NO154786B - Fremgangsmaate for fjerning av h2s og co2 fra en gassbl anding medsamtidig fremstilling av en h2sholdig gass som lar seg anvende i en claus-prosess. - Google Patents
Fremgangsmaate for fjerning av h2s og co2 fra en gassbl anding medsamtidig fremstilling av en h2sholdig gass som lar seg anvende i en claus-prosess. Download PDFInfo
- Publication number
- NO154786B NO154786B NO821969A NO821969A NO154786B NO 154786 B NO154786 B NO 154786B NO 821969 A NO821969 A NO 821969A NO 821969 A NO821969 A NO 821969A NO 154786 B NO154786 B NO 154786B
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- solvent
- gas
- enriched
- lean
- regenerated
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 50
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims description 131
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 35
- 238000007701 flash-distillation Methods 0.000 claims description 18
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 claims description 16
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 claims description 16
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 14
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 claims description 11
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 claims description 9
- 150000003512 tertiary amines Chemical class 0.000 claims description 9
- 230000002745 absorbent Effects 0.000 claims description 8
- 239000002250 absorbent Substances 0.000 claims description 8
- HXJUTPCZVOIRIF-UHFFFAOYSA-N sulfolane Chemical compound O=S1(=O)CCCC1 HXJUTPCZVOIRIF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 6
- CRVGTESFCCXCTH-UHFFFAOYSA-N methyl diethanolamine Chemical compound OCCN(C)CCO CRVGTESFCCXCTH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 229910002091 carbon monoxide Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 4
- 125000002768 hydroxyalkyl group Chemical group 0.000 claims description 2
- 125000001931 aliphatic group Chemical group 0.000 claims 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims 1
- UPUCFIMLARFWLZ-UHFFFAOYSA-N thiolane;hydrate Chemical compound O.C1CCSC1 UPUCFIMLARFWLZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 90
- 239000006096 absorbing agent Substances 0.000 description 18
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- FGUUSXIOTUKUDN-IBGZPJMESA-N C1(=CC=CC=C1)N1C2=C(NC([C@H](C1)NC=1OC(=NN=1)C1=CC=CC=C1)=O)C=CC=C2 Chemical compound C1(=CC=CC=C1)N1C2=C(NC([C@H](C1)NC=1OC(=NN=1)C1=CC=CC=C1)=O)C=CC=C2 FGUUSXIOTUKUDN-IBGZPJMESA-N 0.000 description 5
- 239000011593 sulfur Substances 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
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 3
- 229910052799 carbon Inorganic materials 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
- 238000005201 scrubbing Methods 0.000 description 3
- -1 Aliphatic tertiary amines Chemical class 0.000 description 2
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000005864 Sulphur Substances 0.000 description 2
- 239000000567 combustion gas Substances 0.000 description 2
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 2
- ZUHZGEOKBKGPSW-UHFFFAOYSA-N tetraglyme Chemical class COCCOCCOCCOCCOC ZUHZGEOKBKGPSW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- BHUXAQIVYLDUQV-UHFFFAOYSA-N 1-(diethylamino)propan-2-ol Chemical compound CCN(CC)CC(C)O BHUXAQIVYLDUQV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BFSVOASYOCHEOV-UHFFFAOYSA-N 2-diethylaminoethanol Chemical compound CCN(CC)CCO BFSVOASYOCHEOV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GNFTZDOKVXKIBK-UHFFFAOYSA-N 3-(2-methoxyethoxy)benzohydrazide Chemical compound COCCOC1=CC=CC(C(=O)NN)=C1 GNFTZDOKVXKIBK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-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
- YTAHJIFKAKIKAV-XNMGPUDCSA-N [(1R)-3-morpholin-4-yl-1-phenylpropyl] N-[(3S)-2-oxo-5-phenyl-1,3-dihydro-1,4-benzodiazepin-3-yl]carbamate Chemical compound O=C1[C@H](N=C(C2=C(N1)C=CC=C2)C1=CC=CC=C1)NC(O[C@H](CCN1CCOCC1)C1=CC=CC=C1)=O YTAHJIFKAKIKAV-XNMGPUDCSA-N 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 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
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 1
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 229960002887 deanol Drugs 0.000 description 1
- 230000001419 dependent effect Effects 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
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 1
- 238000002309 gasification Methods 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 1
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 1
- QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N propylene Natural products CC=C QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000004805 propylene group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([*:1])C([H])([H])[*:2] 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
- B01D53/14—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
- C01—INORGANIC CHEMISTRY
- C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
- C01B17/00—Sulfur; Compounds thereof
- C01B17/16—Hydrogen sulfides
- C01B17/167—Separation
-
- 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
-
- 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
-
- 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)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Combustion & Propulsion (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Biomedical Technology (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Gas Separation By Absorption (AREA)
- Treating Waste Gases (AREA)
- Industrial Gases (AREA)
Description
Oppfinnelsen vedrører en fremgangsmåte for fjerning
av I^S og fra en gassblanding med samtidig fremstilling av en H2S-inneholdende gass som kan anvendes i en Claus-prosess.
I mange tilfeller er det nødvendig å fjerne H2S og eventuelle andre svovelforurensninger slik som COS fra gassblandinger, spesielt dersom slike gassblandinger skal være brukbare for katalytisk omsetning der svovelømfintlige kata-lysatorer anvendes, eller for å redusere miljøforurensning dersom de nevnte gassblandinger eller forbrenningsgasser av disse slippes ut i atmosfæren.
Eksempler på gassblandinger fra hvilke H2S og/eller
andre svovelholdige forbindelser må fjernes er gasser som fåes ved delvis forbrenning eller fullstendig eller parti-
ell forgassing av olje og kull, avgasser fra raffinerier, bygass, naturgass, gass fra koksovn, vanngass, propan og propen.
I mange tilfeller fjernes H2S fra nevnte gassblandinger ved hjelp av flytende oppløsningsmidler, hvilke ofte er basiske.I et meget stor antall tilfeller vil også gass-blandingene som H.>S skal fjernes fra, inneholde C02. I det minste en del av denne vil absorberes i det flytende oppløs-ningsmidlet sammen med H2S. H2S og C02 vil fjernes fra nevnte gassblandinger ved det aktuelle gasstrykk,dvs. i mange tilfeller ved forhøyet trykk.
Selv om H2S må fjernes tilnærmet fullstendig fra gass-blandingene av grunner som angitt i det ovenstående vil i mange tilfeller all (X>2 eller deler av den være igjen i gass-blandingene etter fjerning av H2S fra disse, siden en begrenset mengde C02 ikke vil innvirke på den videre bruk av den rensede gassblanding. Av denne grunn vil det være attrak-tivt å ha en prosess der forholdet mellom H,,S og C02 som fjernes fra gassblandingen, vil kunne styres selektivt.
Ved mange kjente fremgangsmåter for fjerning av H2S
er fjerningen av COS ofte kjent for å medføre problemer. Årsaken er at COS ikke absorberes i noen stor grad i løsnings-midlet, og en fremgangsmåte som eliminerer dette problem ville således være fordelaktig.
Den H2S-og CC^-holdige gass som fåes etter regenerering av løsningsmidlet,hvilket anvendes for fjerning av disse så-kalte sure gasser fra gassblandingen,kan ikke slippes fritt ut før i det minste en del av dette innhold av H,,S er fjernet. Dette utføres hensiktsmessig ved å omdanne H,,S til elementært svovel, som deretter kan skilles fra. Omdannelsen av H2S til elementært svovel utføres vanligvis ved en Claus-prosess i hvilken en del av H2S oxyderes til S02, ved omsetning av H2S med S02, med eller uten hjelp av en hensiktsmessig katalysator. For at Claus-prosessen skal kunne brukes, må molprosent H2S i blanding med C02 være minst 15. Dersom prosentsatsen er mellom 15 og 40 kan Claus-prosessen anvendes ved å å skille fra en tredjedel av gassen, forbrenne dens innhold av H2S til S02, og deretter blande den resulterende S02~holdige gass med resten av den H2S-inneholdende gass, hvorpå Claus-reaksjonen kan føres videre ved forhøyet temperatur og fortrinnsvis i nærvær av en katalysator. Dersom Claus-prosessen utføres med en gass som inneholder C02 og om-kring 40 mol% H2S eller mer kan gassen forbrennes med en mengde luft som er tilstrekkelig for å omsette en tredjedel av gassens innhold av H2S og S02 for å gi svovel og vann.
Utover prosessens anvendbarhet for fjerning av H2S og
C02 (og om ønskelig COS) fra gassblandinger er også prosessens energibehov av interesse. Størstedelen av tilført energi går med til å regenerere løsningsmidlet, i de fleste tilfeller ved stripping med vanndamp. Vanndampbehovet er for en stor del avhengig av mengde løsningsmiddel som sirkulerer i prosessen- Jo lavere løsningsmiddelsirkulasjonen er jo lavere vil dampbehov for regenereringen være. Metningsgraden av løsningsmidlet som skal regenereres kan også ha betydning i så måte. En reduksjon av løsningsmiddelsirkulasjonen vil også muliggjøre bruk av mindre absorpsjons- og regenererings-kolonner, mindre dimensjoner på varmevekslingsutstyr og mindre mengder løsningsmidler for tilstrekkelig fylling av kolonnene, hvilket også vil bidra ytterligere til kapital-besparelser.
Det tilveiebringes nu en vesentlig forbedret fremgangsmåte for fjerning ev H^ S og C02 fra en gassblanding med samtidig fremstilling av en H2S-holdig gass som lar seg anvende i en Claus-prosess. Denne fremgangsmåte har til felles med tidligere fremgangsmåter at: a) gassblandingen bringes i motstrømskontakt, ved forhøyet temperatur, med et magert løsningsmiddel som omfatter
et tertiært amin og et fysikalsk absorpsjonsmiddel,
b) det anrikede Løsningsmiddel som fåes i trinn a), flashdestilleres, og c) deler av det anrikede løsningsmiddel som fåes etter flashingen i trinn b), regenereres for dannelse av
et magert løsningsmiddel og en H2S-holdig gass som er
anvendelig i en Claus-prosess.
Det nye og karakteristiske ved fremgangsmåten er at flashdestillasjonen i trinn b) utføres ved trykkavlastning til et trykk som er lavere enn summen av partialtrykkene for C02
og H2S i det anrikede løsningsmiddel ved den rådende temperatur, for dannelse av en gass inneholdende H2S og C02, og at d) den H2S- og C02~holdige gass fra trinn b) bringes i motstrømskontakt med magert løsningsmiddel under betingelser som er selektive med hensyn på fjerning av H2S, e) det anrikede løsningsmiddel fra trinn d) regenereres for dannelse av magert løsningsmiddel og en H2S-holdig
gass som er egnet for anvendelse i en Claus-prosess,
f) en del av det anrikede løsningsmiddel erholdt ved flashingen i trinn b) strippes med gassen erholdt i trinn
d) ,
g) det strippede løsningsmiddel erholdt i trinn f) innfø-res som et halvmagert løsningsmiddel i trinn a) på
et punkt nærmere inntaket for gassblandingen enn punktet
for innføring av magert løsningsmiddel,
h) gassen erholdt i trinn f) bringes i motstrømskontakt med magert løsningsmiddel under betingelser som er selektive med hensyn til å fjerne H,,S, og
j) det anrikede løsningsmiddel erholdt i trinn h) regenereres for dannelse av magert løsningsmiddel og en
H2S-holdig gass som er egnet for anvendelse i en Claus-prosess .
Et magert løsningsmiddel i henhold til det ovenstående og kravene er et løsningsmiddel som i det vesentlige er fritt for H^ S og C02. Et anriket løsningsmiddel er et løsningsmiddel som inneholder vesentlige deler CC^ og H^ S og et halvmagert løsningsmiddel er et løsningsmiddel som' inneholder vesentlige deler CC>2 men intet eller bare en begrenset mengde H2S.
Løsningsmidlet omfatter et tertiært amin, et fysikalsk absorpsjonsmiddel og fortrinnsvis vann.
H2S og C02 er tilbøyelige til å reagere med tertiære aminer. Alifatiske tertiære aminer, spesielt slike som inneholder minst én hydroxyalkylgruppe pr. molekyl er meget godt egnet. Eksempler på slike er triethanolamin, tripropanolamin, triisopropanolamin, ethyldiethanolamin, dimethylethanolamin, diethylethanolamin. Methyldiethylethanolamin er foretrukket.
Som fysikalsk absorpsjonsmiddel er ment en forbindelse som H2S og C02 er løselig i men ikke reagerer med. Sulfolan og substituerte sulfolaner , tetraethylenglycoldimethylether, alkoholer med 1-5 carbonatomer pr. molekyl f.eks. methanol, N-methylpyrrolidon, alkylerte carboxylsyreamider, f.eks. dimethylformamid, er meget egnede fysikalske absorbenter. Sulfolan er foretrukket. Uttrykket "sulfolan" står for for-bindelsen "tetrahydrothiofen-1,1-dioxyd".
Mengdene av tertiært amin og fysikalsk absorpsjonsmiddel (og vann dersom dette er tilstede) i løsningsmidlet kan variere mellom vide grenser. Det er meget hensiktsmessig om løsningsmidlet inneholder 5 til 35 vekt% vann, 15 til 55 vekt% fysikalsk absorpsjonsmiddel, fortrinnsvis sulfolan og 10 til 60 vekt% tertiært amin, fortrinnsvis methyldiethanolamin.
I trinn a) sammenføx-es gassblandingen med oppløsnings-midlet ved forhøyet trykk som bør ligge ved minst 5 bar, fortrinnsvis minst 10 bar . Trykk i området fra 20 til 100
bar er meget hensiktsmessige.
Sammenføringen av gassblandingen med oppløsningsmidlet
i trinn a) utføres meget hensiktsmessig i en sone som omfatter fra 15 til 80 kontaktskikt, slik som hullplater,
klokkeplater og lignende. Ved fremgangsmåten i henhold til oppfinnelsen der det anvendes et oppløsningsmiddel som omfatter et tertiært amin og et fysikalsk absorpsjonsmiddel har det overraskende vist seg at E^ S i det vesentlige kan fjernes fra gassblandingen, og at man samtidig kan regulere gjenværende mengde C02 i den rensede gass. Denne regulering kan oppnåes ved å regulere løsningsmiddelomløpet, dvs. forholdet mellom løsningsmiddel som tilføres ekstraheringssonen og mengde gassblanding som tilføres samme sone.
Temperatur og trykk under skrubbingen av gassblandingen med oppløsningsmidlet i trinn a) kan variere mellom vide grenser. Temperaturer i området fra 15 til 110°C er meget hensiktsmessige, temperaturer i området fra 20 til 80°C fore-trekkes.
I trinn a) fjernes all eller størstedelen av COS som
er tilstede i den opprinnelige gassblanding.
Det anrikede løsningsmiddel som fåes fra trinn a) inneholder H2S og C02, og kan også inneholde vesentlige mengder oppløste ikke-sure komponenter fra gassblandingen som skal renses, f.eks. hydrocarboner, carbonmonoxyd og/eller hydrogen. Det kan være fordelaktig at disse ikke-sure komponenter i det minste delvis fjernes ved flashdestillasjon ned til et trykk som i det minste er høyere enn summen av partialtrykkene for H2S og C02 i det opprinnelig anrikede oppløsningsmiddel. På denne måte frigjøres bare meget små mengder H2S og C02 sammen med de ikke-sure komponenter. Dersom det ønskes kan gassblandingen som fåes fra denne flashdestillasjon resirkuleres til trinn a) . I trinn b) f lashdestilleres løsningsmidlet, til et trykk som er under summen av partialtrykkene for C02 og H2S
som er tilstede i det anrikede løsningsmiddel ved den an-gjeldende temperatur, dvs. til et trykkområde på 5 til 1 bar. En flashdestillasjon ned til omtrent atmosfæretrykk er foretrukket. I gassen som frigjøres ved flashdestillasjonen er molforholdet C02 til E^ S høyere enn molforholdet for de gjenværende andeler av H2S og C02 i det anrikede løsningsmiddel etter flashdestillasjon. Flashdestillasjon i trinn b) utføres hensiktsmessig ved noe høyere temperatur enn i kontakttrinnet i trinn a), dvs. ved en temperatur i området fra 50 til 120°C,
fortrinnsvis ved en temperatur i området på 60 til 90°C. Oppvarming av det anrikede løsningsmiddel før det flashdestilleres kan hensiktsmessig utføres med en lavtemperaturvarmekilde eller ved varmeveksling med andre prosesstrømmer, fortrinnsvis med magert løsningsmiddel.
Gassen som frigjøres ved flashdestilleringen inneholder
i det vesentlige CO2 og H2S, og H2S fjernes fra denne i trinn d) ved skrubbing med et magert løsningsmiddel. Det er fordelaktig å fjerne H2S selektivt fra denne gass, og dette kan oppnåes på en hensiktsmessig måte ved motstrømsskrubbing av gassen med magert løsningsmiddel i en platekolonne med minst 25 plater og ved en gasshastighet på minst en halv meter pr. sekund. Trykket i dette trinn vil være gasstrykket for gassen som frigjøres ved flashdestillasjon. For å fjerne H2S på en god selektiv måte bør det magre løsningsmiddels temperatur være i området fra 15 til 50°C, men temperaturer over eller under dette område kan også anvendes. For å minske behovet for magert løsningsmiddel i trinn d) er det fordelaktig å senke temperaturen for gassen som frigjøres ved flashdestillasjonen i trinn b), f.eks. ved kjøling, før den bringes i kontakt med det magre oppløsningsmiddel i trinn d) .
Det anrikede oppløsningsmiddel som fåes i trinn d)regenereres i trinn e) for derved å gi den det magre oppløsnings-middel slik det vil bli omhandlet i det følgende.
Gassen som fåes fra trinn d) er i det vesentlige fri
for H2S og består i det vesentlige eller for størstedel av co2.
Den anrikede gass som fåes etter flashdestillasjon i trinn b) deles i to deler. Den første del regenereres i trinn c) for å gi magert løsningsmiddel slik det vil omtalt senere.
Den andre del av det anrikede løsningsmiddel som fåes
etter flashdestillasjon i trinn b) strippes i trinn f) med gassen som fåes fra trinn d), idet sistnevnte gass består oftest helt eller for størstedel av CO,,. På denne måte fjernes i det minste delvis H2S fra det anrikede løsningsmiddel som fåes etter flashdestillasjonen, men C02 fjernes imidlertid ikke og derved fåes et halvmagert løsningsmiddel.
Dette halvmagre løsningsmiddel fra tri nn g) føres inn
i trinn a) ved et punkt som er nærmere gassinngangen enn inn-gangen for magert løsningsmiddel. På denne måte unngåes regenerering av dette halvmagre løsningsmiddel, hvilket igjen fører til en vesentlig energibesparelse siden ingen vanndamp eller andre midler trenges for regenerering av løsningsmiddel. C02-innholdet i det halvmagre løsningsmiddel reduserer også fjerningen av C02 fra gassblandingen, og øker således prosessens selektivitet for H2S-fjerning, hvilket kan være spesielt fordelaktig i mange tilfeller.
Gassen som fåes fra strippingen i trinn f) inneholder H2S og CO,,. Førstnevntes komponent må fjernes fra avgassen
før denne eventuelt etter forbrenning slippes ut i atmosfæren For å fjerne H2S skrubbes strippegassen i mots trøm med magert løsningsmiddel i trinn h), fortrinnsvis under forhold der H2S absorberes selektivt. Disse forhold er de samme som er angitt under trinn d). Også her kan det være en fordel å av-kjøle gassen som fåes fra trinn f) før denne bringes i kontakt med magert løsningsmiddel i trinn h). Det anrikede løsnings-middel som fåes på denne måte regenereres i trinn j) for å gi magert løsningsmiddel slik det vil bli omtalt i det følgende. Gassen fra trinn h) består i det vesentlige av C02 og inneholder bare meget små mengder H2S. I de fleste tilfeller til-fredsstiller denne gassen naturvernkrav for utslipp til atmosfæren, men dersom det ønskes kan gassen forbrennes og forbrenningsgassene slippes ut.
Det er foretrukket at de anrikede løsningsmidler som skal regenereres i henhold til trinn c), e) og j) samles og underkastes felles regenerering.
Regenereringen kan meget hensiktsmessig utføres ved oppvarming i en regenereringskolonne (f.eks. til en temperatur i området 80 til 160°C), hvilken oppvarming fortrinnsvis utføres ved hjelp av vanndamp. Gassen som fåes ved denne regenerering har et slikt H2S-innhold at det med fordel kan anvendes en Claus-prosess for fremstilling av svovel.
Det magre løsningsmiddel som fåes etter regenerering innføres på egnede steder i det ovennevnte system. Det er meget hensiktsmessig å anvende det regenererte løsningsmiddel for varmevekslingsformål før det innføres i trinn a), d) og h). Spesielt kan det regenererte løsningsmiddel varmeveksles med det anrikede løsningsmiddel som fåes etter flahsdestilla-sjon i trinn b) og/eller med det anrikede løsningsmiddel som fåes fra trinn a) før flashdestillering.
Figuren illustrerer en av utførelsesformene i henhold til oppfinnelsen.
Gassblandingen som skal renses innføres som strøm 1 til absorberingskolonnen 2, i hvilken den skrubbes med magert løsningsmiddel hvilket innføres i strøm 3 og med halv-
magert oppløsningsmiddel som innføres i strøm 4. Renset gass forlater absorpsjonskolonnen 2 i strøm 5. Anriket løsnings-middel forlater absorpsjonskolonnen i strøm 6. Om ønskelig oppvarmes denne i oppvarmingsenheten 7 og sendes videre til ekspansjonskaret 8 der den får ekspandere til et trykk under summen av partialtrykkene for CO,, og H^ S som er tilstede i det anrikede løsningsmiddel. Gassene som frigjøres ved flash-destillas jonen føres i strøm 9 til en absorbator 10 og bringes der i kontakt med magert oppløsningsmiddel som til-føres i strøm 11. Gassen fra absorbatoren 10 sendes i strøm 12 til en stripper 13 og anvendes som strippegass for den del av det anrikede løsningsmiddel som fåes fra ekspansjonskaret 8, hvilken del innføres i stripperen 13 i strøm 14. Resten av det anrikede løsningsmiddel som fåes fra ekspansjonskaret 8 og det anrikede løsningsmiddel som fåes fra absorbatoren 10 sendes til regenereringsenheten 15 i strøm 16, som varmeveksles med regenerert løsningsmiddel fra regenerator 15.
Det halvmagre løsningsmiddel som fåes fra stripperen 13 sendes i strøm 4 til absorbatoren 2.
Gassen fra stripper 13 sendes i strøm 18 til absorbatoren 17 der den bringes i kontakt med magert oppløsnings-middel som innføres i strøm 19. Gassen som går ut fra absorbatoren 17 i strøm 20 består av C02 og meget små mengder eller intet H2S. Det anrikede løsningsmiddel som fåes fra absorbator 17 i strøm 21 over i strøm 16 sendes til regeneratoren 15. Regenerering utføres i regeneratoren 15 ved stripping med damp (ikke vist). Den H2S-rike gass i strøm 22, som tas ut fra regenerator 15, er egnet for bruk i en Claus-prosess. Regenerert løsningsmiddel fra regenerator 15 i strøm 3 varmeveksles i en varmeveksler 23 med anriket løs-ningsmiddel i strøm 16, og innføres i absorbatorer 2, 10 og 17.
Eksempel
Henvisningstallene samsvarer med figurens.
10.000 kmol/h av en gassblanding(som pr. 10.000 kmol inneholder 171 kmol H2S, 4431 kmol C02, 2775 kmol CO, 2578 kmol H2, 37 kmol N2 og 8 kmol COS) innføres ved en temperatur på 40°C og ved et trykk på 44 bar, i strøm 1 inn i nedre del av absorpsjonskolonnen 2 (som inneholder 30 hullplater), og skrubbes med magert løsningsmiddel som består av methyldiethanolamin (50 vekt%) , sulfolan (25% vekt%)'' og vann (25 vekt%), hvilket løsningsmiddel innføres ved en temperatur på 40°C i strøm 3 (155 m<3>/h) ved toppen av absorpsjonskolonnen og med halvmagert løsningsmiddel som inneholder 617 kmol pr. time C02 og 75 kmol pr. time H2S) som innføres ved en temperatur på 40°C og et trykk på 43,7 bar i strøm 4 (615 m<3>/h)
på den tredje plate fra toppen. Renset gass (8704,8 kmol/h som består av 358 C02, 2753 kmol CO, 2556. kmol H2, 37 kmol N2, 0,8 kmol COS og som inneholder mindre enn 200 ppm (vol. H2S) går ut fra absorpsjonskolonnen i strøm 5.
Anriket løsningsmiddel fjernes fra absorbatoren 2 i strøm 6 ved 68°C og 44 bar i en mengde på 770 m<3>/h. Dette oppløsningsmiddel inneholder 246 kmol pr. time H2S og 196
kmol pr. time CO^. Det oppvarmes i varmeinnretningen 7 med lavtrykksdamp og ekspanderer i et ekspansjonskar 8 til et trykk på 1,5 bar og en temperatur på 6 0°C. Gassene som fri-gjøres føres i strøm 9 til absorbator 10 og skrubbes ved 40°C og 1,4 bar med 200 m 3/h magert løsningsmiddel som tilføres i strøm 11. Gassene fra absorbator 10 sendes i strøm 12 til stripperen 13, som også i strøm 14 tilføres 615 m 3/h av det anrikede løsningsmiddel fra ekspansjonskaret 8 (inneholdende 140 kmol/h H2S og 617 kmol/h C02). Det gjenværende løsnings-middel fra ekspansjonskaret 8 varmeveksles i varmeveksler 23 med magert oppløsningsmiddel og tilføres som strøm 4 til regeneratoren 15. Det halvmagre oppløsningsmiddel som fåes fra stripperen 13 tilføres i strøm 4 til absorbatoren 2 i
mengde og ved en temperatur og trykk som angitt i det ovenstående. Gassen fra stripper 13 sendes i strøm 18 til absorbator 17, der den skrubbes med 252 m 3/h magert oppløsnings-middel, innført via strøm 19 ved en temperatur på 30°C ved 1,1 bar. I strøm 2 0 tas ut 7 70,5 kmol/h gass bestående av 0,3 kmol H2S, 725,5 kmol C02, 22 kmol CO, 22 kmol H2 og 0,7 kmol COS. Det anrikede løsningsmiddel som fåes fra absorbator 17 (252 m 3/h inneholdende 68,9 kmol pr. time H2S og 120 kmol pr. time C02) føres sammen med de anrikede løsnings-midler fra ekspansjonsbeholderen 8 og absorbatoren 10 (til-sammen 607 m /h) i strøm 16 som føres til regeneratoren 15, som oppvarmes med vanndamp. Gassen som pr. time fåes ut i strøm 22 (530,5 kmol) fra regenerator 15, inneholder 176,5 kmol H0S, 353,3 kmol C09 og 0,7 kmol COS, med en molprosent H2S på 33. Regenerert løsningsmiddel (607 m 3/h) varmeveksles
i 2 3 med anriket løsningsmiddel i strøm 16 og sendes i strøm 3 til absorbatoren 2 (155 m 3/h), i strøm 11 til absorbator 10 (200 m<3>/h) og i strøm 19 til absorbator 17 (252 m<3>/h).
Sammenligningseksempel
10.000 kmol/h av gassblandingen som ble anvendt i det foregående eksempel ble innført ved 4 0°C i bunnen av en absorp-sjonskolonne som inneholdt 20 valve trays og ble ført i mot-strømskontakt med magert løsningsmiddel bestående av diiso-propanolamin (45 vekt%), sulfolan (40 vekt%) og vann (15 vekt%)
(ikke i overensstemmelse med oppfinnelsen), fra toppen av absorpsjonskolonnen i en mengde på 1675 m 3/h, for å gi renset gass inneholdende mindre enn 200 ppmv H,,S. Pr. time inneholdt denne rensede gass 1680 kmol C02. Anriket løsningsmiddel ble regenerert ved dampstripping, og ga en gass som inneholdt 2751 kmol pr. time C02 og 171 kmol pr. time H2S, dvs. med en H2S-molprosent på 5,9.
Mengde anriket løsningsmiddel som skulle regenereres (1675 m 3/h) var meget høyere enn mengden i henhold til foregående eksempel (607 m 3/h), og følgelig var mer vanndamp nød-vendig for regenerering av dette. Videre var blandingen av C02 og H2S som ble oppnådd i dette eksempel ubrukelig for en Claus-prosess, idet H2S-innholdet var for lavt. Ytterligere anrikning med H.,S ved absorpsjons/regenereringstrinn med et hensiktsmessig løsningsmiddel for denne blanding ville være nødvendig for å få ut en gass som ville være hensiktsmessig å anvende i en Claus-prosess.
Claims (17)
1. Fremgangsmåte for fjerning av H,,S og CO., fra en gassblanding med samtidig fremstilling av en H.,S-holdig gass som lar seg anvende i en Claus-prosess, ved hvilken (a) gassblandingen bringes i motstrømskontakt, ved forhøyet temperatur, med et magert løsningsmiddel som omfatter et tertiært amin og et fysikalsk absorpsjonsmiddel, (b) det anrikede løsningsmiddel som fåes i trinn (a), flashdestilleres, og (c) deler av det anrikede løsningsmiddel som fåes etter flashingen i trinn (b), regenereres for dannelse av et magert løsningsmiddel og en F^S-holdig gass som er anvendelig i en Claus-prosess,
karakterisert ved at flashdestillasjonen i trinn (b) utføres ved trykkavlastning til et trykk som er lavere enn summen av partialtrykkene for CO,, og H^ S i det anrikede løsningsmiddel ved den rådende temperatur, for dannelse av en gass inneholdende H,,S og CO,, , og at (d) den H.,S- og C02~holdige gass fra trinn (b) bringes i motstrømskontakt med magert løsningsmiddel under betingelser som er selektive med hensyn på fjerning av H,,S, (e) det anrikede løsningsmiddel fra trinn (d) regenereres for dannelse av magert løsningsmiddel og en H.,S-holdig gass som er egnet for anvendelse i en Claus-prosess, (f) en del av det anrikede løsningsmiddel erholdt ved flashingen i trinn (b) strippes med gassen erholdt i trinn (d) , (g) det strippede løsningsmiddel erholdt i trinn (f) innfø-res som et halvmagert løsningsmiddel i trinn (a) på et punkt nærmere inntaket for gassblandingen enn punktet for innføring av magert løsningsmiddel, (h) gassen erholdt i trinn (f) bringes i motstrømskontakt med magert løsningsmiddel under betingelser som er selektive med hensyn til å fjerne H2S, og (j) det anrikede løsningsmiddel erholdt i trinn (h) regenereres for dannelse av magert løsningsmiddel og en H2S-holdig gass som er egnet for anvendelse i en Claus-prosess .
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at det anvendes et løs-ningsmiddel som inneholder vann.
3. Fremgangsmåte ifølge krav 1 eller 2, karakterisert ved at det som tertiært amin anvendes ett som er alifatisk og som inneholder i det minste én hydroxyalkylgruppe pr. molekyl.
4. Fremgangsmåte ifølge krav 3, karakterisert ved at det som tertiært amin anvendes methyldiethanolamin.
5. Fremgangsmåte ifølge krav 1-4, karakterisert ved at det som fysikalsk ab-sorps jonsmiddel anvendes tetrahydrothiofen-1,1-dioxyd.
6. Fremgangsmåte ifølge krav 1-5, karakterisert ved at det anvendes et løsnings-middel inneholdende methyldiethanolamin, tetrahydrothiofen-1,1-dioxyd og vann.
7. Fremgangsmåte ifølge krav 6, karakterisert ved at det anvendes et løsnings-middel inneholdende fra 10 til 60 vekt% methyldiethanolamin, fra 15 til 55 vekt% tetrahydrothiofen-1,1-dioxyd og 5 til 35 vekt% vann.
8. Fremgangsmåte ifølge krav 1-7, karakterisert ved at gassblandingen i trinn (a) skrubbes med magert løsningsmiddel i en kontaktsone som inneholder fra 15 til 80 kontaktskikt.
9. Fremgangsmåte ifølge krav 1-8, karakterisert ved at trinn (a) utføres ved en kontakttemperatur i området fra 20 til 80°C.
10. Fremgangsmåte ifølge krav 1-9, karakterisert ved at trinn (a) utføres ved et trykk i området 20 - 100 bar.
11. Fremgangsmåte ifølge krav 1-10, karakterisert ved at det anrikede løsnings-middel i trinn (b) flashdestilleres ned til atmosfæretrykk.
12. Fremgangmåte ifølge krav 1-11, karakterisert ved at flashdestillasjonen i trinn (b) utføres ved en temperatur i området 60 - 90°C.
13. Fremgangsmåte ifølge krav 1-12, karakterisert ved at gassen som frigjøres i henholdsvis trinn (b) og trinn (f), skrubbes i henholdsvis trinn (d) og trinn (h) med magert løsningsmiddel i en platekolonne med maksimalt 25 plater, under anvendelse av en gasshastighet på minst en halv meter pr. sekund.
14. Fremgangsmåte ifølge krav 1-13, karakterisert ved at trinn (d) og (h) utføres ved en kontakttemperatur i området 15 - 50°C.
15. Fremgangsmåte ifølge krav 1-14, karakterisert ved at de anrikede løsnings-midler fra trinnene (c), (e) og (j) forenes og regenereres samlet.
16. Fremgangsmåte ifølge krav 1-15, karakterisert ved at regenereringen utføres ved å oppvarme det anrikede løsningsmiddel i en regenererings-
kolonne med vanndamp til en temperatur i området 80 - 160°C.
17. Fremgangsmåte ifølge krav 1-16,
karakterisert ved at det regenererte løs-ningsmiddel varmeveksles med anriket løsningsmiddel fra trinn (b) og/eller (a) før det innføres i trinn (a), (d) og (h).
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
GB8118300 | 1981-06-15 |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO821969L NO821969L (no) | 1982-12-16 |
NO154786B true NO154786B (no) | 1986-09-15 |
NO154786C NO154786C (no) | 1986-12-29 |
Family
ID=10522504
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO821969A NO154786C (no) | 1981-06-15 | 1982-06-14 | Fremgangsmaate for fjerning av h2s og co2 fra en gassblanding med samtidig fremstilling av en h2s holdig gass som lar seg anvende i en claus-prosess. |
Country Status (21)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US4397660A (no) |
JP (1) | JPS57209627A (no) |
KR (1) | KR890003700B1 (no) |
AU (1) | AU548126B2 (no) |
BE (1) | BE893385A (no) |
BR (1) | BR8203475A (no) |
CA (1) | CA1182280A (no) |
DD (1) | DD202276A5 (no) |
DE (1) | DE3222282C2 (no) |
DK (1) | DK162193C (no) |
DZ (1) | DZ430A1 (no) |
ES (1) | ES513053A0 (no) |
FR (1) | FR2507499A1 (no) |
GB (1) | GB2103646B (no) |
IN (1) | IN157514B (no) |
IT (1) | IT1190869B (no) |
NL (1) | NL193400C (no) |
NO (1) | NO154786C (no) |
NZ (1) | NZ200952A (no) |
PL (1) | PL139021B1 (no) |
SU (1) | SU1537125A3 (no) |
Families Citing this family (38)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
IT1177325B (it) * | 1984-11-26 | 1987-08-26 | Snam Progetti | Procedimento per la rimozione selettiva dell'idrogeno solforato da miscele gassose contenenti anche anidride carbonica |
JPS61207494A (ja) * | 1985-03-12 | 1986-09-13 | Jgc Corp | H↓2s及びco↓2が共存するガスの脱硫法 |
NL8600030A (nl) * | 1986-01-09 | 1987-08-03 | Shell Int Research | Verwijderen van zure gassen uit een gasmengsel. |
US4749555A (en) * | 1986-10-02 | 1988-06-07 | Shell Oil Company | Process for the selective removal of hydrogen sulphide and carbonyl sulfide from light hydrocarbon gases containing carbon dioxide |
US5061465A (en) * | 1989-08-24 | 1991-10-29 | Phillips Petroleum Company | Bulk CO2 recovery process |
FR2722110B1 (fr) * | 1994-07-08 | 1996-08-30 | Inst Francais Du Petrole | Procede de desacidification d'un gaz pour production de gaz acides concentres |
US5556606A (en) * | 1994-10-07 | 1996-09-17 | Khanmamedov; Tofik K. | Method and apparatus for controlling the hydrogen sulfide concentration in the acid gas feedstock of a sulfur recovery unit |
DE10208253A1 (de) * | 2002-02-26 | 2003-09-04 | Lurgi Ag | Verfahren zur Entfernung von Merkaptan aus Rohgas |
AU2003298333B2 (en) | 2002-11-28 | 2008-05-01 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Process for removing sulphur compounds including hydrogen sulphide and mercaptans from gas streams |
US8049044B2 (en) * | 2002-12-23 | 2011-11-01 | Shell Oil Company | Remediation process and apparatus |
DE10313438A1 (de) * | 2003-03-26 | 2004-11-04 | Uhde Gmbh | Verfahren zur selektiven Entfernung von Schwefelwasserstoff und CO2 aus Rohgas |
CN101208145B (zh) * | 2005-04-29 | 2013-02-27 | 弗劳尔科技公司 | 用于酸性气体吸收及溶剂再生的配置及方法 |
EA013794B1 (ru) | 2005-05-13 | 2010-06-30 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Удаление диоксида углерода из газового потока |
DE102005030028A1 (de) * | 2005-06-27 | 2006-12-28 | Uhde Gmbh | Verfahren und Vorrichtung zur Absorption von Sauergas aus Erdgas |
NO333560B1 (no) | 2006-11-24 | 2013-07-08 | Aker Clean Carbon As | Fremgangsmåte og regenerator for regenerering av flytende CO2 absorbent. |
NO333144B1 (no) | 2006-11-24 | 2013-03-18 | Aker Clean Carbon As | Fremgangsmåte og regenerator for regenerering av absorbent som har absorbert CO2 |
PL2117682T3 (pl) * | 2007-02-22 | 2013-03-29 | Fluor Tech Corp | Konfiguracje do produkcji dwutlenku węgla i wodoru ze strumieni zgazowywania |
NO332158B1 (no) * | 2007-03-05 | 2012-07-09 | Aker Clean Carbon As | Fremgangsmåte for fjerning av CO2 fra en eksosgass |
NO20071983L (no) * | 2007-04-18 | 2008-10-20 | Aker Clean Carbon As | Fremgangsmate og anlegg for CO2-innfanging |
NO336193B1 (no) | 2007-09-14 | 2015-06-08 | Aker Engineering & Technology | Forbedret fremgangsmåte ved regenerering av absorbent |
EP2257371A1 (en) * | 2008-02-28 | 2010-12-08 | Aker Clean Carbon AS | Co2 absorbent and method for co2 capture |
DE102008025224A1 (de) * | 2008-05-27 | 2009-12-03 | Linde Ag | Aminwäsche |
US8696797B2 (en) * | 2008-05-30 | 2014-04-15 | General Electric Company | Carbon dioxide removal from synthesis gas at elevated pressure |
US20100219061A1 (en) * | 2009-03-02 | 2010-09-02 | Saudi Arabian Oil Company | Enhancement of acid gas enrichment process |
NO332812B1 (no) | 2009-03-13 | 2013-01-21 | Aker Clean Carbon As | Amin utslippskontroll |
EP2414075A1 (en) * | 2009-03-30 | 2012-02-08 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Process for producing purified synthesis gas |
DE102009018444A1 (de) * | 2009-04-22 | 2010-10-28 | Uhde Gmbh | Verfahren zur Entfernung von sauren Gaskomponenten aus einem Gasgemisch |
US20100132552A1 (en) * | 2009-07-08 | 2010-06-03 | Lechnick William J | Zone or process for improving an efficiency thereof |
US9295940B2 (en) | 2010-02-17 | 2016-03-29 | Fluor Technologies Corporation | Configurations and methods for high pressure acid gas removal in the production of ultra-low sulfur gas |
KR101151264B1 (ko) * | 2010-04-29 | 2012-06-14 | 한국에너지기술연구원 | 황화수소 흡수속도 및 흡수능을 향상시키는 흡수제 |
US20130139687A1 (en) * | 2011-12-06 | 2013-06-06 | Linde Aktiengesellschaft | Method for the removal of acid gases from a residual gas of an alcohol synthesis |
US9671162B2 (en) | 2012-10-24 | 2017-06-06 | Fluor Technologies Corporation | Integration methods of gas processing plant and nitrogen rejection unit for high nitrogen feed gases |
WO2015089446A1 (en) | 2013-12-12 | 2015-06-18 | Fluor Technologies Corporation | Configurations and methods of flexible co2 removal |
US9731243B2 (en) * | 2014-06-30 | 2017-08-15 | Uop Llc | Low pressure re-absorber and its integration with sulfur-rich solvent flash drum or sulfur-rich solvent stripper in an absorption unit |
EP3501622B1 (de) * | 2017-12-22 | 2023-08-30 | L'air Liquide, Société Anonyme Pour L'Étude Et L'exploitation Des Procédés Georges Claude | Absorberkolonne und verfahren zur reinigung von rohsynthesegas |
US11801472B2 (en) * | 2019-01-28 | 2023-10-31 | Saudi Arabian Oil Company | Amine sweetening in flash gas |
FR3099710B1 (fr) * | 2019-08-08 | 2021-08-06 | Ifp Energies Now | Procédé de traitement de gaz par absorption utilisant une régénération du solvant par flash chaud optimisée thermiquement |
RU2750797C1 (ru) * | 2020-11-03 | 2021-07-02 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Химтехпроект" | Способ разделения кислого газа на компоненты - сероводород и диоксид углерода |
Family Cites Families (22)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US2237386A (en) * | 1937-12-21 | 1941-04-08 | Phillips Petroleum Co | Method of recovering hydrocarbons |
US2814359A (en) * | 1955-01-25 | 1957-11-26 | Phillips Petroleum Co | Recovery of acetylene from gases containing it in small proportion |
US3039251A (en) * | 1959-10-02 | 1962-06-19 | El Paso Natural Gas Prod | Products and process for purifying gases |
US3236029A (en) * | 1962-10-15 | 1966-02-22 | Phillips Petroleum Co | Recovery of hydrocarbons |
US3208199A (en) * | 1962-10-16 | 1965-09-28 | Sun Oil Co | Method for recovering hydrogen from light gaseous materials |
US3347621A (en) * | 1964-11-02 | 1967-10-17 | Shell Oil Co | Method of separating acidic gases from gaseous mixtures |
US3475329A (en) * | 1966-03-21 | 1969-10-28 | Phillips Petroleum Co | Absorption of sulfur dioxide from mixtures with sulfolane |
US3502428A (en) * | 1966-10-12 | 1970-03-24 | Lummus Co | Purification of gases |
US3737392A (en) * | 1969-06-11 | 1973-06-05 | Allied Chem | Solvent composition useful in acid gas removal from gas mixtures |
US3664091A (en) * | 1969-06-27 | 1972-05-23 | Fish Engineering & Constructio | Process and system for removing acid gas from natural gas |
US3656887A (en) * | 1969-08-21 | 1972-04-18 | Chevron Res | Method of removing hydrogen sulfide from gaseous mixtures |
US3719749A (en) * | 1971-02-16 | 1973-03-06 | Chevron Res | Hydrogen production |
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 |
US3965244A (en) * | 1974-11-27 | 1976-06-22 | Shell Oil Company | Selective removal of sulfur compounds from acid gas mixtures containing significant quantities of carbonyl sulfide |
US3989811A (en) * | 1975-01-30 | 1976-11-02 | Shell Oil Company | Process for recovering sulfur from fuel gases containing hydrogen sulfide, carbon dioxide, and carbonyl sulfide |
US4025322A (en) * | 1975-05-19 | 1977-05-24 | Shell Oil Company | Removal of hydrocarbons and water from acid gas streams |
DE2548700C2 (de) * | 1975-10-30 | 1982-04-01 | Linde Ag, 6200 Wiesbaden | Verfahren und Vorrichtung zur Wasserstoffreinigung unter gleichzeitiger Kohlendioxidgewinnung |
DE2551717C3 (de) * | 1975-11-18 | 1980-11-13 | Basf Ag, 6700 Ludwigshafen | und ggf. COS aus Gasen |
GB1589231A (en) * | 1977-04-21 | 1981-05-07 | Shell Int Research | Process for the removal of acidic gases |
US4184855A (en) * | 1977-12-29 | 1980-01-22 | Union Carbide Corporation | Process for CO2 removal |
NL8001886A (nl) * | 1980-03-31 | 1981-11-02 | Shell Int Research | Werkwijze voor het verwijderen van zure gassen uit een in hoofdzaak uit methaan bestaand gasmengsel. |
US4289738A (en) * | 1980-07-22 | 1981-09-15 | The Dow Chemical Company | Process for removing H2 S from sour gases with generation of a Claus feed gas |
-
1982
- 1982-04-12 US US06/367,489 patent/US4397660A/en not_active Expired - Fee Related
- 1982-05-20 CA CA000403380A patent/CA1182280A/en not_active Expired
- 1982-05-28 NL NL8202184A patent/NL193400C/nl not_active IP Right Cessation
- 1982-06-02 BE BE1/10524A patent/BE893385A/nl not_active IP Right Cessation
- 1982-06-11 GB GB08217025A patent/GB2103646B/en not_active Expired
- 1982-06-11 AU AU84847/82A patent/AU548126B2/en not_active Ceased
- 1982-06-12 KR KR8202621A patent/KR890003700B1/ko active
- 1982-06-14 IT IT21852/82A patent/IT1190869B/it active
- 1982-06-14 SU SU823450444A patent/SU1537125A3/ru active
- 1982-06-14 JP JP57100793A patent/JPS57209627A/ja active Granted
- 1982-06-14 DK DK266482A patent/DK162193C/da not_active IP Right Cessation
- 1982-06-14 DD DD82240720A patent/DD202276A5/de not_active IP Right Cessation
- 1982-06-14 PL PL1982236912A patent/PL139021B1/pl unknown
- 1982-06-14 ES ES513053A patent/ES513053A0/es active Granted
- 1982-06-14 NO NO821969A patent/NO154786C/no not_active IP Right Cessation
- 1982-06-14 FR FR8210322A patent/FR2507499A1/fr active Granted
- 1982-06-14 BR BR8203475A patent/BR8203475A/pt not_active IP Right Cessation
- 1982-06-14 NZ NZ200952A patent/NZ200952A/en unknown
- 1982-06-14 DE DE3222282A patent/DE3222282C2/de not_active Expired - Lifetime
- 1982-06-14 IN IN681/CAL/82A patent/IN157514B/en unknown
- 1982-07-14 DZ DZ826564A patent/DZ430A1/fr active
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
KR890003700B1 (ko) | 1989-09-30 |
GB2103646A (en) | 1983-02-23 |
NL193400B (nl) | 1999-05-03 |
BE893385A (nl) | 1982-12-02 |
DE3222282A1 (de) | 1982-12-30 |
DE3222282C2 (de) | 1997-10-16 |
NL8202184A (nl) | 1983-01-03 |
DD202276A5 (de) | 1983-09-07 |
DK162193C (da) | 1992-02-17 |
DK266482A (da) | 1982-12-16 |
CA1182280A (en) | 1985-02-12 |
PL236912A1 (en) | 1983-02-14 |
AU548126B2 (en) | 1985-11-21 |
IT8221852A0 (it) | 1982-06-14 |
NZ200952A (en) | 1985-05-31 |
NL193400C (nl) | 1999-09-06 |
IN157514B (no) | 1986-04-12 |
JPS57209627A (en) | 1982-12-23 |
ES8304517A1 (es) | 1983-03-01 |
US4397660A (en) | 1983-08-09 |
FR2507499A1 (fr) | 1982-12-17 |
IT1190869B (it) | 1988-02-24 |
NO154786C (no) | 1986-12-29 |
NO821969L (no) | 1982-12-16 |
GB2103646B (en) | 1984-04-18 |
DK162193B (da) | 1991-09-30 |
JPH0218130B2 (no) | 1990-04-24 |
FR2507499B1 (no) | 1985-01-18 |
PL139021B1 (en) | 1986-11-29 |
SU1537125A3 (ru) | 1990-01-15 |
DZ430A1 (fr) | 2004-09-13 |
KR840000264A (ko) | 1984-02-18 |
ES513053A0 (es) | 1983-03-01 |
BR8203475A (pt) | 1983-06-07 |
AU8484782A (en) | 1982-12-23 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO154786B (no) | Fremgangsmaate for fjerning av h2s og co2 fra en gassbl anding medsamtidig fremstilling av en h2sholdig gass som lar seg anvende i en claus-prosess. | |
US10040051B2 (en) | Integrated process to recover high quality native CO2 from a sour gas comprising H2S and CO2 | |
US4153674A (en) | Sulfur recovery from gases rich in H2 S and CO2 as well as COS or organic sulfur | |
US8444943B2 (en) | Methods and apparatus for sulfur recovery from acid gases | |
CA1290138C (en) | Process for the treatment of sulfur containing gases | |
CA2204351C (en) | Method and apparatus for removal of contaminates from refinery gas | |
WO2018169903A1 (en) | Enhancement of claus tail gas treatment by sulfur dioxide-selective membrane technology and suifur dioxide-selective absorption technology | |
US4356161A (en) | Process for reducing the total sulfur content of a high CO2 -content feed gas | |
EA002241B1 (ru) | Способ извлечения серы из газа, содержащего сероводород | |
CA1205276A (en) | Process for the removal of co.sub.2 and, if present h.sub.2s from a gas mixture | |
CA1113723A (en) | Process for the removal of acidic gases | |
GB2118455A (en) | Selective acid gas removal | |
CA2877801A1 (en) | Process for deep contaminent removal of gas streams | |
US3656275A (en) | Process for the removal and concentration of a component gas from a multi-gaseous stream | |
JP4837176B2 (ja) | 天然ガスからの硫黄化合物の除去方法 | |
CA2982686A1 (en) | Removal of aromatic hydrocarbons from lean acid gas feed for sulfur recovery | |
Van Der et al. | Process for the removal of H 2 S and CO 2 from a gas mixture | |
Weinberg et al. | RTD 10 (1) New Gas Treating Alternatives for Saving Energy in Refining and Natural Gas Production |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |
Free format text: LAPSED IN DECEMBER 2001 |