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 PDF

Info

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
Application number
NO821969A
Other languages
English (en)
Other versions
NO154786C (no
NO821969L (no
Inventor
Hilde Maria Van Pas-Toornstra
Original Assignee
Shell Int Research
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Shell Int Research filed Critical Shell Int Research
Publication of NO821969L publication Critical patent/NO821969L/no
Publication of NO154786B publication Critical patent/NO154786B/no
Publication of NO154786C publication Critical patent/NO154786C/no

Links

Classifications

    • BPERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01DSEPARATION
    • B01D53/00Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/14Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
    • B01D53/1456Removing acid components
    • B01D53/1462Removing mixtures of hydrogen sulfide and carbon dioxide
    • BPERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01DSEPARATION
    • B01D53/00Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/14Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
    • B01D53/1493Selection of liquid materials for use as absorbents
    • BPERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01DSEPARATION
    • B01D53/00Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/34Chemical or biological purification of waste gases
    • B01D53/46Removing components of defined structure
    • B01D53/48Sulfur compounds
    • B01D53/52Hydrogen sulfide
    • B01D53/526Mixtures of hydrogen sulfide and carbon dioxide
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C01INORGANIC CHEMISTRY
    • C01BNON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B17/00Sulfur; Compounds thereof
    • C01B17/16Hydrogen sulfides
    • C01B17/167Separation
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10KPURIFYING OR MODIFYING THE CHEMICAL COMPOSITION OF COMBUSTIBLE GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE
    • C10K1/00Purifying combustible gases containing carbon monoxide
    • C10K1/08Purifying combustible gases containing carbon monoxide by washing with liquids; Reviving the used wash liquors
    • C10K1/10Purifying combustible gases containing carbon monoxide by washing with liquids; Reviving the used wash liquors with aqueous liquids
    • C10K1/12Purifying 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
    • C10K1/14Purifying 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
    • C10K1/143Purifying 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
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10KPURIFYING OR MODIFYING THE CHEMICAL COMPOSITION OF COMBUSTIBLE GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE
    • C10K1/00Purifying combustible gases containing carbon monoxide
    • C10K1/08Purifying combustible gases containing carbon monoxide by washing with liquids; Reviving the used wash liquors
    • C10K1/16Purifying combustible gases containing carbon monoxide by washing with liquids; Reviving the used wash liquors with non-aqueous liquids
    • YGENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02PCLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
    • Y02P20/00Technologies relating to chemical industry
    • Y02P20/151Reduction 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).
NO821969A 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. NO154786C (no)

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)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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

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