 5
- KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M potassium hydroxide Inorganic materials [OH-].[K+] KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 5
- PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N Nickel Chemical compound [Ni] PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N Chromium Chemical compound [Cr] VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N Copper Chemical compound [Cu] RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N Molybdenum Chemical compound [Mo] ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N Zinc Chemical compound [Zn] HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229910052787 antimony Inorganic materials 0.000 claims description 2
- WATWJIUSRGPENY-UHFFFAOYSA-N antimony atom Chemical compound [Sb] WATWJIUSRGPENY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 229910052804 chromium Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000011651 chromium Substances 0.000 claims description 2
- 229910017052 cobalt Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000010941 cobalt Substances 0.000 claims description 2
- GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N cobalt atom Chemical compound [Co] GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims description 2
- 229910052802 copper Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000010949 copper Substances 0.000 claims description 2
- 239000011133 lead Substances 0.000 claims description 2
- WPBNNNQJVZRUHP-UHFFFAOYSA-L manganese(2+);methyl n-[[2-(methoxycarbonylcarbamothioylamino)phenyl]carbamothioyl]carbamate;n-[2-(sulfidocarbothioylamino)ethyl]carbamodithioate Chemical compound [Mn+2].[S-]C(=S)NCCNC([S-])=S.COC(=O)NC(=S)NC1=CC=CC=C1NC(=S)NC(=O)OC WPBNNNQJVZRUHP-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 2
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims description 2
- 229910052750 molybdenum Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000011733 molybdenum Substances 0.000 claims description 2
- 229910052759 nickel Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 229910000029 sodium carbonate Inorganic materials 0.000 claims description 2
- WFKWXMTUELFFGS-UHFFFAOYSA-N tungsten Chemical compound [W] WFKWXMTUELFFGS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229910052721 tungsten Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000010937 tungsten Substances 0.000 claims description 2
- 229910052720 vanadium Inorganic materials 0.000 claims description 2
- GPPXJZIENCGNKB-UHFFFAOYSA-N vanadium Chemical compound [V]#[V] GPPXJZIENCGNKB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 239000011701 zinc Substances 0.000 claims description 2
- 229910052725 zinc Inorganic materials 0.000 claims description 2
- AXCZMVOFGPJBDE-UHFFFAOYSA-L calcium dihydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[Ca+2] AXCZMVOFGPJBDE-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims 1
- 239000000920 calcium hydroxide Substances 0.000 claims 1
- 229910001861 calcium hydroxide Inorganic materials 0.000 claims 1
- 235000011116 calcium hydroxide Nutrition 0.000 claims 1
- 238000011282 treatment Methods 0.000 description 43
- 150000003464 sulfur compounds Chemical class 0.000 description 24
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 description 23
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 22
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 description 22
- 230000008569 process Effects 0.000 description 20
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 20
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 20
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 7
- 239000000463 material Substances 0.000 description 7
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 6
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 6
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 6
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 5
- 241000196324 Embryophyta Species 0.000 description 4
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 3
- 150000002019 disulfides Chemical class 0.000 description 3
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 3
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 3
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 3
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 3
- JEIPFZHSYJVQDO-UHFFFAOYSA-N iron(III) oxide Inorganic materials O=[Fe]O[Fe]=O JEIPFZHSYJVQDO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 3
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 3
- 240000005020 Acaciella glauca Species 0.000 description 2
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- MBMLMWLHJBBADN-UHFFFAOYSA-N Ferrous sulfide Chemical compound [Fe]=S MBMLMWLHJBBADN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- LSDPWZHWYPCBBB-UHFFFAOYSA-N Methanethiol Chemical compound SC LSDPWZHWYPCBBB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- UCKMPCXJQFINFW-UHFFFAOYSA-N Sulphide Chemical compound [S-2] UCKMPCXJQFINFW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- RAHZWNYVWXNFOC-UHFFFAOYSA-N Sulphur dioxide Chemical compound O=S=O RAHZWNYVWXNFOC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 2
- 239000003518 caustics Substances 0.000 description 2
- 239000000571 coke Substances 0.000 description 2
- 238000013461 design Methods 0.000 description 2
- 230000008014 freezing Effects 0.000 description 2
- 238000007710 freezing Methods 0.000 description 2
- 230000036571 hydration Effects 0.000 description 2
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 description 2
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 2
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 2
- 235000003499 redwood Nutrition 0.000 description 2
- 239000002023 wood Substances 0.000 description 2
- CWYNVVGOOAEACU-UHFFFAOYSA-N Fe2+ Chemical compound [Fe+2] CWYNVVGOOAEACU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910017356 Fe2C Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000006978 adaptation Effects 0.000 description 1
- 238000010923 batch production Methods 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 1
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 1
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 1
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 1
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 1
- 238000010835 comparative analysis Methods 0.000 description 1
- 230000003750 conditioning effect Effects 0.000 description 1
- 230000002950 deficient Effects 0.000 description 1
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 1
- 238000006477 desulfuration reaction Methods 0.000 description 1
- 230000023556 desulfurization Effects 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 239000003344 environmental pollutant Substances 0.000 description 1
- 231100000206 health hazard Toxicity 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 238000011221 initial treatment Methods 0.000 description 1
- 238000002386 leaching Methods 0.000 description 1
- 239000011344 liquid material Substances 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 239000002343 natural gas well Substances 0.000 description 1
- 239000011368 organic material Substances 0.000 description 1
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 1
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 1
- 230000002085 persistent effect Effects 0.000 description 1
- 231100000719 pollutant Toxicity 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 238000003825 pressing Methods 0.000 description 1
- 230000002035 prolonged effect Effects 0.000 description 1
- 230000035484 reaction time Effects 0.000 description 1
- 230000007420 reactivation Effects 0.000 description 1
- 230000009257 reactivity Effects 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 230000001172 regenerating effect Effects 0.000 description 1
- 238000010405 reoxidation reaction Methods 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 description 1
- 239000010865 sewage Substances 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 239000011343 solid material Substances 0.000 description 1
- 230000003381 solubilizing effect Effects 0.000 description 1
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 230000007306 turnover Effects 0.000 description 1
- 239000010455 vermiculite Substances 0.000 description 1
- 229910052902 vermiculite Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000019354 vermiculite Nutrition 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
- B01D53/46—Removing components of defined structure
- B01D53/48—Sulfur compounds
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C07—ORGANIC CHEMISTRY
- C07C—ACYCLIC OR CARBOCYCLIC COMPOUNDS
- C07C7/00—Purification; Separation; Use of additives
- C07C7/148—Purification; Separation; Use of additives by treatment giving rise to a chemical modification of at least one compound
- C07C7/14833—Purification; Separation; Use of additives by treatment giving rise to a chemical modification of at least one compound with metals or their inorganic compounds
- C07C7/1485—Purification; Separation; Use of additives by treatment giving rise to a chemical modification of at least one compound with metals or their inorganic compounds oxides; hydroxides; salts
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Water Supply & Treatment (AREA)
- Biomedical Technology (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Treating Waste Gases (AREA)
- Gas Separation By Absorption (AREA)
- Industrial Gases (AREA)
- Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)
Description
Denne oppfinnelsen angår en fremgangsmåte ved fjerning av hydrogensulfid, sulfider og mercaptaner fra en gass-strøm,f.eks. en naturgasstrøm.
Fjerning av s/ovelforbindelser fra gasstrømmer har
vært av betydelig viktighet tidligere og er det i enda større grad i dag, ut fra miljøvernhensyn. Gassavløp fra forbrenning av organiske materialer, såsom kull, inneholder nesten alltid svovelforbindelser, og ved avsovlingsprosesser har man konsen-trert seg om å fjerne hydrogensulfid, fordi dette har vært antatt å representere en vesentlig helsefare, og fordi det er korrosivt, spesielt når vann er tilstede. Med den økende vekt som er blitt lagt på å eliminere eller redusere til et minimum utslippet av svovel i atmosfæren er også fjerningen av andre svovelforbindelser fra gasstrømmer blitt viet oppmer-somhet.
Svovelforurensninger i naturlig forekommende gasstrømmer innbefatter hydrogensulfid, mercaptaner, sulfider og disulfider, som på grunn av sin lukt kan påvises i konsentrasjoner av størrelsesordenen noen deler pr. million deler (ppm). Det er således ønskelig for private og industrielle brukere av naturgass at konsentrasjonen av mercaptaner er nedsatt til 1 ppm og den totale konsentrasjon av svovelforbindelser er nedsatt til 20 ppm eller mindre.
Mange naturgassbrønner produserer hva som i industrien betegnes som "sur gass". "Sur gass" er naturgass som inneholder hydrogensulfid, mercaptaner, sulfider og disulfider i konsentrasjoner som gjør anvendelsen av gassen uakseptabel. Det er blitt nedlagt adskillig arbeide i å finne frem til effektive og kostnadsbesparende metoder for å fjerne disse uønskede svovelforbindelser fra naturgass.
Gassleverandørfirmaer som kjøper opp naturgass fra brønneiere og så distribuerer gassen til forbrukere, er meget kritiske med hensyn til svovelinnholdet og krever at dette er mindre enn 30 ppm. Eiere av brønner som produserer sur gass som overskrider grensen på 30 ppm, er derfor på uavbrudt leting etter nye og mer effektive metoder for å gjøre deres gass salgbar.
Det er kjent mange fremgangsmåter for fjerning av H2S fra naturgass. De fremgangsmåter som for tiden benyttes, kan inndeles i de som er basert på fysikalsk absorpsjon, de som er basert på faststoffabsorpsjon og de som er basert på kjemisk reaksjon. Fremgangsmåter basert på fysikalsk absorpsjon lider under den kjensgjerning at det ofte oppstår vanskeligheter med å nå den lave konsentrasjon av hydrogensulfid som kreves i den avsvovlede gasstrøm. Fremgangsmåter som baserer seg på adsorpsjon ved hjelp av et fast skikt, er mangelfulle ved at de vanligvis er begrenset til lave konsentrasjoner av H2S i den tilførte gasstrøm. Fremgangsmåter basert på kjemisk reaksjon er vanligvis i stand til å til-fredsstille spesifikasjonene til den avsvovlede gass (primært I^S-konsentrasjonen) uten særlig store vanskeligheter, men de lider under den mangel at et materiale som vil reagere tilfredsstillende med H2S, også vil reagere med C02. Først og fremst er imidlertid de for tiden tilgjengelige metoder ikke effektive med hensyn til å fjerne mercaptaner, sulfider og disulfider.
Et eksempel på en prosess basert på kjemisk reaksjon
er ferrioxyd-fastskiktprosessen, hvor det reaktive materiale er ferrioxyd (Fe^O^) impregnert på en inert bærer. Denne prosess er effektiv med hensyn til fjerning av H2S, men den medfører ikke noen vesentlig fjerning av mercaptan eller andre svovelforbindelser. Skiktet kan regenereres, men an-tallet regenereringer er begrenset av avsetninger av elemen-tært svovel i skiktet.
Jernoxydprosessen eller "dry box"-prosessen er en av
de prosesser som først ble utviklet for fjerning av H2S fra gasstrømmer. Den ble tatt i bruk i England omkring midten av det nittende århundre og finner fortsatt utstrakt anvendelse på mange spesialområder.
Jernsvampmetoden for fjerning av svovel fra-naturgass er blitt mye benyttet i de siste 25 år og er inngående beskrevet i litteraturen, se f.eks. Taylor, D.K. "High Pressure Dry Box Purification"; Proceedings Gas Conditioning Conference, University of Oklahoma, 1956, side 57; og The Oil and Gas Journal, november og desember 1956, en serie av fire artikler; og Zappfe, F., "Practical Design Consideration For Gas Purification Processes", The Oil and Gas Journal, 8. september 1958, side 100 og 10. september 1962, side 135.
Normalt utgjøres det anlegg som benyttes ved jernoxydprosessen, av to tårn som er fylt med en inert bærer som er impregnert med jernoxyd. Hvert tårn har en innretning for innføring av vann og luft, for å muliggjøre regenerering. Vanligvis vil der benyttes minst to jernoxydskikt, for derved å oppnå kontinuerlig drift. "Sur gass" innføres på toppen av skiktet og strømmer nedad i kontakt med jernoxydet. Av-svovlet gass tas ut fra bunnen av tårnet. Tårnet som ikke er i drift, vil normalt være avstengt for fjerning eller regenerering av det brukte jernoxyd. Ved tilslutningen av rør-ledninger og under driften av prosessen må det tas forholds-regler for tilførsel av vann og opprettholdelse av en svakt basisk pH. Det må tilføres vann til denne prosess, ellers vil gassen gradvis dehydratisere ferrioxydet og derved ned-sette dets aktivitet.
Det er kjent flere former av ferrioxyd. Bare a- og Y-formene er tilfredsstillende for avsvovlingsformål. Ferrioxydet dispergeres på materialer med stor overflate og liten vekt. Det materiale som oftest anvendes, er treflis eller -spon. Disperging av jernoxydet på denne måte gir et relativt stort forhold mellom overflateareal og vekt og gjør kontakten mellom gasstrømmen og jernoxydet den best mulige.
Jernoxydprosessen kan utføres satsvis eller kontinuerlig, idet forskjellen avhenger av teknikken som anvendes for regenerering. Når det benyttes en satsvis prosess, drives tårnet inntil skiktet blir mettet med svovel og ^S begynner å opptre i den avsvovlede gasstrøm. På dette tidspunkt tas tårnet ut av avsvovlingstjenesten og regenereres ved sirku-lering av gass inneholdende en mindre mengde luft gjennom skiktet. Oxygenkonsentrasjonen i regenereringsstrømmen holdes normalt under 3%, på grunn av den sterkt eksotermiske natur av regenereringsreaksjonen. Ved kontinuerlig drift kan en liten konsentrasjon av oxygen tilføres til den "sure" gass før denne tilføres skiktet. Oxygen i luften reagerer med jernsulfid som måtte være dannet, hvorved regenerering avsted-kommes, samtidig som ferrioxyd reagerer med H^S i gassen. Hvert system har fordeler og ulemper, og valget mellom satsvis regenerering og kontinuerlig utført regenerering er basert på økonomiske faktorer som varierer fra anlegg til anlegg. Teoretisk vil 1 kg ferrioxyd reagere med 0,64 kg hydrogensulfid. Ved praktisk drift vil dette nivå aldri nåes. Van-ligsvis vil B^S ved 80 - 85% av den teoretiske omsetning begynne å bryte gjennom og å vise seg i gasstrømmen. På dette tidspunkt blir skiktet avstengt og regenerert. Med hensyn til kontinuerlig regenerering angir D.K. Taylor i The Oil and Gas Journal, 54, 125 (nov. 5, 1956); 54, 260 (nov. 10, 1956); 54, 139 (des. 3, 1956); 54, 147 (des. 10, 1956) at ca. 2,5
kg svovel kan fjernes pr. kg jernoxyd før oxydet må erstattes.
Ved avsvovling av naturgass er trykkene normalt høye, og trykktapet gjennom skiktet utgjør ingen besværlig faktor.
Det er blitt gjort kjent at syklustiden for en jern-svampenhet i drift på feltet vanligvis er 30 dager. En lang syklustid ønskes for å redusere kostnadene forbundet med utskiftning av skiktet til et minimum. Uansett hvilke regene-reringsmetoder som benyttes i dag, vil skiktet etterhvert tilstoppes med svovel og vil måtte utskiftes. Dette krever manuell arbeidskraft, som er kostbar. Taylor gir i ovennevnte litteratursted en utmerket oversikt over de punkter som må tas i betraktning ved utformningen av tårn for en jernoxyd-prosess med tanke på utskiftning og drift av skiktet.
Primært er jernsvampprosessen blitt benyttet for fjerning av hydrogensulfid. Jernsvampen vil likeledes fjerne små mengder mercaptaner fra en naturgasstrøm, men denne prosess er ikke helt godt avklaret og er ikke effektiv.
Affiniteten av jernoxyd for hydrogensulfid og mercaptaner er temmelig forskjellig. Mens jernoxyd har en sterk, vedvarende affinitet for hydrogensulfid, er dets kapasitet for fjerning av mercaptaner i nærvær av hydrogensulfid meget mindre. Dette resulterer i "utbrytning" av mercaptaner i de tidlige stadier av jernoxydskiktets brukstid. For å opprettholde det ønskede nivå med hensyn til svovelforbindelser i den behandlede strøm er det således nødvendig å regenerere jernoxydet periodisk. De data som oppnåes ved anvendelse av fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen, viser at dette kan utføres meget effektivt ved periodisk eller kontinuerlig behandling av jernoxydskiktet med en hydroqenperoxydoppløsning, som og-så medfører en uventet forbedring av jernoxydets evne til å fjerne mercaptaner.
Reaksjonen mellom ferrioxyd og hydrogensulfid er inngående behandlet i litteraturen, men litteraturen beskriver ingen fremgangsmåte hvor hydrogenperoxyd tilsettes til ferrioxydskiktet for å forbedre ferrioxydskiktets evne til å
fjerne H,,S og mercaptaner fra en gasstrøm.
Det er en ny og overraskende anvendelse av hydrogen-<p>eroxyd ved fjerning av svovelforbindelser fra en gasstrøm som utgjør i det minste en del av den foreliggende oppfinnelse.
Ved hjelp av oppfinnelsen tilveiebringes der således
en fremgangsmåte ved fjerning av hydroaensulfid, sulfider og mercaptaner fra en gasstrøm, f.eks. en naturgass-strøm, ved hvilken gasstrømmen bringes i kontakt med et oxyd av et metall valgt blant jern, krom, kobolt, bly, mangan, molybden, nikkel, kobber, vanadium, sink, wolfram og antimon, hvilken framgangsmåte er særpreget ved at en vandig oppløs-ning av hydrogenperoxyd innføres kontinuerlig eller periodevis på metalloxydet under opprettholdelse 'av kontakten mellom gasstrømmen og metalloxydet, og at det eventuelt også innføres kontinuerlig eller periodisk en vandig oppløsning av en forbindelse valgt blant NaOH, KOH, Na2C03, CaC03 og Ca(OH)2.
De uventede fordeler som oppnåes ved hjelp av den foreliggende oppfinnelse, er: 1. Metalloxydskiktet, f.eks et Fe20.j-skikt, har høyere kapasitet for mercaptaner. 2. Stor bredde av,regenereringsbehandlingen (konsentrasjon av hydrogenperoxyd) muliggjør en fin tilpas-ning av regenereringstrinnet til mengden oq typene av svovelforbindelser som er tilstede i gasstrøm-men . 3. En enkelt behandlingsenhet kan fjerne svovelforbindelser til ønskelige grenser for kommersiell bruk og husholdningsbruk. 4. Den effektive brukstid av metalloxydskiktet, f.eks.
et jernoxydskikt, for fjerning av diverse svovel-
forbindelser fra naturgass og andre gasstrømmer forlenges.
Ved fremgangsmåten benyttes fortrinnsvis et metalloxyd avsatt på en inert bærer, og fortrinnsvis anvendes der som metalloxyd ferrioxyd, avsatt på f.eks. aktivert carbon, ver-miculitt og trespon. Et således avsatt ferrioxyd er et økon-nomisk og kommersielt lett anskaffelig materiale. Det er dessuten nødvendig at ferrioxydet foreligger i enten oc- eller y-formen og holder seg i denne form.
Oppfinnerne har funnet at anvendelse av en kaustisk oppløsning ved fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen ikke er nød-vendig, men er nyttig med hensyn til å oppløseliggjøre reak-sjonsprodukter fra reoxyderingen av behandlingsskiktet. Van-dige oppløsninger av NaOH, KOH, Na2C03, CaC03 og Ca(OH>2 har vist seg å være velegnede.
Nedenfor vil oppfinnelsen bli beskrevet nærmere, med henvisning til bruk av det foretrukne ferrioxyd som oxyd-materiale.
Bruken av ferrioxydsystemer er i litteraturen angitt
å være avhengig av hydratdannelse for oppnåelse av maksimal aktivitet og å ha tendens til å medføre vanskeligheter hva regenereringen angår. Det finnes i dag kommersielle metoder for regenerering av jernsvamp. Denne regenerering oppnåes på to måter: (1) konstant regenerering under regulær drift,
ved innføring av luft (oxygen) gjennom en kompressorvifte for å avstedkomme en oxygenkonsentrasjon på inntil 2%, be-regnet på gasstrømmen, og (2) regenerering av skiktet etter avbrytelse av driften, ved innføring av luft ved hjelp av en kompressorvifte over et tidsrom av 8 timer eller inntil praktisk talt alt jernsulfid er blitt overført til oxyder. Begge metoder er kostnadskrevende, og de fører med seg et stort kraftforbruk og store kapitalkostnader. Dessuten til-veiebringer de to metoder ikke det vann som er nødvendig for å opprettholde den optimale tilstand av hydratisering,
og tilførselen av regenereringsluft medfører produksjonsav-brytelser.
Den foreliggende oppfinnelse (1) gjør det mulig å opprettholde høy reaktivitet av jernoxydet under konstant drift, (2) øker skiktets brukstid, (3) reduserer behovet for kjemi-kalier i en sekundær behandlingsenhet, dersom en slik benyttes, (4) avstedkommer fjerning av svovel fra gasstrømmen uten at det behøves anvendes kostbare kompressorviftesystemer som er både kraftkrevende og arbeidskraftkrevende, og (5) samtidig gjør det mulig å holde jernsvampskiktet på et optimalt hydratiseringsnivå.
Fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen kan benyttes med eller uten anvendelse av en sekundær behandlingsenhet. Med en sekundær behandlingsenhet menes en behandlingsprosess som ytterligere eliminerer eller reduserer mengden av sulfider og disulfider i gasstrømmen, etter behandlingen som oppnåes ved fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen. Eksempler på slike sekundære behandlinger kan finnes i US patentskrift nr. 4,283,373(US patentsøknad nr. 130 897 av 17. mars, 1980). Innholdet av dette patentskrift inntas heri ved henvisning.
Temperaturen i behandlingssystemet holdes ved minst
0°C for å hindre vanndamp i å fryse. Imidlertid er et mer foretrukket temperaturområde området fra 5° til 80°C, idet man aller helst velger temperaturområdet 5° - 35°C.
Gasstrømningshastigheten og volumet av behandlingsenheten er slike at oppholdstiden i behandlingsenheten blir tilstrekkelig til å fjerne en større andel av gasstrømmens innhold av H2S, mercaptaner, sulfider og disulfider.
En fagmann vil lett kunne bestemme verdier for de variable ved behandlingen, slik at det oppnåes en vesentlig reduksjon av svovelinnholdet i gasstrømmen.
En kaustisk oppløsning, såsom vandig NaOH, kan anvendes i behandlingsenheten. Alkaliske betingelser foretrekkes for å fremme regenereringen av ferrioxydskiktet.
Anvendelsen av en sekundær behandlingsenhet ved fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen er ikke av kritisk betydning, men-anvendelse av en slik kan være nødvendig dersom svovelinnholdet i eller sammensetning av gasstrømmen (svovelforbindelser) er slik at den primære behandlingsenhet eller fremgangsmåte ifølge oppfinnelsen ikke er i stand til å fjerne den nødvendige mengde svovelforbindelser fra gasstrømmen til at spesifikasjonene nåes.
Fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen ble testet for en høytrykks naturgasstrøm. Det ville blitt foretatt mindre modifikasjoner i prosesstrømmene ved anvendelse av en lav-trykksgass, såsom koksovngass eller kokergass. Imidlertid ville de grunnleggende driftsprinsipper være de samme.
Ved hjelp av fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen over-vinnes jernoxydbehandlingens begrensede kapasitet for en rekke svovelforbindelser. Fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen forbedrer denne kapasitet gjennom anvendelse av et oxyderings-middel, såsom hydrogenperoxyd.
For en fagmann på området kan mengden og konsentrasjonen av ^ 2°2 som sPrØYtes inn i behandlingsskiktet, lett bestemmes. Det må benyttes en tilstrekkelig mengde vandig ^ 2^ 2 ^ sen'ce svovelinnholdet i gasstrømmen til en på for-hånd bestemt verdi. Bruk av overdrevent store mengder H202
kan forhindres ved hjelp av støkiometriske beregninger basert på analyse av den tilførte gass.
Lave konsentrasjoner av t^O^ (dvs. lavere enn 2 5%) kan anvendes ved fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen, men det vil da kunne støtes på flere problemer: (1) en for stor vanngjennomstrømning gjennom skiktet vil forårsake utvaskning av Fe^O^-belegget på
skiktet og forårsake problemer med tilstopping av ledninger,
(2) ved temperaturer under 0°C vil oppløsninger av H202
i lave konsentrasjoner fryse (f.eks. fryser 20%
HO ved -7°C),
2 2 (3) økte kostnader til transport av H20 til og fra be-handlingsstedet .
Høye konsentrasjoner av vandig H202 (dvs. høyere enn 90%) er velegnede for anvendelse ved fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen, men det må utvises ytterst stor forsiktighet når slike høye konsentrasjoner av H202 benyttes. Dessuten er frysepunktet for 90%'ig vandig H202 bare -12°C, hvilket begrenser anvendelsen.
Søkeren har funnet at pumping av mengder på minst 25% H202 på jernsvampbehandlingsskiktet ikke bare vil medføre reaktivering av jernsvampen men også vil gi et bidrag til fjerningen av svovelforbindelser, såsom mercaptaner, sulfider og disulfider. Dessuten vil anvendelsen av H202 9anske uventet gi en fortsatt evne til fjerning av svovelforbindelser lenge etter at tilsetningen av er opphørt.
Anvendelse av f^G^ i konsentrasjoner lavere enn 25%
er mulig, men søkeren har funnet konsentrasjoner lavere enn 25% er ineffektive fra et økonomisk synspunkt.
Som ovenfor nevnt er reaksjonen mellom hydrogensulfid og ferrioxyd velkjent. Imidlertid vil alle de refererte litteratursteder og all annen litteatur lede fagmannen til å anta at anvendelse av et oxydasjonsmiddel såsom H^G^ ikke vil være mulig på grunn av de termodynamiske og kinetiske be-grensninger som knytter seg til omsetningen av ^ 2°2 me<^ ^ erri-~ sulfid og direkte med f^S og/eller mercaptaner. I litteraturen beskrives luftoxydasjon av ferrosulfidskiktet tilbake til ferrooxyd med lange reaksjonstider og likevekter som langt fra gir. fullstendig regenerering.
Man ville kunne fremsette det arguir.<=nt at anvendelse av H202 i stedet for oxygen eller luft for regenerering av ferrioxydskiktet ville være nærliggende, da to molekyler H20 spaltes i to molekyler H20 og et molekyl 02■ Således ville en fagmann forvente at H202 gir samme resultat som til-førsel av luft eller 02. Det har imidlertid nu vist seg at anvendelse av H202 for regenerering av ferrioxydskikt gir et uventet resultat, ved at fjerningen av H2S og mercaptaner i jernsvampskiktet forbedres og forlenges, sammenlignet med hva som skjer ved anvendelse av 02. Det nedenstående eksempel 3 vil vise dette uventede resultat.
Anvendelsen av H 2 0 ved fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen muliggjør periodisk eller kontinuerlig regenerering av jernoxydskiktet, hvilket i sin tur muliggjør effektiv fjerning av svovelforbindelser fra en gasstrøm.
De følgende eksempler illustrerer oppfinnelsen.
Analyse av gasstrømmen i de følgende eksempler ble ut-ført før og etter behandlingen ved fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen. Gassprøver ble analysert i et svovelanalyseappa-rat av typen Barton Recording Sulfur Analyzer Model 286 ved hjelp av en liten uttatt strøm. Analyseapparatet hadde en følsomhet på 0,02 ppm H^S regnet på volumbasis, 0,02 ppm mercaptaner regnet på volumbasis, 0,04 ppm organiske sulfider på volumbasis og 0,04 ppm svoveldioxyd, idet nøyaktigheten var - 2%. Avlesningene i volum% ble omdannet til vekt% og notert (ppm står for deler pr. million deler).
Det er å merke at de følgende forsøk ble utført i kommersiell målestof fkk for å illustrere anvendeligheten av fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen for å oppfylle et lenge følt industrielt behov.
Eksempel 1
Ferrioxyd-og I^C^-behandl ing for å fjerne svovelforbindelser fra en naturgasstrøm
Behandlingsbeholderen som ble benyttet ved dette for-søk, var en 1,22 m x 3,05 m vertikal sylindrisk beholder med et volum på ca. 3,56 m 3. Behandlingsbeholderen ble tilført 3,11 m 3spon av rødtre overtrukket med ferrioxyd.
Rødtresponene som var overtrukket med ferrioxyd, var
av en type betegnet "IC Shavings" som fremstilles og markeds-føres av Conolly-GPM, Inc of Chicago, Illinois. De inneholder 19 3,2 kg Fe^ O^ pr. m 3. En porsjon av ferrioxydsponene ble tilført beholderen. Det ble tilført vann, slik at det ble opp-nådd et 5-10 vekt%'s innhold, hvoretter sponene ble sammen-presset ved stamping. Prosessen med å tilføre spon, fukte med vann og presse sammen ble fortsatt inntil beholderen var fylt. Beholderen ble så lukket og gjort tørktett. På dette tidspunkt var behandlingsbeholderen klar til bruk.
Gassen som ble underkastet behandlingen, ble tatt fra
et brønnhode som ga et trykk på ca. 70,3 kg/cm 2. Den inneholdt gjennomsnittlig 200 ppm svovelforbindelser, regnet på vektbasis. En typisk brønnhodeprøve viste seg å ha følgende sammensetning med hensyn til svovelforbindelser:
Før behandlingen ble gassen fraskilt eventuell væske eller faste materialer.
Driftsbetingelsene var som følger:
Det ble opprettet en gasstrømningshastighet og et trykk som ovenfor angitt. Fe203~skiktets evne til å fjerne svovelforbindelser ble overvåket i 4 uker. Først var Fe203~ skiktet i stand til på tilfredsstillende måte å fjerne H2S og delvis å fjerne mercaptaner, men etter 4 uker begynte H2S og betydelige mengder mercaptaner å bryte gjennom. Den nedenstående tabell angir gassammensetningen før behandlingen, gassammensetningen etter behandlingen i starten og gass-sammensetningen etter 4 uker.
Etter 4 ukers drift var det klart at Fe O.-skiktet 2 3 ikke lenger var i stand til å redusere innholdet av svovelforbindelser til et akseptabelt nivå. På dette tidspunkt ble Fe-jO^-skiktet ansett for å være utbrukt. For å illustrere evnen av H2°2 t;L1 ^ regenerere aktiviteten av Fe203-skiktet mens dette fortsatt var i drift, ble innpumping av 50 vekt% H202 påbegynt med en strømningshastighet av 5,3 liter pr. time. Straks etter innpumpingen av H202 registrerte den inn-koblede svovelanalysator en minskning. Den følgende tabell illustrerer denne effekt.
Etter 90 minutters pumping av 50%-ig H^ _0 2 (9,08 liter) ble pumpen stanset og gassen tillatt å strømme gjennom Fe203~skiktet natten over. Den følgende tabell viser hvordan periodisk tilsetning av H202 kan °PPrettnolde den nødvendige aktivitet av Fe203-skiktet.
Tabell IV viser hydrogenperoxydets evne til å opprettholde jernsvampens evne til hovedsakelig å fjerne U^ S fra gasstrømmen, samtidig som det også bidrar til å fremme fjerningen av mercaptaner.
Eksempel 2
Fremgangsmåten ifølge eksempel 1 vedrørende tilberedel-sen, av behandlingsskiktet ble fulgt, bortsett fra at H202 ble pumpet inn helt fra starten av, for derved å sammenligne fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen med hva som for tiden gjøres i praksis.
Tabell V nedenfor viser data innsamlet over et tidsrom av 36 dager.
Etter 35 dager i drift hadde beholderen behandlet nesten 830 m 3gass, og den var fortsatt i stand til på tilfredsstillende måte å redusere svovelinnholdet fra 200 ppm til gjennomsnittlig 17 ppm. For å kunne bedømme resultatene som oppnås ved fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen, må man sammenligne med dataene angitt i tabell II, hvor den samme Fe2C>2-behand-lingsbeholder uten tilsetning av ^ 2^ 2 etter ^8 dager ga et restinnhold på 68 - 84 ppm svovel i gassen.
Det følgende eksempel er tatt med for å sammenligne fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen med den fremgangsmåte som for tiden benyttes i praksis, nemlig tilførsel av 02 i gass-strømmen før behandlingen, for derved å regenerere skiktet. Behandlingsbeholderen og gassparametrene var som angitt i eksempel 1.
Eksempel 3 ( sammenligningseksempel)
Behandlingsbeholderen ble forberedt på samme måte som i eksempel 1, og gasstilførselen ble startet. Innpumpning av 50%-ig # 2®2 (regnet på vektbasis) ble påbegynt kort deretter og ble fortsatt i 1 time, inntil det totalt var blitt inn-pumpet 6,4 3 1, svarende til 3,86 kg ^©2 eller omtrent 1,81 kg aktivt O2 eller et volum på 1,61 m^.
Som det vil sees av dataene, medfører tilsetningen av B^C^ en vesentlig fjerning av svovel selv etter at til-førselen av H2O2 er blitt stoppet.
Tilførselen av gass til sjiktet ble opprettholdt inntil klokken 19:05, på hvilket tidspunkt tilførselen av 0_ ble
3
begynt. 1,70 m 02 ble i løpet av 1 time innført i gassen som skulle behandles, før gassen ble innført i behandlingsbeholderen.
De innsamlede data er oppført i den nedenstående tabell.
Dataene i tabell VII viser at så snart tilførselen av O2 opphører, øker svovelinnholdet, i motsetning til hva som skjer etter innføring av en like stor mengde f^C^, hvilken sistnevnte gir en viss reservekapasitet.
For å finne ut hvorvidt den tilførte mengde 09 var tilstrekkelig, ble det utført et nytt forsøk, hvor 1,70 m 3O2 ble innført i løpet av 30 minutter. De innsamlede data er oppført i den nedenstående tabell.
TABELL VIII
Under anvendelse av det samme sjikt ble tilførselen av 0_ påbegynt klokken 21:20 og stoppet kl. 21:50. I dette tidsrom ble 1,70 m 3 02 tilført gasstrømmen før behandlingen.
Tabell VIII viser at uansett mengden av 02 som tilføres, vil svovelinnholdet i avløpet fra behandlingsbeholderen straks øke så snart 02-tilførselen stoppes.
Etter sekundær behandling ved hjelp av fremgangsmåten beskrevet i US patentskrift nr. 4,283,373 (US patentsøknad nr. 130 897, inngitt 17. mars 1980) ble det tatt ut gassprøver nær slutten av hvert forsøk som angitt i tabeller VI, VII og VIII f og det ble foretatt analyse med hensyn til svovelforbindelser. Dataene er oppført i tabell IX.
Virkningen av sekundærbehandlingen på disse resultater er den samme for hvert forsøk og influerer således ikke på sammenligningsanalysen. Dataene i tabell IX viser klart at fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen er fordelaktig fremfor den som for tiden anvendes, og at den gir et uventet resultat ved å forbedre ferrioxydsjiktets evne til å fjerne mercaptaner, sulfider og H2S.
Dette eksempel viser klart hvilke uventede fordeler som kan oppnåes gjennom bruken av fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen, sammenlignet med de tidligere, kommersielt anvendte metoder med tilførsel av 02.
De angitte, data illustrerer anvendelsen av H202-tilsetning til en ett-trinns-behandlingsprosess. Fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen kan imidlertid også tilpasses behandling i to eller flere trinn, hvor behandlingen, dvs. tilsetningen av H2C>2 til et jernsvampsjikt, kan utføres før eller etter en annen behandlingsprosess. Likeledes kan to eller flere jernsvampsjikt anvendes koblet i serie, iJst H202 tilføres hvert sjikt i varierende mengder.
Det vil være innlysende for en fagmann på området at mengden og konsentrasjonen av det tilførte H202 vil avhenge ay konsentrasjonene i den tilførte gass og av de fordringer som stilles til svovelinnholdet i avløpet.
Fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen, ved hvilken der anvendes H202 sammen med et metalloxydskikt, spesielt et ferrioxydskikt, finner mange industrielle anvendelser. Det har lenge vært behov for en effektiv og økonomisk metode for fjerning av svovelforbindelser, spseielt H2S, sulfider, disulfider og mercaptaner, fra en gasstrøm. Gjennom anvendelsen av denne oppfinnelsen lar svovelforbindelser seg fjerne fra gasstrømmer, såsom f.eks. avløp fra koksovner, kloakkanlegg, papirfabrikker og, spesielt naturgasstrømmer. Likeledes kan fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen anvendes for å fjerne svovelforbindelser fra gasstrømmer for anvendelse ombord i skip, i hospitaler, osv.
Claims (4)
1. Fremgangsmåte ved fjerning av hydrogensulfid, sulfider og mercaptaner fra en gasstrøm, f.eks. en naturgass-strøm, ved hvilken gasstrømmen bringes i kontakt med et oxyd av et metall valgt blant jern, krom, kobolt, bly, mangan, molybden, nikkel, kobber, vanadium, sink f wolfram og antimon, karakterisert ved at en vandig oppløsning av hydrogenperoxyd innføres kontinuerlig eller periodevis på metalloxydet under opprettholdelse av kontakten mellom gass-strømmen og metalloxydet, og at det eventuelt også innføres kontinuerlig eller periodisk en vandig oppløsning av en forbindelse valgt blant NaOH, KOH, Na2C03, CaC03 og Ca(OH)2.
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at der anvendes et vandig H202 av konsentrasjon minst 25 vekt%.
3. Fremgangsmåte ifølge krav 1 eller 2, karakterisert ved at det anvendes et metalloxyd avsatt på en inert bærer.
4. Fremgangsmåte ifølge krav 1-3, karakterisert ved at der som metalloxyd anvendes ferrioxyd foreliggende icxf- og/eller Y -f orm og avsatt på en inert bærer.
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US06/208,613 US4311680A (en) | 1980-11-20 | 1980-11-20 | Method for removal of sulfur compounds from a gas stream |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO813457L NO813457L (no) | 1982-05-21 |
| NO153390B true NO153390B (no) | 1985-12-02 |
| NO153390C NO153390C (no) | 1986-03-12 |
Family
ID=22775267
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO813457A NO153390C (no) | 1980-11-20 | 1981-10-14 | Fremgangsmaate ved fjerning av hydrogensulfid, sulfider og mercaptaner fra en gasstroem. |
Country Status (10)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US4311680A (no) |
| EP (1) | EP0053086B1 (no) |
| JP (1) | JPS57117323A (no) |
| AU (1) | AU537324B2 (no) |
| BR (1) | BR8107330A (no) |
| CA (1) | CA1163423A (no) |
| DE (1) | DE3166358D1 (no) |
| DK (1) | DK153292C (no) |
| IN (1) | IN157255B (no) |
| NO (1) | NO153390C (no) |
Families Citing this family (28)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4435371A (en) * | 1982-02-26 | 1984-03-06 | The Goodyear Tire & Rubber Company | Sulfur removal from a gas stream |
| US4732888A (en) * | 1986-05-15 | 1988-03-22 | Amax Inc. | Durable zinc ferrite sorbent pellets for hot coal gas desulfurization |
| US4849191A (en) * | 1986-10-14 | 1989-07-18 | Kirtland Brooks | Economical, safe, unsupervised method for in-vessel regeneration of iron-oxide sponge used in wastewater-treatment-plant digester-gas scrubbers |
| JP2865845B2 (ja) * | 1990-10-08 | 1999-03-08 | 三菱重工業株式会社 | 高温還元性ガスの精製方法 |
| CA2120046C (en) * | 1994-01-27 | 1999-09-14 | M-I L.L.C. | Separately removing mercaptans and hydrogen sulfide from gas streams |
| US5674463A (en) * | 1994-08-25 | 1997-10-07 | The Boc Group, Inc. | Process for the purification of carbon dioxide |
| GB9510515D0 (en) | 1995-05-24 | 1995-07-19 | Metal Box Plc | Containers |
| US5700440A (en) * | 1995-09-05 | 1997-12-23 | National Science Council | Selective oxidation of hydrogen sulfide in the presence of iron-based catalysts |
| FI982141A (fi) * | 1998-10-02 | 2000-04-03 | Kvaerner Pulping Oy | Menetelmä pelkistyneiden rikkiyhdisteiden erottamiseksi sellutehtaan väkevistä hajukaasuista |
| US7380684B2 (en) | 1999-12-08 | 2008-06-03 | Metal Container Corporation | Can lid closure |
| GB0010256D0 (en) | 2000-04-28 | 2000-06-14 | Crown Cork & Seal Tech Corp | Can end |
| USD448666S1 (en) | 2001-01-12 | 2001-10-02 | Crown Cork & Seal Technologies Corporation | Can end |
| US6544409B2 (en) | 2001-05-16 | 2003-04-08 | Petroleo Brasileiro S.A. - Petrobras | Process for the catalytic oxidation of sulfur, nitrogen and unsaturated compounds from hydrocarbon streams |
| US6419110B1 (en) | 2001-07-03 | 2002-07-16 | Container Development, Ltd. | Double-seamed can end and method for forming |
| US6773604B2 (en) * | 2001-08-17 | 2004-08-10 | U.S. Peroxide Llc | Method for reducing hydrogen sulfide emissions from wastewater |
| EA009588B1 (ru) * | 2002-11-28 | 2008-02-28 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Способ удаления из газовых потоков серосодержащих соединений, в том числе сероводорода и меркаптанов |
| US7153414B2 (en) * | 2002-12-10 | 2006-12-26 | Petroleo Brasileiro S.A.-Petrobras | Process for the upgrading of raw hydrocarbon streams |
| DE602005024275D1 (de) * | 2004-08-02 | 2010-12-02 | Shell Int Research | Verfahren zur entfernung von thiolen aus einem inertgasstrom |
| BRPI0405847B1 (pt) * | 2004-12-21 | 2015-04-22 | Petroleo Brasileiro Sa | Processo para a oxidação extrativa de contaminantes presentes em correntes brutas de combustíveis catalisada por óxidos de ferro |
| EP1866061A1 (en) | 2005-03-30 | 2007-12-19 | Shell Internationale Research Maatschappij | Process for producing a gas stream depleted of hydrogen sulphide |
| US7569199B1 (en) * | 2006-05-10 | 2009-08-04 | Oxane Materials, Inc. | Method to remove sulfur or sulfur-containing species from a source |
| US20080134754A1 (en) * | 2006-12-11 | 2008-06-12 | Funk Michael N | Process for converting biogas to a pipeline grade renewable natural gas |
| FR2928910B1 (fr) * | 2008-03-20 | 2010-03-12 | Arkema France | Procede ameliore de production d'acide cyanhydrique |
| US20100248941A1 (en) * | 2009-03-31 | 2010-09-30 | Intevep, S.A. | Use of iron ore agglomerates for acid gas removal |
| CN101734875B (zh) * | 2009-12-28 | 2012-10-31 | 华北电力大学（保定） | 干法、半干法脱硫灰中亚硫酸钙的催化氧化方法 |
| US9567242B2 (en) | 2010-11-15 | 2017-02-14 | United Laboratories International, Llc | Process for decontamination of hazardous sulfur compounds in oilfield produced waters |
| CN102828724B (zh) * | 2011-06-17 | 2015-05-13 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种含硫化氢油井修井作业硫化氢气体的防护方法 |
| WO2022056234A1 (en) * | 2020-09-11 | 2022-03-17 | Lixivia, Inc. | Valorization of waste streams |
Family Cites Families (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB597254A (en) * | 1945-07-02 | 1948-01-21 | Gas Light & Coke Co | Improvements in or relating to the purification of gases |
| US632400A (en) * | 1899-04-22 | 1899-09-05 | Byron E Chollar | Method of purifying gas. |
| FR404995A (fr) * | 1909-07-10 | 1909-12-16 | Societe D'eclairage, Chauffage Et Force Motrice | Procédé pour la revivification en vase clos par l'ozone des matières d'épuration du gaz d'éclairage |
| US1934242A (en) * | 1931-10-31 | 1933-11-07 | Arthur L Smyly | Purification of gas |
| DE1444947A1 (de) * | 1960-07-19 | 1968-11-21 | Honolulu Gas Company | Entfernung von Schwefelwasserstoff aus Kohlenwasserstoffbrenngasen |
| CA960437A (en) * | 1971-08-02 | 1975-01-07 | Perry B. Lonnes | Odor control method |
| CA1069273A (en) * | 1974-05-23 | 1980-01-08 | Fmc Corporation | Purification of sulfur-containing waste gases with hydrogen peroxide |
| US4283373A (en) * | 1980-03-17 | 1981-08-11 | The Goodyear Tire & Rubber Company | Method for removal of sulfur compounds from a gas |
-
1980
- 1980-11-20 US US06/208,613 patent/US4311680A/en not_active Expired - Lifetime
-
1981
- 1981-10-14 NO NO813457A patent/NO153390C/no unknown
- 1981-10-15 CA CA000387975A patent/CA1163423A/en not_active Expired
- 1981-10-16 IN IN673/DEL/81A patent/IN157255B/en unknown
- 1981-10-28 DE DE8181630069T patent/DE3166358D1/de not_active Expired
- 1981-10-28 EP EP81630069A patent/EP0053086B1/en not_active Expired
- 1981-11-12 AU AU77423/81A patent/AU537324B2/en not_active Ceased
- 1981-11-12 BR BR8107330A patent/BR8107330A/pt unknown
- 1981-11-19 DK DK513381A patent/DK153292C/da active
- 1981-11-20 JP JP56186747A patent/JPS57117323A/ja active Granted
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| NO813457L (no) | 1982-05-21 |
| EP0053086A1 (en) | 1982-06-02 |
| US4311680A (en) | 1982-01-19 |
| DE3166358D1 (en) | 1984-10-31 |
| IN157255B (no) | 1986-02-15 |
| CA1163423A (en) | 1984-03-13 |
| NO153390C (no) | 1986-03-12 |
| BR8107330A (pt) | 1982-08-03 |
| DK513381A (da) | 1982-05-21 |
| AU537324B2 (en) | 1984-06-14 |
| JPH0239296B2 (no) | 1990-09-05 |
| JPS57117323A (en) | 1982-07-21 |
| EP0053086B1 (en) | 1984-09-26 |
| AU7742381A (en) | 1982-05-27 |
| DK153292B (da) | 1988-07-04 |
| DK153292C (da) | 1988-11-14 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| NO153390B (no) | Fremgangsmaate ved fjerning av hydrogensulfid, sulfider og mercaptaner fra en gasstroem. | |
| EP0091392B2 (en) | Sulfur removal from a gas stream | |
| US3963611A (en) | Oxidation process for improving the environmental quality of water containing sulfur and/or inorganic sub-six-sulfur-containing impurities | |
| US4076621A (en) | Chelate oxidation of hydrogen sulfide in sour water | |
| US8652435B2 (en) | High pressure reduction-oxidation desulfurization process | |
| US4515759A (en) | Process of removing hydrogen sulfide from gas mixtures | |
| JPH06321507A (ja) | 水可溶性無機硫化物を含む水性流を相当する硫酸塩に選択的に製造する方法 | |
| US20070227950A1 (en) | Reactive Extraction of Sulfur Compounds from Hydrocarbon Streams | |
| US3972989A (en) | Reducing the consumption of anthraquinone disulfonate in Stretford solutions | |
| Haimour et al. | Equilibrium adsorption of hydrogen sulfide onto CuO and ZnO | |
| US5785888A (en) | Method for removal of sulfur dioxide | |
| CN104119947B (zh) | 一种催化裂化烟气脱硫及后处理工艺 | |
| DeBerry | Chemical evolution of liquid redox processes | |
| WO1997006875A1 (en) | Methods for sweetening hydrocarbons | |
| EP0319945B1 (en) | Absorption of hydrogen sulfide | |
| CA2361210C (en) | Method for continuously producing thiosulfate ions | |
| US20140093440A1 (en) | Corrosion control in acid gas removal equipment by the situ generation of polysulfide ions | |
| US4587112A (en) | Effluent gas desulfurization with conversion to gypsum of large particle size | |
| CN211078473U (zh) | 一种自动循环吸收络合铁脱硫塔 | |
| US5149459A (en) | H2 S removal composition | |
| US4690805A (en) | Process for removal of mercaptans from gas streams | |
| MX2013008153A (es) | Metodo y aparato secuestrante de acido sulfhidrico en gas de pozos petroleros. | |
| PL145675B1 (en) | Method of removing hydrogen sulfide from gases being free of molecular oxygen | |
| RO107556B1 (ro) | Procedeu pentru desulfurarea hidrocarburilor |