NO158564B - Fremgangsmaate for aa fjerne hydrogensulfid, sulfider og mercaptaner fra en gasstroem. - Google Patents
Fremgangsmaate for aa fjerne hydrogensulfid, sulfider og mercaptaner fra en gasstroem. Download PDFInfo
- Publication number
- NO158564B NO158564B NO830671A NO830671A NO158564B NO 158564 B NO158564 B NO 158564B NO 830671 A NO830671 A NO 830671A NO 830671 A NO830671 A NO 830671A NO 158564 B NO158564 B NO 158564B
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- gas
- amine
- metal oxide
- iron
- oxide
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 93
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims description 56
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 title description 19
- 150000003568 thioethers Chemical class 0.000 title 1
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 claims abstract description 43
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 claims abstract description 33
- 230000008569 process Effects 0.000 claims abstract description 32
- 229910044991 metal oxide Inorganic materials 0.000 claims abstract description 22
- 150000004706 metal oxides Chemical class 0.000 claims abstract description 22
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 69
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 41
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 30
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 27
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 claims description 21
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 19
- MHAJPDPJQMAIIY-UHFFFAOYSA-N Hydrogen peroxide Chemical compound OO MHAJPDPJQMAIIY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 15
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 claims description 15
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 claims description 12
- 150000004763 sulfides Chemical class 0.000 claims description 12
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 claims description 10
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 claims description 10
- PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N Nickel Chemical compound [Ni] PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 claims description 5
- RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N Copper Chemical compound [Cu] RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 229910017052 cobalt Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 239000010941 cobalt Substances 0.000 claims description 4
- GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N cobalt atom Chemical compound [Co] GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 229910052802 copper Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 239000010949 copper Substances 0.000 claims description 4
- XMNIXWIUMCBBBL-UHFFFAOYSA-N 2-(2-phenylpropan-2-ylperoxy)propan-2-ylbenzene Chemical compound C=1C=CC=CC=1C(C)(C)OOC(C)(C)C1=CC=CC=C1 XMNIXWIUMCBBBL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 239000003570 air Substances 0.000 claims description 3
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims description 3
- 229910052759 nickel Inorganic materials 0.000 claims description 3
- VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N Chromium Chemical compound [Cr] VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N Molybdenum Chemical compound [Mo] ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N Zinc Chemical compound [Zn] HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 claims description 2
- 229910052787 antimony Inorganic materials 0.000 claims description 2
- WATWJIUSRGPENY-UHFFFAOYSA-N antimony atom Chemical compound [Sb] WATWJIUSRGPENY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 239000012736 aqueous medium Substances 0.000 claims description 2
- 229910052804 chromium Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000011651 chromium Substances 0.000 claims description 2
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims description 2
- 125000004435 hydrogen atom Chemical class [H]* 0.000 claims description 2
- 239000011133 lead Substances 0.000 claims description 2
- WPBNNNQJVZRUHP-UHFFFAOYSA-L manganese(2+);methyl n-[[2-(methoxycarbonylcarbamothioylamino)phenyl]carbamothioyl]carbamate;n-[2-(sulfidocarbothioylamino)ethyl]carbamodithioate Chemical compound [Mn+2].[S-]C(=S)NCCNC([S-])=S.COC(=O)NC(=S)NC1=CC=CC=C1NC(=S)NC(=O)OC WPBNNNQJVZRUHP-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 2
- 229910052750 molybdenum Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000011733 molybdenum Substances 0.000 claims description 2
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 claims description 2
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 claims description 2
- WFKWXMTUELFFGS-UHFFFAOYSA-N tungsten Chemical compound [W] WFKWXMTUELFFGS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229910052721 tungsten Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000010937 tungsten Substances 0.000 claims description 2
- 229910052720 vanadium Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000011701 zinc Substances 0.000 claims description 2
- 229910052725 zinc Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 229960002163 hydrogen peroxide Drugs 0.000 claims 2
- PAOHAQSLJSMLAT-UHFFFAOYSA-N 1-butylperoxybutane Chemical compound CCCCOOCCCC PAOHAQSLJSMLAT-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- FRIBMENBGGCKPD-UHFFFAOYSA-N 3-(2,3-dimethoxyphenyl)prop-2-enal Chemical compound COC1=CC=CC(C=CC=O)=C1OC FRIBMENBGGCKPD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- CIHOLLKRGTVIJN-UHFFFAOYSA-N tert‐butyl hydroperoxide Chemical compound CC(C)(C)OO CIHOLLKRGTVIJN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- LEONUFNNVUYDNQ-UHFFFAOYSA-N vanadium atom Chemical compound [V] LEONUFNNVUYDNQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 150000003464 sulfur compounds Chemical class 0.000 abstract description 28
- 239000011148 porous material Substances 0.000 abstract 1
- UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N Iron oxide Chemical compound [Fe]=O UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 62
- 238000011282 treatment Methods 0.000 description 36
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 26
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 25
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 25
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 16
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 description 15
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 description 14
- JEIPFZHSYJVQDO-UHFFFAOYSA-N iron(III) oxide Inorganic materials O=[Fe]O[Fe]=O JEIPFZHSYJVQDO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 11
- LIKBJVNGSGBSGK-UHFFFAOYSA-N iron(3+);oxygen(2-) Chemical compound [O-2].[O-2].[O-2].[Fe+3].[Fe+3] LIKBJVNGSGBSGK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L Sodium Carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 8
- 239000000463 material Substances 0.000 description 7
- VHUUQVKOLVNVRT-UHFFFAOYSA-N Ammonium hydroxide Chemical compound [NH4+].[OH-] VHUUQVKOLVNVRT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 6
- 235000011114 ammonium hydroxide Nutrition 0.000 description 6
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 6
- -1 iron ions Chemical class 0.000 description 6
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 5
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 5
- 230000002195 synergetic effect Effects 0.000 description 5
- ROSDSFDQCJNGOL-UHFFFAOYSA-N Dimethylamine Chemical compound CNC ROSDSFDQCJNGOL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- MBMLMWLHJBBADN-UHFFFAOYSA-N Ferrous sulfide Chemical compound [Fe]=S MBMLMWLHJBBADN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- BAVYZALUXZFZLV-UHFFFAOYSA-N Methylamine Chemical compound NC BAVYZALUXZFZLV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 4
- 239000000908 ammonium hydroxide Substances 0.000 description 4
- RWGFKTVRMDUZSP-UHFFFAOYSA-N cumene Chemical compound CC(C)C1=CC=CC=C1 RWGFKTVRMDUZSP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 150000002019 disulfides Chemical class 0.000 description 4
- 229910000029 sodium carbonate Inorganic materials 0.000 description 4
- 235000017550 sodium carbonate Nutrition 0.000 description 4
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 3
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 3
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 3
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 3
- 150000003335 secondary amines Chemical class 0.000 description 3
- HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 2-Aminoethan-1-ol Chemical compound NCCO HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 240000005020 Acaciella glauca Species 0.000 description 2
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 241000196324 Embryophyta Species 0.000 description 2
- QUSNBJAOOMFDIB-UHFFFAOYSA-N Ethylamine Chemical compound CCN QUSNBJAOOMFDIB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N Isopropanol Chemical compound CC(C)O KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- LRHPLDYGYMQRHN-UHFFFAOYSA-N N-Butanol Chemical compound CCCCO LRHPLDYGYMQRHN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- RAHZWNYVWXNFOC-UHFFFAOYSA-N Sulphur dioxide Chemical compound O=S=O RAHZWNYVWXNFOC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 2
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 2
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 2
- 239000013522 chelant Substances 0.000 description 2
- 239000000571 coke Substances 0.000 description 2
- 239000006184 cosolvent Substances 0.000 description 2
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 2
- ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N diethanolamine Chemical compound OCCNCCO ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 2
- 230000008014 freezing Effects 0.000 description 2
- 238000007710 freezing Methods 0.000 description 2
- 150000004677 hydrates Chemical class 0.000 description 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 2
- ZXEKIIBDNHEJCQ-UHFFFAOYSA-N isobutanol Chemical compound CC(C)CO ZXEKIIBDNHEJCQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 239000011344 liquid material Substances 0.000 description 2
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 2
- 125000002924 primary amino group Chemical group [H]N([H])* 0.000 description 2
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 2
- 235000003499 redwood Nutrition 0.000 description 2
- 230000001172 regenerating effect Effects 0.000 description 2
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- 125000000999 tert-butyl group Chemical group [H]C([H])([H])C(*)(C([H])([H])[H])C([H])([H])[H] 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- GETQZCLCWQTVFV-UHFFFAOYSA-N trimethylamine Chemical compound CN(C)C GETQZCLCWQTVFV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000002023 wood Substances 0.000 description 2
- NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N Ammonium chloride Substances [NH4+].[Cl-] NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 102000004316 Oxidoreductases Human genes 0.000 description 1
- 108090000854 Oxidoreductases Proteins 0.000 description 1
- WUGQZFFCHPXWKQ-UHFFFAOYSA-N Propanolamine Chemical compound NCCCO WUGQZFFCHPXWKQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000005864 Sulphur Substances 0.000 description 1
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 1
- 125000002723 alicyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 125000001931 aliphatic group Chemical group 0.000 description 1
- 239000003125 aqueous solvent Substances 0.000 description 1
- 239000003637 basic solution Substances 0.000 description 1
- 238000010923 batch production Methods 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 239000003518 caustics Substances 0.000 description 1
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 1
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 1
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 1
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 1
- 230000002301 combined effect Effects 0.000 description 1
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005056 compaction Methods 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 230000003750 conditioning effect Effects 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 description 1
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 1
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 1
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000006477 desulfuration reaction Methods 0.000 description 1
- 230000023556 desulfurization Effects 0.000 description 1
- HPNMFZURTQLUMO-UHFFFAOYSA-N diethylamine Chemical compound CCNCC HPNMFZURTQLUMO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- IAZDPXIOMUYVGZ-UHFFFAOYSA-N dimethyl sulfoxide Natural products CS(C)=O IAZDPXIOMUYVGZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- OMRDZQXXMYCHBU-UHFFFAOYSA-N ethanol;propan-1-ol Chemical compound CCO.CCCO OMRDZQXXMYCHBU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 231100000206 health hazard Toxicity 0.000 description 1
- 230000036571 hydration Effects 0.000 description 1
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-M hydroxide Chemical compound [OH-] XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 230000000147 hypnotic effect Effects 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 238000011221 initial treatment Methods 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 239000002343 natural gas well Substances 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000005416 organic matter Substances 0.000 description 1
- 150000002978 peroxides Chemical class 0.000 description 1
- 230000008092 positive effect Effects 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 230000002035 prolonged effect Effects 0.000 description 1
- 230000035484 reaction time Effects 0.000 description 1
- 230000007420 reactivation Effects 0.000 description 1
- 230000009257 reactivity Effects 0.000 description 1
- 238000010405 reoxidation reaction Methods 0.000 description 1
- 239000012047 saturated solution Substances 0.000 description 1
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 description 1
- 239000010865 sewage Substances 0.000 description 1
- 239000011343 solid material Substances 0.000 description 1
- 238000009687 sponge iron process Methods 0.000 description 1
- 229910001220 stainless steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010935 stainless steel Substances 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- GPPXJZIENCGNKB-UHFFFAOYSA-N vanadium Chemical compound [V]#[V] GPPXJZIENCGNKB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000010455 vermiculite Substances 0.000 description 1
- 235000019354 vermiculite Nutrition 0.000 description 1
- 229910052902 vermiculite Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000009736 wetting Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- 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
- C10K1/20—Purifying combustible gases containing carbon monoxide by treating with solids; Regenerating spent purifying masses
-
- 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
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
- B01D53/34—Chemical or biological purification of waste gases
- B01D53/46—Removing components of defined structure
- B01D53/48—Sulfur compounds
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C07—ORGANIC CHEMISTRY
- C07C—ACYCLIC OR CARBOCYCLIC COMPOUNDS
- C07C7/00—Purification; Separation; Use of additives
- C07C7/148—Purification; Separation; Use of additives by treatment giving rise to a chemical modification of at least one compound
- C07C7/14833—Purification; Separation; Use of additives by treatment giving rise to a chemical modification of at least one compound with metals or their inorganic compounds
- C07C7/1485—Purification; Separation; Use of additives by treatment giving rise to a chemical modification of at least one compound with metals or their inorganic compounds oxides; hydroxides; salts
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- Combustion & Propulsion (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Water Supply & Treatment (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Biomedical Technology (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Treating Waste Gases (AREA)
- Gas Separation By Absorption (AREA)
Abstract
Fremgangsmåte for å fjerne svovelforbindelser fra en gasstrøm. Ved fremgangsmåten ledes gasstrømmen som inneholder svovelforbindelsene, gjennom en masse av porøst materiale hvorpå et metalloxyd er blitt avsatt. Fremgangsmåten er særpreget ved at et oxydasjonsmiddel og et amin kontinuerlig eller periodisk tilsettes metalloxydet.
Description
Teknisk område
Oppfinnelsen angår en fremgangsmåte for å fjerne
H2S, mercaptaner og sulfider fra en gasstrøm. Oppfinnelsen angår mer spesielt en forbedret fremgangsmåte for å av-
svovle ("søtning") en sur naturgasstrøm.
Teknikkens stand
Fjerning av svovelforbindelser fra gasstrømmer har tidligere vært av stor viktighet og er idag enda viktigere på grunn av miljøvernhensyn. Gassutvikling fra forbrenning av organisk materiale, som kull, inneholder nesten alltid svovelforbindelser, og fremgangsmåter for å fjerne svovelforbindelser er blitt konsentrert rundt fjerning av .hydrogensulfid siden dette er blitt betraktet som en betydelig helse-fare og fordi det er korroderende, spesielt når vann er til-stede. Med økende vekt på å eliminere eller minske svovel-utslipp til atmosfæren er oppmerksomheten nu vendt mot fjerning av andre svovelforbindelser fra gasstrømmer.
Svovelforurensninger i naturgasstrømmer består av hydrogensulfid, mercaptaner, sulfider og disulfider som på grunn av deres lukt kan bli oppdaget i konsentrasjoner på deler av million (ppm). Det er derfor ønskelig for private og kommersielle brukere av naturgass å få senket konsentrasjonen av mercaptaner til 1 ppm oq totalkonsentrasjonene av svovelforbindelser til 20 ppm eller mindre.
Mange naturgassbrønner produserer hva som innen industrien kalles en "sur gass". "Sur gass" er naturgass som inneholder hydrogensulfid, mercaptaner, sulfider og disulfider som gjør bruk av denne uaksepterb.ar. Store anstrengelser er blitt gjort for å finne en effektiv og økonomisk rimelig metode for å fjerne disse ubehagelige svovelforbindelser fra naturgass.
Videre-leverandører som kjøper naturgass fra brønn-
eiere og distribuerer til kunder, er meget nøye med svovelinnholdet og krever at samlet svovelinnhold skal være mindre enn 30 ppm. Eiere av sure gassbrønner som produserer gass som overskrider 30 ppm-grensen, er derfor på konstant leting
efter nye og mer effektive metoder for å gjøre sin gass salg-bar .
Flere prosesser er kjente for fjerning av H2S fra naturgasstrømmer. Nylig tilgjengelige prosesser kan kate-qoriseres som basert på fysikalsk absorpsjon, fast absorpsjon eller kjemisk reaksjon. Fysikalske absorpsjonsmetoder lider under det faktum at de stadig byr på vanskeligheter ved å nå den lave hydrogensulfidkonsentrasjon som kreves for den avsvovlede gasstrøm. Fastskiktsabsorpsjonsprosesser lider under det faktum at de vanligvis er begrenset til lav konsentrasjon av H2S i den innkommende gasstrøm. Kjemisk reagerende prosesser er generelt i stand til å tilfredsstille spesifikasjonene for avsvovling (spesielt H2S-kon-sentrasjonene) uten store vanskeligheter, men de lider under det faktum at materialer som reagerer tilfredsstillende med H2S, også reagerer med C02- Fremfor alt besørger de nå tilgjengelige prosesser ikke en effektiv fjerning av mercaptaner, sulfider og disulfider.
Et eksempel på en kjemisk reaktiv prosess er jern(III)-oxydprosessen med statisk skikt, hvor den reaktive masse er jern(III)-oxyd (Fe203) som er avsatt på en inert bærer. Denne prosess er god for fjerning av H2S, men fjerner ikke merk-bart mercaptaner eller andre svovelforbindelser. Skiktet kan regenereres, men antall regenereringer begrenses av opp-bygningen av elementært svovel i skiktet.
Jernoxyd- eller "tørrkasse"-prosessen var én av de prosesser som først ble utviklet for å fjerne H2S fra gass-strømmer. Den ble innført i England rundt midten av det 19. århundre og er fremdeles i utstrakt bruk ved spesielle anvendelser innen flere områder, se US patentskrifter 632400 og 1934242.
Jernsvampmetoden for. å fjerne svovel fra naturqass er blitt mve benvttet i det seneste kvartal av det foreliggende århundrede og er blitt detaljert beskrevet i litteraturen,
se f.eks. Taylor, D.K., "High Pressure Dry Box Purification;" Proceédings Gas Conditioning Conference, University of Oklahoma, 19 56, s. 57, og The Oil and Gas Journal, november og desember 1956, en serie på 4 artikler, og Zapffe, F.,
"Practical Design Consideration For Gas Purification Processes," The Oil and Gas Journal, 8. september 19 58,
s. 100, og 10. september 1962, s. 135.
Apparatet for jernoxydprosessen utgjøres typisk av to tårn som er fylt med en inert bærer som er impregnert med jernoxyd. Hvert tårn har muligheter for injisering av vann og luft for å muliggjøre regenerering. Vanligvis blir minst to jernoxydskikt benyttet for å sikre kontinuerlig drift.
"Sur gass" kommer inn på toppen avskiktet og strømmer nedover mens den kommer i kontakt med jernoxydet. Avsvovlét gass fjernes fra bunnen av tårnet. Tårnet som ikke er i drift,
vil normalt bli stengt for fjerning eller regenerering av det brukte jernoxyd. Ved røropplegg og drift av prosessen må vedlikehold og innføring av vann med svakt basisk pH
tas i betraktning. Vann må tilsettes prosessen, hvis ikke yilT-gassen gradvis dehydratisere jern(III)-oxydet og slik forårsake at det mister sin aktivitet.
Det finnes flere kjente former for jern(III)-oxyd.
Bare a- og Y~formene er tilfredsstillende for avsvovling av gass. Jern(III)-oxydet dispergeres på materialer med stor overflate og lav vekt. Det mest anvendte materiale er tre-spon eller -flis. Ved å dispergere jernoxydet på denne måte oppnås en forholdsvis stor overflate i forhold til vekten,
og kontaktflaten mellom gasstrømmen og jernoxydet øker.
Jernoxydprosessen kan bli drevet.satsvis eller kontinuerlig, og forskjellen avhenger av regenereringsteknikken. Når den satsvise prosess benyttes, er tårnet i drift inntil skiktet blir mettet med svovel og H2S begynner å vise seg i den avsvovlede gasstrøm. På dette stadium blir tårnet tatt ut av avsvovlingstjenesten og regenerert ved å sirkulere gass som inneholder en liten mengde luft, gjennom skiktet. Oxygen-konsentrasjonen i den regenererende strøm holdes normalt på under 3% på grunn av den sterkt eksoterme art av regenererings-reaksjonen. Ved kontinuerlig drift kan en liten konsentrasjon oxygen bli satt'til den "sure gass" før denne mates til skiktet. Oxygenet i luften reagerer med jernsulfid som tidligere er blitt .dannet, for å regenerere dette samtidig med at jern(III)-oxyd reagerer med H2S i gassen. Hvert system byr på fordeler og ulemper, og valget mellom satsvis regnerering og kontinuerlig regenerering er basert på økonomiske avveininger som varierer fra anlegg til anlegg.
Teoretisk vil ett kg jern(III)-oxyd reagere med
0,64 kg hydrogensulfid. I praktisk drift oppnås aldri dette nivå. Generelt vil t^S begynne å slippe igjennom og vise seg i gasstrømmen når 80-85% av det teoretiske nivå er blitt nådd. For kontinuerlig regenerering rapporterer D.K. Taylor, The Oil and Gas Journal, 54, 125 (5. nov. 1956); 54, 260
(19. nov. 1956); 54, 139 (3.des. 1956); 54, 147 (10. des. 1956) at ca. 2,5 kg svovel kan fjernes pr. kg jernoxyd før oxydet må erstattes.
Ved behandling av naturgass er trykkene normalt høye, og trykkfallet gjennom skiktet er ikke en alvorlig faktor.
Det er blitt rapportert at syklustiden for en jernsvamp-enhet i praktisk drift som regel er 30 døgn. En lang syklus-tid er ønskelig for å holde utskiftningsomkostningene for skiktet på et minimum. Uansett regenereringsmetodene som blir anvendt idag vil skiktet til slutt bli tettet med svovel og må skiftes ut. Dette krever manuelt arbeide som er kost-bart. Taylor i den ovennevnte referanse gir en utmerket opp-summering av punkter som må vurderes ved konstruksjonen av tårn for en jernoxydprosess for å lette utskiftningen av skiktet og driften.
Primært er jernsvampprosessen blitt benyttet for å fjerne hydrogensulfid. Jernsvampen vil også fjerne meget små mengder av mercaptaner fra en naturgasstrøm, men denne prosess er hverken godt karakterisert eller effektiv.
Jernoxydets affinitet for hydrogensulfid og mercaptaner er helt forskjellig. Mens jernoxydet har en sterk og hård-nakket affinitet for hydrogensulfid, er dets evne til å fjerne mercaptaner i nærvær av hydrogensulfid langt lavere. Dette fører til "utbrudd" av mercaptaner i tidlige stadier av metalloxydskiktets levealder. Det er derfor nødvendig periodisk å regenerere oxydet for å opprettholde det ønskede nivå av svovelforbindelse i den behandlede gass. Resultater som er blitt oppnådd ved å.benytte prosessen ifølge den foreliggende oppfinnelse, indikerer at dette meget effektivt kan oppnås ved periodisk eller kontinuerlig behandling av oxydskiktet med et. oxvdasionsmiddel og et amin, og dette fører også til en uventet forbedring av oxydets evne til å fjerne mercaptaner.
I US patentskrift 4278646 er en metode beskrevet hvor hydrogensulfid fjernes fra en gasstrøm ved å kontakte strømmen med en vannoppløsning av treverdige jernioner kombinert med en aminopolycarboxylsyre under dannelse av et chelat ved en pH av 3,5-5. I patentet er en metode beskrevet hvor en vandig oppløsning av jern som er kombinert med en aminopolycarboxylsyre i form av et chelat, anvendes for å fjerne H^S fra en gasstrøm. Oppløsningen inneholder også ammoniakk eller et alifafcisk,alisyklisk eller hetero-sykliskprimært eller sekundært amin i en andel som er tilstrekkelig til .å hindre at jernet utfelles fra oppløsningen.
I US patentskrift 4238463 er en fremgangsmåte for fjernelse av hydrogensulfid Æra gasser under anvendelse av jernoxyd beskrevet, hvor en væske som inneholder et primært eller sekundært amin innføres på de jernoxydholdige fast-stoffer. Ifølge dette patentskrift anvendes et amin for å hindre behandlingsskiktene fra å bli hårde slik at de danner en sammenhengende masse som er motstandsdyktig overfor vanlige fjernelsesmidler. Nærmere bestemt er i US patentskrift 4238463 tilsetning av et primært eller, fortrinnsvis, et sekundært amin til et skikt av jernsvamp beskrevet. Dessuten anvendes ifølge ;US patentskrift 4238463 aminet i form av en oppløsning eller suspensjon av et amin, som en vandig oppløs-ning, men det er fortrinnsvis en ikke-vandig væske innehol-dende aminet oppløst. Et foretrukket ikke-vandig oppløsnings-middel er dimethylsulfioxyd. Den vandige aminoppløsning ble videre tilsatt natriumcarbon-atoppløsningen som normalt anvendes for å opprettholdte alkaliske betingelser i skiktet. Hver syvende dag ble;:.så..aminoj^løsnång;e.n tilsatt jernsvampen. Dette patentskrift hverken nevmer eller beskriver de heldige virkninger som samtidig oppstår ved periodevis å tilsette et amin, som ammoniurahydroxyd, og et oxydas jdrismiddel til jernsvampskiktet for å oppnå en økonomisk og effektiv fjerning av svovelforbindelser fra en gasstrøm.
En fremgangsmåte som forbedrer en jernsvamps evne til
å fjerne svovelforbindelser fra en gasstrøm er efterspurt. Ved fremgangsmåten ifølge den foreliggende oppfinnelse: oppnås en effektiv og økonomisk fjerning av svovelforbindelser fra en gasstrøm ved bruk av et oxydasjonsmiddel og et amin i kombinasjon med et metalloxydskikt. Reaksjonen mellom treverdig jernoxyd og hydrogensulfid er blitt vel dokumentert, men litteraturen og publikasjoner beskriver ikke eller foreslår ikke en metode Hvor et oxydasjonsmiddel og et amin tilsettes et metalloxydskikt for slik å forbedre oxydsydskiktets evne til å ferne H2S og mercaptaner fra en gasstrøm. Litteraturen og de patentskrifter som det her er vist til, fremsetter dessuten intet forslag eller en beskrivelse av den kjensgjerning at bruk av et amin og et oxydasjonsmiddel oppviser en synergistisk virkning.
Det er den nye og ikke nærliggende bruk av et oxydasjonsmiddel og et amin i en fremgangsmåte for å fjerne svovelforbindelser fra en gasstrøm som utgjør i det minste en del av den foreliggende oppfinnelse.
Beskrivelse av oppfinnelsen
Oppfinnelsen angår en fremgangsmåte for å fjerne hydrogensulfid, sulfider og mercaptaner fra gasstrømmer, spesielt fra en naturgasstrøm, og fremgangsmåten er særpreget ved at den omfatter kombinasjonen av de i og for seg kjente trekk at a) gasstrømmen bringes i kontakt med et oxyd av et metall valgt fra gruppen jern, krom, kobolt, bly, mangan,
molybden, nikkel, kobber, vanadium, sink, wolfram og
antimon,
b) et amin innføres kontinuerlig eller periodevis på metalloxydet i vannfri form eller i form av vandige oppløsninger
eller vann/alkoholoppløsninger og har strukturformelen
hvor R^, R2 og R3 er de samme eller forskjellige radikaler valgt fra gruppen hydrogen, alkyler med 1-8 carbonatomer og alkanoler med 1-8 carbonatomer, og
c) et oxydasjonsmiddel innføres derefter eller samtidig og kontinuerlig eller periodisk på metalloxydet mens
gasstrømmen fortsatt holdes i kontakt med metalloxydet, idet det som oxydasjonsmiddel anvendes oxygen, hydrogenperoxyd, luft, tert.dibutylperoxyd, t-butylhydroperoxyd, cumenhydroperoxyd eller dicumylperoxyd.
Av de metalloxyder som er mer nyttige ved utførelsen av den foreliggende fremgangsmåte, kan nevnes oxyder av jern, kobolt eller kobber. Jernoxyd (Fe-^O^) er spesielt foretrukket og anvendbart for utførelse av den foreliggende fremgangsmåte.
Det har ifølge oppfinnelsen vist seg at treverdig jernoxyd avsatt på et inert materiale, som aktivert carbon, vermiculitt eller treflis, for tiden er det mest økonomiske og lettest kommersielt tilgjengelige middel for å utnytte metalloxydene ved den foreliggende fremgangsmåte. Det har dessuten vist seg nødvendig at det treverdige jernoxyd har og opprettholder a- eller y-formene.
Oxydasjonsmidler som anvendes ved utførelsen av den foreliggende fremgangsmåte, er oxygen, hydrogenperoxyd, luft, t-dibutylperoxyd, t-butylhydroperoxyd, cumenhydroperoxyd eller dicumylperoxyd. Det mest foretrukne oxydasjonsmiddel er hydrogenperoxyd.
Representative for aminene som kan anvendes ved ut-førelsen av den foreliggende fremgangsmåte, er ammoniakk, methylamin, dimethylamin, ethylamin, diethylamin, ethanol-amin, diethanolamin, propanolamin eller dipropanolamin. Foretrukne aminer er ammoniakk, methylamin, dimethylamin, trimethylamin eller diethanolamin. Det mest foretrukne amin er ammoniakk. Aminet som tilsettes oxydskiktet for fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen, kan være vannfritt eller foreligge i form av vandige oppløsninger av aminet eller vann/alkoholoppløsninger av aminet. Alkoholer med 1-4 carbonatomer er nyttige for fremstilling av vann/alkohol-aminoppløsningene. Slike alkoholer omfatter methanol, ethanol propanol, isopropanol, butanol eller isobutanol.
Konsentrasjonen av en aminoppløsning som pumpes på oxydskiktet, er fortrinnsvis slik at oppløsningen er mettet eller en sterkt konsentrert oppløsning. Det har vist seg at konsentrasjoner av 0,1 N og opp til mettede oppløsninger er egnede, men de mer konsentrerte oppløsninger er foretrukne. Tilsetningen av vannfritt ammoniakk eller av andre vannfrie aminer er i virkeligheten fordelaktig da lavere konsentrasjoner bare fører til en unødig tilsetning av flytende materiale til behandlingsskiktet og til slutt må fjernes.
Det har vist seg at ved den foreliggende fremgangsmåte hindres også oxydskiktet fra å herde til en sammenhengende masse som er motstandsdyktig overfor vanlige fjernelsesmidler.
Anvendelsen av alkohol som medoppløsningsmiddel ved frem-stillingen av vann/alkohol-aminoppløsningen er bare nødvendig når aminene har begrenset oppløselighet i vann. Det er bare når aminet har begrenset oppløselighet i vann at alkohol-medoppløsningsmidlet bør anvendes.
For en kjemiutdannet er det lett forståelig at vannfrie aminer, som ammoniakk, vil når de anvendes i et vandig medium( danne hydrater, dvs. vandig ammoniakk såvel som ammoniumhydroxyd. Ved den foreliggende fremgangsmåte tas det sikte på anvende disse hydrater, og det har vist seg at anvendelse av ammoniakk oppløst i vann er spesielt brukbar.
Det har ifølge oppfinnelsen vist seg at bruk av en hydroxydoppløsning for fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen ikke er nødvendig, men nyttig ved oppløsning av reaskjonspro-duktene fra reoxvdasjonen av behandlingsskiktet. Vandige oppløsninger av NaOH, KOH og Na^jCO^ har vist seg å være egnede. En fremgangsmåte er også beskrevet for å fjerne H2S, mercaptaner, sulfider og disulfider fra en gasstrøm hvor gasstrømmen bringes i kontakt med minst ett metalloxyd avsatt på en inert bærer .
Ved den foreliggende fremgangsmåte tilveiebringes dessuten et middel for å forlenge brukslevealderen for et metalloxydskikt ved fjernelse av svovelforbindelser fra en gasstrøm, hvor et oxydasjonsmiddel og et amin tilsettes oxydskiktet.
Bruk av jern(III)-oxydsystemet som beskrevet i litteraturen, er avhengig av hydratdannelse for maksimal aktivitet og er utsatt for vanskeligheter ved regenerering. For tiden eksisterer kjente metoder som er istand til å regenerere jernsvampskikt. Dette oppnås på to måter: (1) Konstant regenerering når prosessen er igang, ved inn-føring av luft (oxygen) gjennom en kompressorblåser for å oppnå en oxygenkonsentrasjon basert på gasstrømmen av opp til 2%, og (2) regenerering av skiktet når prosessen ikke er igang, ved innføring av luft ved hjelp av en kompressorblåser i løpet av 8 timer eller inntil praktisk talt alt jernsulfid er blitt omvandlet til oxyder.
Begge metoder er kostbare da de krever høyt energiforbruk
og høyt kapitalbehov. I tillegg gir ingen av metodene vann for å opprettholde den optimale hydratiserte tilstand, og regenerering med luft når prosessen ikke er i gang, avbryter produksjonen.
Den foreliggende oppfinnelse bevirker at
(1) jernoxydet kan opprettholde en høy reaktivitetstilstand når prosessen er i gang,
(2) skiktets levealder øker,
(3) det kjemiske behov i et sekundært behandlingsapparat reduseres, dersom et sliktanvendes, (4) svovel kan fjernes fra gasstrømmen uten å måtte til-gripe de kostbare kompressorblåsersystemer som krever høy energi/arbeidsinnsats, og (5) det tilveiebringes et middel for å opprettholde metal1-oxydskiktet på et optimalt hydratiseringsnivå.
Den foreliggende fremgangsmåte kan anvendes med eller uten sekundær behandling. Med sekundær behandling er ment en behandlingsprosess som ytterligere fjerner eller nedsetter mengden av sulfider og disulfider i gasstrømmen, efter behandlingen ved den foreliggende fremgangsmåte. Eksempler på de nevnte sekundære behandlinger finnes i US patentskrift 4283373.
Temperaturen-i behandlingssystemet holdes ved minst 0°C for å hindre vanndamp fra å fryse. Et mer foretrukket tem-peraturområde er imidlertid 5-80°C, og det mest foretrukne område er 5-35°C.
Gasstrømhastigheten og volumet av behandlingsapparatet er slik at oppholdstiden i behandlingsapparatet blir tilstrekkelig til å fjerne en hovedsakelig andel av t^S, mercaptaner, sulfider og disulfider fra gasstrømmen.
Fagfolk vil lett være i stand til å bestemme verdiene for de variable ved behandlingen for derved sterkt å nedsette svovelinnholdet i gasstrømmen.
En basisk oppløsning fsom vandig NaOH/eller natrium-carbonat/kan anvendes i behandlingsbeholderen. For å hjelpe regenereringen av jern(III)-oxydskiktet foretrekkes alkalisk miljø. Anvendelsen av et sekundært behandlingsapparat ved utførelsen av den foreliggende fremgangsmåte er ikke av av-gjørende betydning. En slik anvendelse kan imidlertid være nædvendig dersom svovelmengden eller sammensetningen av gass-strømmen (svovelforbindelser) er slik at den primære behandling eller den foreliggende fremgangsmåte ikke er istand å fjerne den nødvendige mengde av svovelforbindelser fra gass-strømmen til ,å tilfredsstille de ønskede spesifikasjoner.
Den foreliggende fremgangsmåte ble testet i forbindelse med en høytrykksnaturgasstrøm. Det kan være mindre modifika-sjoner av fremgangsmåten ved bruk av en lavtrykksgass, som koksovnsgass eller kjelegass. De grunnleggende driftsprin-sipper er imidlertid de samme.
Den foreliggende fremgangsmåte er istand til å over-vinne den begrensede kapasitet ved metalloxyd (spesielt jernoxyd) -behandling av en rekke forskjellige svovelforbindelser. Den foreliggende fremgangsmåte forbedrer denne kapasitet ved at det anvendes et oxydasjonsmiddel, som hydrogenperoxyd, og et amin, som ammoniakk.
Fagfolk kan lett bestemme mengden og konsentrasjonen
Ci
av oxydasjonsmidlet som sprøytes på behandlingsskiktet. Nærmere bestemt skal tilstrekkelig med vandig oxydasjonsmiddel anvendes til å senke svovelinnholdet i gasstrømmen til en på forhånd bestemt konsentrasjon. Anvendelse av et overskudd av oxydasjonsmiddel (dvs. H202) kan unngås ved å benytte støkiometriske beregninger basert på analyse av den innkommende gass.
Lave konsentrasjoner av ^ 2°2 (dvs- under 25%) kan anvendes ved utførelsen av den foreliggende fremgangsmåte,
men flere problemer kan oppstå, som følger:
(1) en for stor vannstrøm gjennom skiktet vil forårsake
at Fe^jO^-belegget på skiktet vil vaskes bort og forårsake problemer med tilstopping av rør, (2) når temperaturer under 0°C oppstår, vil lave konsentrasjoner av H202 fryse (dvs. 20%-ig H202 vil fryse ved -7°C), (3) økede omkostninger med å transportere H202 til be-handlingsstedet.
Høye konsentrasjoner av vandig H202 (dvs. over 90%)
kan anvendes ved utførelsen av den foreliggende fremgangsmåte f men meget stor forsiktighet må utvises på brukerplassen når så høye konsentrasjoner av H202 benyttes. I tillegg er frysepunktet for 90%-ig vandig H202 bare -12°C og vil derfor begrense anvendelsen.
Det har ifølge oppfinnelsen vist seg at å pumpe mengder av minst 25%-ig H202 og konsentrert ammoniumhydroxyd på jern-svampbehandlingsskiktet ikke bare vil sørge for reaktivering av jernsvampen, men også hjelpe til med å fjerne svovelforbindelser, som mercaptaner, sulfider eller disulfider. Dessuten vil bruk av H202 og et amin overraskende tilveiebringe restkapasitet til å fjerne svovelforbindelser lenge efter at tilsetning av H202 har opphørt.
Som tidligere omtalt er reaksjonen mellom hydrogensulfid og treverdig jernoxyd velkjent, men alle referanser og annen litteratur vil føre en fagmann til å tro at bruk av et oxydasjonsmiddel, som H202, ikke vil være mulig på grunn av de termodynamiske og kinetiske begrensninger ved reaksjonen mellom H202 og treverdig jernsulfid og direkte med t^S og/eller mercaptaner. I litteraturen er luftoxydasjon av toverdig jernsulfid tilbake til toverdig jernoxyd beskrevet med lange reaksjonstider og likevekter som ligger langt fra en fullstendig oppfriskning.
Det kan argumenteres at bruk av H2C>2 ^-ste(^en^or oxygen eller luft for oppfriskningen av det treverdige jernoxydskikt vil være selvfølgelig fordi to molekyler av ^ 2°2 nedbrytes til to molekyler av E^ O og ett molekyl 02- En fagmann vil således forvente at # 2®2 vil gi de samme resultater som luft- eller C^-injisering vil gi. Det har imidlertid vist seg at bruk av H202 for å regenerere skiktet av treverdig jernoxyd i kombinasjon med et amin gir en overraskende synergistisk virkning ved at fjernelse av H"2S og mercaptaner med jernsvampskiktet forbedres og forlenges.
Bruk av H202 og et amin ved utførelsen av den foreliggende fremgangsmåte muliggjør periodisk eller kontinuerlig regenerering av jernoxydskiktet og forbedret aktivitet som på sin side muliggjør en effektiv fjernelse av svovelforbindelser fra en gasstrøm.
Beste utførelsesform av opp finnelsen
En analyse av gasstrømmen i det nedenstående eksempel ble utført før og efter behandling ved den foreliggende fremgangsmåte. Gassprøver ble analysert med et apparat av typen Barton Recording Sulfur Analyzer Model 286 ved hjelp av en sidestrøm ("slip stream"). Følsomheten til Barton 286 analyse-apparatet er 0,02 ppm (volum) for H2S, 0,02 ppm (volum) for mercaptaner, 0,04 ppm (volum) for organiske sulfider og 0,04 ppm for svoveldioxyd, med en nøyaktighet på -2%. Volum-prosentavlesningene ble omregnet til vekt% og notert (ppm er lik deler pr. million).
Det bør bemerkes at det følgende forsøk ble utført i teknisk målestokk for å illustrere mulighetene ved fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen til å oppfylle et lenge følt kommersielt behov.
Eksempel 1
Tilsetning av konsentrert, vandig ammoniakkoppløsning og H^C^ til et skikt av treverdig jernoxyd
De to behandlingsbeholdere som ble anvendt for dette forsøk var en 1,22 u x 3,05 m vertikal sylindrisk beholder med et volum av ca. 3,56 m 3. Behandlingsbeholderne ble fylt med 3,11 m 3 rødtre ("redwood")-fliser belagt med treverdig jernoxyd.
Rødtreflisene som var belagt med treverdig jernoxyd, var "IC Shavings" som selges av Connolly-GPM, Inc., Chicago, Illinois, USA, og inneholder ca. 193,2 kg Fe-jO-^ pr. m 3. En porsjon av flisene med treverdig jernoxyd ble satt til hver beholder. Vann ble tilsatt for å gi 5-10 vekt% vanninnhold, og flisene ble derefter kompaktert ved lett stamping. Derpå ble et lag av et alkalisk materiale (nærmere bestemt ^2^^)' tilsatt. Det vil være klart for fagmannen at andre materialer, som sodaaske,vil kunne anvendes. Det har vist seg at tilsetning av ca. 6,44 kg sodaaske pr. m 3 Fe203 gir et pas-sende alkalisk miljø.
Tilsetningen av flis, fuktingen med vann, tilsetning av kaustisk materiale og kompaktering ble fortsatt inntil beholderen var blitt fylt. Foruten standard røropplegg ved jernsvampbehandlere ble to mindre beholdere anvendt som lagertanker for oxvdasjonsmidlet og aminet. Disse to tanker var koblet til toppen av behandlingsapparatet nr. 1 ved hjelp av et 6,4 m langt rør av rustfritt stål med en diameter av 6,35 mm som via trykktette koblinger var koblet til atomiseringsdyser (anordnet inne i behandlingsapparatet 1). Tilsetningen av oxydasjonsmiddel oppnås via et system som benytter tidsbrytere som tillater innføring av nøyaktige mengder av oxydasjonsmiddel til bestemte tider og i en hvilken som helst ønsket rekkefølge og mengde.
Gassen "sem ble behandlet, ble tatt .fra et brønnhode som produserte med et trykk på ca. 6895 kPa. Den inneholdt gjennomsnittlig 200 ppm svovelforbindelser, basert på vekt. En typisk brønnhodeprøve viste seg å inneholde de følgende svovelforbindelser:
Før behandlingen ble gassen-separert fra eventuelt væskeformig eller fast materiale.
Arbeidsbetingelsene var som følger:
Strømningsmengden og trykket ble opprettet som nevnt ovenfor. Fe20.j-skiktets evne til å fjerne svovelforbindelser ble overvåket i ca. 3 måneder. Til å begynne med var Fe2®2~ skiktet tilfredsstillende istand til å fjerne B^S og delvis mercaptaner, men efter 3 måneder begynte merkbare mengder av mercaptaner å bryte igjennom.
Det ble antatt at å teste effekten av et amin (NH^)
i forbindelse med et oxydasjonsmiddel (H^O^) ville være mulig når behandlingsapparatet 1 var nesten tomt. Testing på dette tidspunkt ville gi muligheter for å oppdage en vesentlig minskning i avgassens svovelinnhold da jernsvampen, til tross for H^C^-tilsetning, ikke ville være istand til å be-
virke en svovelreduksjon til særlig under 35-40 ppm (basert på vekt) .
Tabell II inneholder de relevante data for den samtid-ige anvendelse av 16 N, NH^OH og 50%-ig vandig H2°2:
Ifølge Tabell II er det blitt påvist at kl.14.30
(efter å ha pumpet H202 i 30 minutter) ble svovelkonsentrasjonen i avløpet fra behandleren nr. 1 bare redusert fra 7 2 ppm til 36 ppm.
Umiddelbar tilsetning av 8,9 1 16 N ammoniakk (fra
kl. 14.30 til kl. 15.25) hadde ikke videre inflytelse på svovelkonsentrasjonen. Det fremgår således at tilsetning av aminet alene, i frafær av oxydasjonsmidlet, ikke ga den nødvendige fjernelsesevne. Det må forøvrig erindres at ammoniakk ikke vil spaltes og derfor langsomt vil bevege seg gjennom skiktet (8-10 timer) primært i form av vandig ammoniumhydroxyd.
Bevis for en positiv virkning (dvs. en iakttagbar, vesentlig reduksjon av gassvovelkonsentrasjonen) fremgår når NH^OH-tilsetningen efterfølges av tilsetning av H202. Dette fremgår av dataene i tabell II. Kl. 15.25 ble NH^OH-tilsetningen stanset og H^C^-tilsetningen påbegynt. I løpet av 20 minutter falt den samlede svovelkonsentrasjon i ut-løpsgassen fra behandleren nr. 1 fra 36 ppm til 18 ppm. Syklusen ble gjentatt, idet pumpingen av NH^OH ble startet kl. 15.55 og stanset kl. 16.35. Derefter ble innføring av H"202 startet kl. 17.00 og fortsatt inntil kl. 17.30. I
løpet av den sistnevnte periode sank svovelinnholdet fra 34 ppm til 12 ppm.
De iakttatte resultater påviser med sikkerhet at når ammoniakk (eller aminer) anvendes i forbindelse med et oxydasjonsmiddel (dvs. hydrogenperoxyd eller oxygen) enten i rekkefølge eller samtidig, fås en hurtigere og mer fullstendig fjernelse av svovelholdige forbindelser fra naturgass. Det ser ut som om den ikke nærliggende og nye kombinasjon av et oxydasjonsmiddel med et amin for et metalloxydbehandlings-system gir en synergistisk virkning. Med synergistisk virkning er ment at kombinasjonen av aminet og oxydasjonsmidlet vil gi en mer effektiv fjernelse av svovelforbindelser fra en qasstrøm enn anvendelse av aminet eller oxvdasjonsmidlet alene for jernoxvdbehandlinqssvstemet. Det er denne erkjennelse av en svnergistisk virkning som utqjør i det minste en del av den foreliggende oppfinnelse.
De fremlagte data indikerer dessuten at den foreliggende fremgangsmåte byr på den fordel at den gir en mer effektiv fjernelse av svovel som dessuten krever mindre oxydasjonsmiddel hvilket på sin side muliggjør bruk av mindre behandlingsbeholdere. Ved den foreliggende fremgangsmåte fås derfor en forlenget levealder for metalloxydskiktet hvilket på sin side vesentlig reduserer omkostningene ved slike behandlingssys-temer .
De fremlagte data indikerer klart at den foreliggende fremgangsmåte er overlegen i forhold til den for tiden anvendte og at den fører til et uventet resultat.
Dataene indikerer også at kombinasjonen av et amin og et oxydasjonsmiddel i et metalloxydbehandlingsskikt gir bevis på synergisme. Med synergisme er ment at den kombinerte virkning av å anvende aminet og oxydasjonsmidlet sammen er større enn summen av virkningen av å anvende oxydasjonsmidlet alene eller aminet alene. Det er denne synergistiske virkning som ifølge oppfinnelsen gjør det mulig økonomisk og effektivt å fjerne svovelforbindelser fra en gasstrøm.
Denne anvendelse i teknisk målestokk av den foreliggende fremgangsmåte påviser i rikt mon de overraskende fordeler som kan oppnås ved anvendelse av den foreliggende fremgangsmåte sammenlignet med teknikkens stand.
De ovenfor fremlagte data viser anvendelse av den foreliggende fremgangsmåte som en to-trinnsbehandlingsprosess.
Den foreliggende fremgangsmåte kan også anvendes i forbindelse med ett- eller flertrinnbehandlingsprosesser hvor fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen kan gå forut for eller utføres efter en annen behandlingsprosess. Dessuten kan to eller flere jernsvampskikt anvendes i serie med hverandre med tilsetning av peroxyd og et amin.
Det vil være klart for fagmannen at konsentrasjonen av & 2®2 °^ aV arn-'-net v:*-l være avhengig av mengden av og svovelkonsentrasjonen i den innkommende gass og av de begrensende krav som stilles til svovelinnholdet i avløpet.
Industriell anvendbarhet
For utførelsen av den foreliggende fremgangsmåte anvendes et oxydasjonsmiddel og et amin i forbindelse med et oxydskikt, og som sådan har den foreliggende fremgangsmåte en rekke industrielle anvendelser.
Et effektivt og økonomisk middel for å fjerne svovelforbindelser, spesielt I^S, sulfider og disulfider og mercaptaner, fra en gasstrøm har lenge vært efterspurt. Ved anvendelsen av den foreliggende fremgangsmåte kan svovelforbindelser fjernes fra en gasstrøm såvel økonomisk som effektivt. For eksempel kan avløp fra koksovner, kloakkbehandlingsanlegg, papirfabrikker og, spesielt, strømmer av sur naturgass med fordel behandles med den foreliggende fremgangsmåte. Om-vendt kan den foreliggende fremgangsmåte anvendes for å
fjerne svovelforbindelser fra gasstrømmer som kommer inn i beholdere eller bygninger etc.
Claims (7)
1. Fremgangsmåte for å fjerne hydrogensulfid, sulfider og mercaptaner fra gasstrømmer, spesielt fra en naturgasstrøm, karakterisert ved kombinasjonen av de i
og for seg kjente trekk at (a) gasstrømmen bringes-i kontakt med et oxyd av et
metall fra gruppen jern, krom, kobolt, bly, mangan,
molybden, nikkel, kobber, vanadium, sink, wolfram og antimon, (b) et amin innføres kontinuerlig eller periodevis på
metalloxydet i vannfri form eller i form av vandige
oppløsninger eller vann/alkoholoppløsninger og har
strukturformelen
hvori R^, R_ °9 R3 er de samme eller forskjellige
radikaler valgt fra gruppen hydrogen, alkyler med 1-8 carbonatomer og alkanoler med 1-8 carbonatomer, og (c) et oxydasjonsmiddel innføres derefter eller samtidig
og kontinuerlig eller periodisk på metalloxydet mens
gasstrømmen fortsatt holdes i kontakt med metalloxydet,
idet det som oxydasjonsmiddel anvendes oxygen, hydro
genperoxyd, luft, tert.dibutylperoxyd, t-butylhydro
peroxyd, cumenhydroperoxyd eller dicumylperoxyd.
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1,
karakterisert ved at i trinn (a) bringes
gasstrømmen i kontakt med et metalloxyd i alkalisk miljø, idet det som metalloxyd anvendes et oxyd av et metall fra gruppen
jern, kobolt, nikkel og kobber.
3. Fremgangsmåte ifølge krav 1 eller .2,
karakterisert ved at gasstrømmen bringes i kontakt med minst ett metalloxyd avsatt på en inert bærer..
4. Fremgangsmåte ifølge krav 1-3,
karakterisert ved at det som oxydasjons
middel anvendes hydrogenperoxyd.
5. Fremgangsmåte ifølge krav 1-4, karakterisert ved at det som amin anvendes ammoniakk.
6. Fremgangsmåte ifølge krav 5, karakterisert ved at ammoniakken anvendes i et vandig medium i en konsentrasjon av fra 0,1 N .til metning.
7. Fremgangsmåte ifølge krav 1-6, karakterisert ved at det som oxydasjonsmiddel anvendes vandig f^O^ i en konsentrasjon av minst 25 vekt% .
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US06/352,812 US4435371A (en) | 1982-02-26 | 1982-02-26 | Sulfur removal from a gas stream |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO830671L NO830671L (no) | 1983-08-29 |
| NO158564B true NO158564B (no) | 1988-06-27 |
| NO158564C NO158564C (no) | 1988-10-05 |
Family
ID=23386599
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO830671A NO158564C (no) | 1982-02-26 | 1983-02-25 | Fremgangsmaate for aa fjerne hydrogensulfid, sulfider og mercaptaner fra en gasstroem. |
Country Status (10)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US4435371A (no) |
| EP (1) | EP0091392B2 (no) |
| JP (1) | JPS58156324A (no) |
| AU (1) | AU550536B2 (no) |
| BR (1) | BR8300781A (no) |
| CA (1) | CA1189682A (no) |
| DE (1) | DE3360950D1 (no) |
| DK (1) | DK168612B1 (no) |
| IN (1) | IN158674B (no) |
| NO (1) | NO158564C (no) |
Families Citing this family (26)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4857285A (en) * | 1987-06-04 | 1989-08-15 | General Electric Environmental Services, Inc. | Method and system for removal of sulfur compounds from gases and for regenerating spent sorbents |
| US5026528A (en) * | 1987-06-04 | 1991-06-25 | General Electric Environmental Services, Inc. | System for removal or sulfur compounds from gases and for regenerating spent sorbents |
| US5480860A (en) * | 1988-12-23 | 1996-01-02 | Petrolite Corporation | Methods for reducing sulfides in sewage gas |
| US5118480A (en) * | 1990-06-25 | 1992-06-02 | General Electric Environmental Services, Incorporated | Method for removing hcl and hf from coal derived fuel gas |
| JPH04163246A (ja) * | 1990-10-25 | 1992-06-08 | Kinugawa Rubber Ind Co Ltd | 自動車用窓の縁飾り |
| JPH0774349B2 (ja) * | 1990-11-29 | 1995-08-09 | 日本鋼管株式会社 | Lpg改質ガスから高カロリーガスを製造する方法 |
| US5401475A (en) * | 1991-07-08 | 1995-03-28 | G.E. Environmental Services, Inc. | Process and apparatus for generating elemental sulfur and re-usable metal oxide from spent metal sulfide sorbents |
| US5488103A (en) * | 1991-07-11 | 1996-01-30 | Gatlin; Larry W. | Hydrogen sulfide converter |
| US5486605A (en) * | 1991-07-11 | 1996-01-23 | Gatlin; Larry W. | Hydrogen sulfide converter |
| US5674463A (en) * | 1994-08-25 | 1997-10-07 | The Boc Group, Inc. | Process for the purification of carbon dioxide |
| US5700438A (en) * | 1996-08-05 | 1997-12-23 | Miller; John C. | Process for removal of H2S from gas processing streams |
| RU2140318C1 (ru) * | 1998-07-14 | 1999-10-27 | Институт нефтехимии и катализа АН Республики Башкортостан | Способ удаления сероводорода из газовых смесей |
| US6073771A (en) | 1998-11-02 | 2000-06-13 | Lord Corporation | Container for storing sulfur-containing compounds |
| JP4979160B2 (ja) * | 2000-12-28 | 2012-07-18 | 熊本県 | 脱硫化水素剤の再生処理方法 |
| US6773604B2 (en) | 2001-08-17 | 2004-08-10 | U.S. Peroxide Llc | Method for reducing hydrogen sulfide emissions from wastewater |
| US7063732B2 (en) * | 2003-07-28 | 2006-06-20 | Fuelcell Energy, Inc. | High-capacity sulfur adsorbent bed and gas desulfurization method |
| US20050172806A1 (en) * | 2004-02-10 | 2005-08-11 | Rodney Olson | Method and apparatus for filtering |
| CA2551466A1 (en) * | 2005-07-12 | 2007-01-12 | Diversified Industries Ltd. | Solution and method for scavenging sulphur compounds |
| EP1754695A1 (en) * | 2005-08-17 | 2007-02-21 | Gastreatment Services B.V. | Process and apparatus for the purification of methane rich gas streams |
| JP2008094829A (ja) * | 2006-10-12 | 2008-04-24 | Kocat Inc | Mc型均一触媒およびo2/co2混合気体を用いた有機酸またはその誘導体の製造方法 |
| US7837971B2 (en) * | 2008-07-24 | 2010-11-23 | Yellow Hill Llc | Sulfur refining process |
| CN101734875B (zh) * | 2009-12-28 | 2012-10-31 | 华北电力大学(保定) | 干法、半干法脱硫灰中亚硫酸钙的催化氧化方法 |
| CN102671534B (zh) * | 2011-03-15 | 2016-05-11 | 江苏昌明环保科技有限公司 | 硫化氢气体吸收系统 |
| CN103468338B (zh) * | 2013-09-12 | 2014-08-27 | 中国石油大学(北京) | 一种低含硫天然气的常温精脱硫方法 |
| JP7394585B2 (ja) * | 2019-10-30 | 2023-12-08 | 三菱重工業株式会社 | 二酸化炭素回収システム |
| KR102482248B1 (ko) * | 2020-12-15 | 2022-12-28 | 재단법인 포항산업과학연구원 | 농안수로부터 황화수소(h2s) 및 시안화수소(hcn)를 동시에 제거하는 방법 |
Family Cites Families (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB233011A (en) | 1924-01-04 | 1925-05-04 | John William Cobb | Improvements in and relating to the purification of gas |
| JPS5039074A (no) * | 1973-08-08 | 1975-04-10 | ||
| CA1069273A (en) * | 1974-05-23 | 1980-01-08 | Fmc Corporation | Purification of sulfur-containing waste gases with hydrogen peroxide |
| US4278646A (en) | 1978-03-30 | 1981-07-14 | The Regents Of The University Of California | Oxidative removal of hydrogen sulfide from gaseous streams |
| US4238463A (en) | 1979-06-28 | 1980-12-09 | Chevron Research Company | Method for desulfurizing gases with iron oxide |
| US4283373A (en) | 1980-03-17 | 1981-08-11 | The Goodyear Tire & Rubber Company | Method for removal of sulfur compounds from a gas |
| US4311680A (en) | 1980-11-20 | 1982-01-19 | The Goodyear Tire & Rubber Company | Method for removal of sulfur compounds from a gas stream |
-
1982
- 1982-02-26 US US06/352,812 patent/US4435371A/en not_active Expired - Lifetime
- 1982-12-21 IN IN930/DEL/82A patent/IN158674B/en unknown
-
1983
- 1983-02-14 CA CA000421532A patent/CA1189682A/en not_active Expired
- 1983-02-18 BR BR8300781A patent/BR8300781A/pt not_active IP Right Cessation
- 1983-02-22 DE DE8383630026T patent/DE3360950D1/de not_active Expired
- 1983-02-22 EP EP83630026A patent/EP0091392B2/en not_active Expired
- 1983-02-25 DK DK091883A patent/DK168612B1/da not_active IP Right Cessation
- 1983-02-25 AU AU11849/83A patent/AU550536B2/en not_active Ceased
- 1983-02-25 JP JP58030675A patent/JPS58156324A/ja active Granted
- 1983-02-25 NO NO830671A patent/NO158564C/no unknown
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| JPH0249768B2 (no) | 1990-10-31 |
| CA1189682A (en) | 1985-07-02 |
| DK91883D0 (da) | 1983-02-25 |
| AU1184983A (en) | 1983-09-01 |
| DE3360950D1 (en) | 1985-11-14 |
| AU550536B2 (en) | 1986-03-27 |
| IN158674B (no) | 1987-01-03 |
| JPS58156324A (ja) | 1983-09-17 |
| DK168612B1 (da) | 1994-05-09 |
| EP0091392B2 (en) | 1991-05-22 |
| DK91883A (da) | 1983-08-27 |
| BR8300781A (pt) | 1983-11-16 |
| US4435371A (en) | 1984-03-06 |
| EP0091392B1 (en) | 1985-10-09 |
| EP0091392A1 (en) | 1983-10-12 |
| NO830671L (no) | 1983-08-29 |
| NO158564C (no) | 1988-10-05 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| NO158564B (no) | Fremgangsmaate for aa fjerne hydrogensulfid, sulfider og mercaptaner fra en gasstroem. | |
| US4311680A (en) | Method for removal of sulfur compounds from a gas stream | |
| US4009251A (en) | Process for the removal of hydrogen sulfide from gaseous streams by catalytic oxidation of hydrogen sulfide to sulfur while inhibiting the formation of sulfur oxides | |
| US5961837A (en) | Process for treatment of industrial waste | |
| US5110480A (en) | On-line rejuvenation of spent absorbents | |
| US4331639A (en) | Process for removing SOx and NOx compounds from gas streams | |
| US8668887B2 (en) | In situ generation of polysulfide ions using elemental sulfur for improved corrosion control, cyanide management, mercury management, arsine management and performance and reliability of acid gas removal equipment | |
| US3932583A (en) | Method of removing hydrogen sulfide from a gas containing carbon dioxide | |
| US4462968A (en) | Finishing process for the removal of sulfur compounds from a gas stream | |
| NO161539B (no) | Fremgangsmaate for fjerning av hydrogensulfid fra gassblandinger. | |
| GB2037723A (en) | Solutions for the absorption of co2 and h2s | |
| HUT66869A (en) | Process for removal of hydrogensulphide from biogas | |
| US5281317A (en) | Electrodialytic water splitting process for removing SO2 from gases | |
| RU2542230C2 (ru) | Усовершенствованный окислительно-восстановительный раствор для обессеривания газа | |
| US8916117B2 (en) | Corrosion control in acid gas removal equipment by the situ generation of polysulfide ions | |
| CN101092574B (zh) | 催化裂化汽油固定床无液碱脱硫化氢方法 | |
| US5417946A (en) | Process for removing total reduced sulfur compounds from gaseous stream | |
| CA2932261A1 (en) | Improved corrosion control in acid gas removal equipment by the situ generation of polysulfide ions | |
| Saelee et al. | Removal of H2S in biogas from concentrated latex industry with iron (III) chelate in packed column | |
| RU2436620C1 (ru) | Способ очистки углеводородной продукции от кислых примесей | |
| KR20010023111A (ko) | 알칸올아민 장치의 부식 억제제 | |
| RU2053012C1 (ru) | Способ очистки газа от кислых компонентов | |
| JPH0691129A (ja) | 不飽和炭化水素含有ガス中の水銀の除去方法 | |
| US5979470A (en) | Method for on-line cleaning of sulfur deposits | |
| RU2182924C1 (ru) | Способ очистки нефти, газоконденсата от сероводорода и меркаптанов |