NO172977B - PROCEDURE FOR CATALYTIC REMOVAL OF HYDROGEN SULFIDE FROM LIQUID SULFUR AND MIXTURE FOR EXECUTION OF THE PROCEDURE - Google Patents
PROCEDURE FOR CATALYTIC REMOVAL OF HYDROGEN SULFIDE FROM LIQUID SULFUR AND MIXTURE FOR EXECUTION OF THE PROCEDURE Download PDFInfo
- Publication number
- NO172977B NO172977B NO881057A NO881057A NO172977B NO 172977 B NO172977 B NO 172977B NO 881057 A NO881057 A NO 881057A NO 881057 A NO881057 A NO 881057A NO 172977 B NO172977 B NO 172977B
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- sulfur
- catalytic system
- liquid sulfur
- heteroatoms
- liquid
- Prior art date
Links
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims description 122
- 239000007788 liquid Substances 0.000 title claims description 98
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 title claims description 92
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 title claims description 92
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims description 70
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 title claims description 47
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 35
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims description 13
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 title 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 37
- 239000005864 Sulphur Substances 0.000 claims description 30
- 238000009826 distribution Methods 0.000 claims description 19
- 125000005842 heteroatom Chemical group 0.000 claims description 19
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims description 10
- 150000002391 heterocyclic compounds Chemical class 0.000 claims description 10
- 125000004433 nitrogen atom Chemical group N* 0.000 claims description 9
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims description 8
- 238000003756 stirring Methods 0.000 claims description 8
- 125000003367 polycyclic group Chemical group 0.000 claims description 7
- SMWDFEZZVXVKRB-UHFFFAOYSA-N Quinoline Chemical compound N1=CC=CC2=CC=CC=C21 SMWDFEZZVXVKRB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- DZBUGLKDJFMEHC-UHFFFAOYSA-N acridine Chemical compound C1=CC=CC2=CC3=CC=CC=C3N=C21 DZBUGLKDJFMEHC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 125000000623 heterocyclic group Chemical group 0.000 claims description 6
- AWJUIBRHMBBTKR-UHFFFAOYSA-N isoquinoline Chemical compound C1=NC=CC2=CC=CC=C21 AWJUIBRHMBBTKR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 239000011261 inert gas Substances 0.000 claims description 5
- 125000002950 monocyclic group Chemical group 0.000 claims description 5
- 125000006615 aromatic heterocyclic group Chemical group 0.000 claims description 4
- RDOWQLZANAYVLL-UHFFFAOYSA-N phenanthridine Chemical compound C1=CC=C2C3=CC=CC=C3C=NC2=C1 RDOWQLZANAYVLL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 4
- VEPOHXYIFQMVHW-XOZOLZJESA-N 2,3-dihydroxybutanedioic acid (2S,3S)-3,4-dimethyl-2-phenylmorpholine Chemical compound OC(C(O)C(O)=O)C(O)=O.C[C@H]1[C@@H](OCCN1C)c1ccccc1 VEPOHXYIFQMVHW-XOZOLZJESA-N 0.000 claims description 3
- JEGZRTMZYUDVBF-UHFFFAOYSA-N Benz[a]acridine Chemical compound C1=CC=C2C3=CC4=CC=CC=C4N=C3C=CC2=C1 JEGZRTMZYUDVBF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical group [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- PCNDJXKNXGMECE-UHFFFAOYSA-N Phenazine Natural products C1=CC=CC2=NC3=CC=CC=C3N=C21 PCNDJXKNXGMECE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- WZJYKHNJTSNBHV-UHFFFAOYSA-N benzo[h]quinoline Chemical class C1=CN=C2C3=CC=CC=C3C=CC2=C1 WZJYKHNJTSNBHV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 238000009835 boiling Methods 0.000 claims description 3
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 claims description 3
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 3
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 3
- 150000005054 naphthyridines Chemical class 0.000 claims description 3
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 claims description 3
- 150000005041 phenanthrolines Chemical class 0.000 claims description 3
- JWVCLYRUEFBMGU-UHFFFAOYSA-N quinazoline Chemical compound N1=CN=CC2=CC=CC=C21 JWVCLYRUEFBMGU-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 125000001424 substituent group Chemical group 0.000 claims description 3
- 238000010907 mechanical stirring Methods 0.000 claims description 2
- QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N nitrogen group Chemical group [N] QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- -1 polycyclic heterocyclic compounds Chemical class 0.000 claims description 2
- XSCHRSMBECNVNS-UHFFFAOYSA-N quinoxaline Chemical compound N1=CC=NC2=CC=CC=C21 XSCHRSMBECNVNS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 4
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 2
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 claims 2
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims 2
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims 2
- 229920001021 polysulfide Polymers 0.000 claims 2
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims 1
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 15
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 10
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 9
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 description 7
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 5
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 4
- UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N Benzene Chemical compound C1=CC=CC=C1 UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000007792 addition Methods 0.000 description 3
- 238000013019 agitation Methods 0.000 description 3
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 3
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 3
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 3
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 3
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 3
- UCKMPCXJQFINFW-UHFFFAOYSA-N Sulphide Chemical compound [S-2] UCKMPCXJQFINFW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 2
- 230000008030 elimination Effects 0.000 description 2
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 description 2
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 description 2
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 2
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 2
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Chemical compound O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- OAICVXFJPJFONN-UHFFFAOYSA-N Phosphorus Chemical compound [P] OAICVXFJPJFONN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N Urea Chemical compound NC(N)=O XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 1
- 150000003863 ammonium salts Chemical class 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-M bisulphate group Chemical group S([O-])(O)(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000004202 carbamide Substances 0.000 description 1
- 238000004040 coloring Methods 0.000 description 1
- 238000007872 degassing Methods 0.000 description 1
- 238000007865 diluting Methods 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 238000011068 loading method Methods 0.000 description 1
- 238000002844 melting Methods 0.000 description 1
- 230000008018 melting Effects 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 229910017464 nitrogen compound Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000002830 nitrogen compounds Chemical class 0.000 description 1
- 150000002894 organic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000005192 partition Methods 0.000 description 1
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 1
- 229910052698 phosphorus Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011574 phosphorus Substances 0.000 description 1
- 238000010298 pulverizing process Methods 0.000 description 1
- 238000010926 purge Methods 0.000 description 1
- 150000003252 quinoxalines Chemical class 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 150000003463 sulfur Chemical class 0.000 description 1
- 150000003464 sulfur compounds Chemical class 0.000 description 1
- 150000004764 thiosulfuric acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 230000001988 toxicity Effects 0.000 description 1
- 231100000419 toxicity Toxicity 0.000 description 1
- 150000003672 ureas Chemical class 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
Description
Foreliggende oppfinnelse omhandler en fremgangsmåte av den art som er angitt i krav l's ingress, samt et katalytisk system som angitt i kravene 6-10. The present invention relates to a method of the kind stated in the preamble of claim 1, as well as a catalytic system as stated in claims 6-10.
Store mengder svovel blir dannet ved CLAUS metoden som omfatter å omsette hydrogensulfid fremskaffet f.eks. ved avsuring av naturgasser eller behandling av petroleums-produkter med svovel anhydrid dannet f.eks. ved forbrenning av H2S eller også ved forbrenning av svovel eller forskjellige svovelforbindelser og spesielt pyritter ifølge reaksj onsskj erna: Large amounts of sulfur are formed by the CLAUS method, which involves reacting hydrogen sulphide obtained e.g. during deacidification of natural gases or treatment of petroleum products with sulfur anhydride formed e.g. by burning H2S or also by burning sulfur or various sulfur compounds and especially pyrites according to the reaction nuclei:
En vesentlig mengde av svovel dannet ved CLAUS metoden blir transportert og lagret i flytende form i oppvarmede tanker etter transport i flytende form til anvendelsesstedene ved å bruke transportmetoder så som lastebeholdere, beholdere i båter, vogntanker eller også rørledninger som på passende måte er utstyrt med oppvarming som gjør det mulig at svovelen forblir i flytende tilstand under transporten. A significant amount of sulfur formed by the CLAUS method is transported and stored in liquid form in heated tanks after transport in liquid form to the places of use using transport methods such as cargo containers, containers in boats, tank cars or also pipelines that are suitably equipped with heating which enables the sulfur to remain in a liquid state during transport.
Det flytende svovel erholdt ved CLAUS-metoden inneholder alltid i oppløst form en liten mengde H2S og polyhydrogensulfid, også kalt sulfaner av formel H2SX hvor x represen-terer et tall lik eller over 2 hvor nevnte sulfaner lett dekomponerer, under tiden ved frigivelse av H2S. Gassfasen som ligger over det flytende svovel som befinner seg i lagringsbeholderen eller i beholderen anvendt for transport av dette, inneholder imidlertid en viss del H2S som på grunn av toksisiteten av denne gass og dennes tendens til spontan antennelse utløser farer ved laste- og losseoperasjoner av beholderne som brukes til transport av flytende svovel. The liquid sulfur obtained by the CLAUS method always contains in dissolved form a small amount of H2S and polyhydrogen sulphide, also called sulfanes of the formula H2SX where x represents a number equal to or above 2 where said sulfanes easily decompose, during the release of H2S. The gas phase that lies above the liquid sulfur in the storage container or in the container used for transporting it, however, contains a certain amount of H2S which, due to the toxicity of this gas and its tendency to spontaneously ignite, triggers hazards during loading and unloading operations of the containers which is used for the transport of liquid sulphur.
For at disse operasjoner skal foretas under tilfredsstillende sikkerhetsbetingelser for arbeiderne, underkastes generelt det flytende CLAUS-svovel før nevnte operasjoner en behandling kalt avgassingsbehandling, hvis formål er å senke mengden fritt H2S og sulfaner i nevnte flytende svovel til In order for these operations to be carried out under satisfactory safety conditions for the workers, the CLAUS liquid sulfur is generally subjected before said operations to a treatment called degassing treatment, the purpose of which is to lower the amount of free H2S and sulphanes in said liquid sulfur to
under en mengde som nesten ligger fast på 10 ppm. below an amount that is almost fixed at 10 ppm.
Den totale mengde H2S og sulfaner i det flytende CLAUS-svovel ligger generelt mellom 50 og 700 ppm og avhenger i hovedsak av H2S konsentrasjonen av gassfasen som ligger over det flytende svovel og av temperaturen for sistnevnte. De større mengder relativt fritt H2S og sulfaner oppløst i det flytende svovel avhenger også av dettes temperatur. The total amount of H2S and sulphanes in the CLAUS liquid sulfur is generally between 50 and 700 ppm and depends mainly on the H2S concentration of the gas phase above the liquid sulfur and on the temperature of the latter. The larger amounts of relatively free H2S and sulphanes dissolved in the liquid sulfur also depend on its temperature.
Eliminasjonsmetodene for det H2S som er tilstede i det flytende svovel i fri form og bundet form omfatter to faser nemlig en dekomponeringsfase av sulfanene som er mettet med H2S og svovel ifølge reaksjonen H2SX ^<H>2S + Sx_1# og en ekstraksjonsfase og/eller transformasjon in situ av svovel med fritt H2S og enkel oppløsning av lettere sulfaner. The elimination methods for the H2S present in the liquid sulfur in free and bound form comprise two phases, namely a decomposition phase of the sulfanes that are saturated with H2S and sulfur according to the reaction H2SX ^<H>2S + Sx_1# and an extraction phase and/or transformation in situ of sulfur with free H2S and easy dissolution of lighter sulfanes.
Dekomponeringen av sulfaner til H2S og svovel er en enkel reaksjon som impliserer at raskheten ved eliminering av H2S er begrenset til raskheten av dekomponeringsreaksjonen. The decomposition of sulfanes to H2S and sulfur is a simple reaction which implies that the rate of elimination of H2S is limited to the rate of the decomposition reaction.
Størstedelen av de foreslåtte fremgangsmåter for å eliminere det fri og bundne H2S som er inneholdt i oppløsning i det flytende svovel er, av en type hvor man innbefatter i det flytende svovel et katalytisk system dannet av en eller flere forbindelser som består av ammoniakk eller fri ammoniakkforbindelser eller også av forbindelser av en basisk karakte etter BRONSTEDT-metoden ved å lette dekomponeringen av sulfanene, hvor frigjort H2S som enkelt er oppløst blir ekstrahert fra det flytende svovel ved en hvilken som helst teknikk som tillater H2S som er fysisk oppløst å unnslippe det flytende svovel transformert in situ til svovel under virkning av en oksyderende gass. Spesielt i fremgangsmåten ifølge EP-B-0045636 er det beskrevet anvendelsen av et katalytisk system bestående av en forbindelse valgt blant organiske forbindelser av fosfor, urea, ureaderivater, ditionater, ditionitter, tiosulfater, bisulfater og bisulfitter. I fremgangsmåtene beskrevet i US patent 3 364 655, fransk patent 2 159 691 og US patent 4 131 437 anvendes ammoniakk som katalytisk system og det ekstraheres H2S frigitt ved dekomponering av sulfaner ved finfordeling av flytende svovel (US patent 3 364 655), ved stripping med en inert gass (fransk patent 2 159 691), eller ved vask av fritt svovel fra flytende svovel ved hjelp av en gass så som vanndamp, nitrogen, luft, gjenværende gass ved bruk av svovel (US patent 4 131 437) . Anvendelsen av et katalytisk system av ammoniakktype, ammoniumsalter, aminer eller andre nitrogenforbindelser er også foreslått i fransk patent 2 185 587 og US patent 3 447 903 med transformasjon in situ av svovel til H2S frigitt ved dekomponering av sulfaner under virkning av en oksyderende gass, nemlig gass 1 første tilfelle og S02 i det andre tilfelle, injisert i det flytende svovel. The majority of the proposed methods for eliminating the free and bound H2S contained in solution in the liquid sulfur are of a type where one includes in the liquid sulfur a catalytic system formed by one or more compounds consisting of ammonia or free ammonia compounds or also of compounds of a basic character according to the BRONSTEDT method by facilitating the decomposition of the sulfanes, where liberated H2S that is simply dissolved is extracted from the liquid sulfur by any technique that allows H2S that is physically dissolved to escape from the liquid sulfur transformed in situ to sulfur under the action of an oxidizing gas. In particular, the method according to EP-B-0045636 describes the use of a catalytic system consisting of a compound selected from organic compounds of phosphorus, urea, urea derivatives, dithionates, dithionites, thiosulphates, bisulphates and bisulphites. In the methods described in US patent 3 364 655, French patent 2 159 691 and US patent 4 131 437, ammonia is used as a catalytic system and H2S released by the decomposition of sulphanes is extracted by fine distribution of liquid sulfur (US patent 3 364 655), by stripping with an inert gas (French patent 2,159,691), or by washing free sulfur from liquid sulfur using a gas such as water vapor, nitrogen, air, residual gas using sulfur (US patent 4,131,437). The use of a catalytic system of the ammonia type, ammonium salts, amines or other nitrogen compounds is also proposed in French patent 2,185,587 and US patent 3,447,903 with the in situ transformation of sulfur to H2S released by the decomposition of sulfanes under the action of an oxidizing gas, namely gas 1 in the first case and S02 in the second case, injected into the liquid sulphur.
De ovennevnte fremgangsmåter har den ulempe at de har en dårlig kinetikk, at de hindrer i vesentlig grad en direkte og kontinuerlig utføring av dannede svovelenheter. I slike fremgangsmåter tar det faktisk flere timer, f.eks. minst 2 1/2 time når man bruker et katalytisk system dannet av forbindelser såsom angitt i EP-B-0045636 eller også minst 5 til 8 timer når man anvender ammoniakk som katalytisk system for å erholde et flytende svovel som inneholder fritt H2S og sulfaner i en mengde mindre enn en i praksis fastlagt nedre grense. The above-mentioned methods have the disadvantage that they have poor kinetics, that they substantially prevent a direct and continuous release of formed sulfur units. In such methods it actually takes several hours, e.g. at least 2 1/2 hours when using a catalytic system formed from compounds as indicated in EP-B-0045636 or also at least 5 to 8 hours when using ammonia as a catalytic system to obtain a liquid sulfur containing free H 2 S and sulfanes in an amount less than a lower limit determined in practice.
Det er nå funnet at ved å bruke et slikt spesielt basisk katalytisk system for å forbedre effektiviteten kan man senke den totale H2S-mengde, dvs. mengden fritt H2S totalt i det flytende svovel, til under en terskel på 10 ppm med behandlingstider meget kortere enn de som er nødvendige i fremgangsmåten som er nevnt ovenfor for å komme fram til dette resultat. Dessuten kan nevnte spesielle katalysator i tillegg bli brukt enkelt, og den fører ikke til farging av det behandlede svovel eller dannelse av avleiringer. It has now been found that by using such a special basic catalytic system to improve efficiency, one can lower the total H2S amount, i.e. the total amount of free H2S in the liquid sulphur, to below a threshold of 10 ppm with treatment times much shorter than those necessary in the procedure mentioned above to arrive at this result. Moreover, said special catalyst can additionally be used easily, and it does not lead to coloring of the treated sulfur or the formation of deposits.
Foreliggende oppfinnelse har således som mål en fremgangsmåte for rask fjerning av H2S som er tilstede oppløst i flytende svovel, eller som oppløst polyhydrogensulfid, ved at man i det flytende svovel innfører et katalytisk system som inneholder en eller flere forbindelser med basisk karakter og hvor man opprettholder det hele under passende betingelser for å føre hydrogensulfidet ut av det flytende svovel og som er karakterisert ved at nevnte katalytiske system omfatter en eller flere forbindelser valgt blant heterocykliske, monocykliske eller polycykliske forbindelser som inneholder én eller flere heteroatomer bestående av nitrogenatomer og eventuelt én eller flere andre heteroatomer, spesielt svovel og/eller oksygen, og som er opp-løselige og stabile i det flytende svovel ved behandlingstemperaturene og som dessuten har et kokepunkt over 200°C ved atmosfærisk trykk. The present invention thus aims at a method for the rapid removal of H2S which is present dissolved in liquid sulphur, or as dissolved polyhydrogen sulphide, by introducing a catalytic system into the liquid sulphur, which contains one or more compounds of a basic nature and where one maintains the whole under suitable conditions to lead the hydrogen sulphide out of the liquid sulfur and which is characterized in that said catalytic system comprises one or more compounds selected from heterocyclic, monocyclic or polycyclic compounds containing one or more heteroatoms consisting of nitrogen atoms and optionally one or more other heteroatoms, especially sulfur and/or oxygen, and which are soluble and stable in the liquid sulfur at the treatment temperatures and which also have a boiling point above 200°C at atmospheric pressure.
Fremgangsmåten er således særpreget ved det som er angitt i krav l's karakteriserende del, ytterligere trekk fremgår av kravene 2-5. The method is thus characterized by what is stated in claim 1's characterizing part, further features appear in claims 2-5.
Fordelaktig er de nevnte heterocykliske monocykliske eller polycykliske forbindelser, forbindelser med aromatisk heterocyklisk karakter dvs. at de inneholder minst én ring av benzentype som ikke inneholder substituenter i ringen. Advantageously, the mentioned heterocyclic monocyclic or polycyclic compounds are compounds with an aromatic heterocyclic character, i.e. they contain at least one ring of the benzene type which does not contain substituents in the ring.
De heterocykliske forbindelser som danner det katalytiske The heterocyclic compounds that form the catalytic
system ifølge oppfinnelsen og som omfatter flere hereoatomer inneholdende minst ett nitrogenatom eller bare nitrogenatomer, er fortrinnsvis valgt blant polycykliske, heterocykliske og spesielt blant aromatiske heterocykliske forbindelser med kondensert kjerne som har nevnte heteroatomer, og hvori system according to the invention and which comprises several heteroatoms containing at least one nitrogen atom or only nitrogen atoms, is preferably selected from among polycyclic, heterocyclic and especially from aromatic heterocyclic compounds with a condensed core that have said heteroatoms, and in which
slike heteroatomer er fordelt i ringene på en slik måte at de har minst ett heteroatom pr. ring. For slike heterocykliske forbindelser er det fordelaktig at to nitrogenheteroatomer ligger ved siden av hverandre, hvor hver er i en forskjellig ring og er adskilt av en karbonkjede med ikke mer enn tre karbonatomer. such heteroatoms are distributed in the rings in such a way that they have at least one heteroatom per ring. For such heterocyclic compounds, it is advantageous for two nitrogen heteroatoms to lie next to each other, each in a different ring and separated by a carbon chain of no more than three carbon atoms.
Eksempler på heterocykliske forbindelser som kan brukes ifølge oppfinnelsen for å utgjøre det katalytiske system innført i det flytende svovel, er slike som kinolin, isokinolin, benzokinoliner, akridin, benzakridin, kinoksa-liner, kinazolin, fenazin, fenantridin, fenantroliner, naftyridiner, bipyridyler. Examples of heterocyclic compounds that can be used according to the invention to make up the catalytic system introduced in the liquid sulphur, are such as quinoline, isoquinoline, benzoquinolines, acridine, benzacridine, quinoxalines, quinazoline, phenazine, phenanthridine, phenanthrolines, naphthyridines, bipyridyls.
Mengden av det katalytiske system tilført det flytende svovel bør være av en slik at den er tilstrekkelig for å erholde en rask og tilfredsstillende fjerning av H2S og for det andre ikke være så stor at den øker askemengden i det flytende svovel. Fordelaktig ligger mengden av det katalytiske system tilført det flytende svovel mellom 5 og 120 ppm regnet på vekten av svovel. The amount of the catalytic system added to the liquid sulfur should be such that it is sufficient to obtain a rapid and satisfactory removal of H2S and, secondly, not be so large as to increase the amount of ash in the liquid sulfur. Advantageously, the amount of the catalytic system added to the liquid sulfur is between 5 and 120 ppm calculated on the weight of sulphur.
Temperaturene anvendt ved utførelse av fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen kan variere meget over smeltepunktet for svovel og kan f.eks. ligge mellom 125°C og 180°C. Foretrukket ligger temperaturene mellom 130°C og 165"C. The temperatures used when carrying out the method according to the invention can vary greatly above the melting point of sulfur and can e.g. be between 125°C and 180°C. The temperatures are preferably between 130°C and 165°C.
Fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen kan utføres under betingelser som sikrer en fordeling så homogen som mulig av det katalytiske system i den flytende svovelmasse og som dessuten tillater å fjerne frigjort hydrogensulfid fra dekomponeringen av sulfaner som er tilstede i oppløst form i det flytende svovel. For å oppnå dette kan man underkaste det flytende svovel inneholdende det katalytiske system en omrøring ved hjelp av ethvert passende mekanisk omrørings-system hvor frigjort H2S unnslipper naturlig fra den flytende svovelmasse. Man kan også utføre omrøringe av det flytende svovel og frigjøring av H2S inneholdt i dette ved stripping ved hjelp av en gass som er inert under dea anvendte temperaturbetingelser, hvor nevnte strippegass spesielt kan være nitrogen, C02, luft, vanndamp, gjenværende gass ved fremstilling av svovel eller blandinger av disse gasser. Man kan likeledes fremskaffe omrøring av det flytende svovel inneholdende det katalytiske system og fjerning av frigjort H2S ved å underkaste det flytende svovel en finfordeling som beskrevet f.eks. i US 3 364 655. Om nødvendig kan man dessuten arbeide ved å utnytte en kombinasjon av disse forskjellige omrøringsmetoder for det flytende svovel og fjerning av frigjort H2S. The method according to the invention can be carried out under conditions which ensure a distribution as homogeneous as possible of the catalytic system in the liquid sulfur mass and which also allow the removal of released hydrogen sulphide from the decomposition of sulphanes which are present in dissolved form in the liquid sulphur. To achieve this, one can subject the liquid sulfur containing the catalytic system to agitation using any suitable mechanical agitation system where liberated H2S escapes naturally from the liquid sulfur mass. It is also possible to stir the liquid sulfur and release the H2S contained therein by stripping using a gas which is inert under the temperature conditions used, where said stripping gas can in particular be nitrogen, C02, air, water vapour, residual gas in the production of sulfur or mixtures of these gases. One can likewise provide stirring of the liquid sulfur containing the catalytic system and removal of liberated H2S by subjecting the liquid sulfur to a fine distribution as described e.g. in US 3,364,655. If necessary, one can also work by utilizing a combination of these different stirring methods for the liquid sulfur and removal of released H2S.
Behandlingen av det flytende svovel innbefatter den ene eller den andre omrøringsmetode eller en kombinasjon av de tidligere angitte omrøringsmetoder, og utføres generelt i en oppvarmet beholder, f.eks. en digel eller et reservoar av metall i hvilket nevnte flytende svovel lagres, og det er anbefalt å utføre en rensing av rommet som ligger over den fri overflate av det flytende svovel ved hjelp av en inert gass, såsom C02, nitrogen, luft, gjenværende gass fra fremstillingen av CLAUS-svovel, for å utføre H2S generelt til en forbrenningssone og også hjelpe til med å fjerne oppløst H2S som er frigjort ved dekomponering av sulfaner, fra det flytende svovel. Når nevnte rensing utføres ved hjelp av en gjenværende gass fra fremstillingen av svovel, dvs. med en gass inneholdende også en liten mengde H2S, må denne mengde kontrolleres f.eks. ved fortynning av gassen med en inert gass, slik at H2S-innholdet ved driftstemperaturen ikke er større enn mengden av H2S-gass i likevekt med mengden H2S som man tolererer i det flytende svovel. The treatment of the liquid sulfur includes one or the other stirring method or a combination of the previously indicated stirring methods, and is generally carried out in a heated container, e.g. a crucible or a reservoir of metal in which said liquid sulfur is stored, and it is recommended to carry out a purification of the space above the free surface of the liquid sulfur by means of an inert gas, such as C02, nitrogen, air, residual gas from the manufacture of CLAUS sulphur, to conduct H2S generally to a combustion zone and also to help remove dissolved H2S released by the decomposition of sulphanes from the liquid sulphur. When said purification is carried out with the help of a residual gas from the production of sulphur, i.e. with a gas also containing a small amount of H2S, this amount must be controlled, e.g. by diluting the gas with an inert gas, so that the H2S content at the operating temperature is not greater than the amount of H2S gas in equilibrium with the amount of H2S that is tolerated in the liquid sulphur.
Tilsetningen av det katalytiske system til det flytende svovel kan utføres på én gang ved begynnelsen av driften eller ved tilsetninger gjennom hele driften. Når fjerning av H2S omfatter en mekanisk omrøring av det flytende svovel i beholderen, digelen eller metallreservoaret i hvilket det er lagret, kan det katalytiske system tilsettes i innmat-ningen av flytende svovel til beholderen som brukes for behandlingen. Dersom stripping anvendes for å fjerne H2S fra det flytende svovel, kan det katalytiske system tilføres i strippegassen og/eller tilføres i det flytende svovel dom innmates til behandlingsbeholderen. I det tilfellet hvor man utfører en finfordeling av det flytende svovel, omfatter en slik finfordeling generelt innføring av flytende svovel til en dyse for finfordeling ved hjelp av en pumpe omfattende et tilførselsrør som er innført i det flytende svovel, slik at det katalytiske system kan injiseres under trykk. The addition of the catalytic system to the liquid sulfur can be carried out all at once at the beginning of the operation or by additions throughout the operation. When removal of H2S involves mechanical agitation of the liquid sulfur in the vessel, crucible or metal reservoir in which it is stored, the catalytic system can be added to the liquid sulfur feed to the vessel used for the treatment. If stripping is used to remove H2S from the liquid sulphur, the catalytic system can be fed into the stripping gas and/or fed into the liquid sulfur as it is fed into the treatment vessel. In the case where a fine distribution of the liquid sulfur is carried out, such fine distribution generally comprises the introduction of liquid sulfur into a nozzle for fine distribution by means of a pump comprising a supply pipe which is introduced into the liquid sulphur, so that the catalytic system can be injected under pressure.
Fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen kan utføres diskontinuerlig eller kontinuerlig. The method according to the invention can be carried out discontinuously or continuously.
Figurene 1 og 2 i de medfølgende tegninger viser skjematisk to anvendelige anordninger for utførelse av fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen. Figures 1 and 2 in the accompanying drawings schematically show two applicable devices for carrying out the method according to the invention.
En diskontinuerlig utførelsesform av fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen med finfordeling av flytende svovel inneholdende det katalytiske system kan utføres f.eks. som vist i figur 1. I henhold til figur 1 utføres fremgangsmåten ved å arbeide i en oppvarmet innelukket beholder 1 spesielt en digel eller et metallisk reservoar oppdelt i to rom, et første rom 2 med mindre volum og et andre rom 3 med større volum, ved hjelp av en skillevegg 4 åpen i øvre del. Det første rom 2 fylles helt og det flytende svovel tillates å strømme fra første til andre rom 3. Bunnen 5 av første rom er hevet i forhold til bunnen 6 av andre rom 3. Kammeret er forsynt med en ledning 7 for rensegass som føres inn i første kammer over det hele nivå og et utløp 8 for rensegass er anbragt i øvre del av andre rom. I tillegg er første rom utstyrt med en ledning 9 for tilførsel av flytende svovel, hvilken ledning har en sidegren 10 for tilsetning av det katalytiske system. En røranordning 11 er anordnet i det første rom, og det andre rom er utstyrt med et finfor-delingssystem 12 omfattende en pumpe 13, hvis sugeledning 14 er anbragt neddykket i det flytende svovel og tilbakestrøm-ningen 15 er tilkoblet en dyse 16 for finfordeling anbragt i det andre rom 3 over den fri overflate 17 av det flytende svovel. A discontinuous embodiment of the method according to the invention with fine distribution of liquid sulfur containing the catalytic system can be carried out, e.g. as shown in Figure 1. According to Figure 1, the method is carried out by working in a heated enclosed container 1, in particular a crucible or a metallic reservoir divided into two rooms, a first room 2 with a smaller volume and a second room 3 with a larger volume, by means of a dividing wall 4 open in the upper part. The first chamber 2 is completely filled and the liquid sulfur is allowed to flow from the first to the second chamber 3. The bottom 5 of the first chamber is raised in relation to the bottom 6 of the second chamber 3. The chamber is provided with a line 7 for cleaning gas which is fed into first chamber above the entire level and an outlet 8 for cleaning gas is placed in the upper part of the second room. In addition, the first room is equipped with a line 9 for supplying liquid sulphur, which line has a side branch 10 for adding the catalytic system. A pipe device 11 is arranged in the first room, and the second room is equipped with a fine distribution system 12 comprising a pump 13, the suction line 14 of which is placed immersed in the liquid sulfur and the return flow 15 is connected to a nozzle 16 for fine distribution placed in the second space 3 above the free surface 17 of the liquid sulphur.
I en slik utførelsesform blir det flytende svovel inneholdende det katalytiske system underkastet kraftig omrøring i første kammer 2, hvorved det oppnås en homogen fordeling av nevnte katalytiske system i det flytende svovel i nevnte rom for å initiere dekomponeringsreaksjonen av sulfanene. Blandingen av det flytende svovel og det katalytiske system strømmer over delen del 4 inn i andre rom 3, i hvilket blandingen føres til en finfordeling. Det H2S som unnslipper fra den flytende svovelmassen inneholdt i de to rom, føres ut ved sirkulering av rensegass, f.eks. en residiumsgass ved fremstilling av CLAUS-svovel, og føres med denne gass til en forbrenningssone. In such an embodiment, the liquid sulfur containing the catalytic system is subjected to vigorous stirring in first chamber 2, whereby a homogeneous distribution of said catalytic system is achieved in the liquid sulfur in said room to initiate the decomposition reaction of the sulfanes. The mixture of the liquid sulfur and the catalytic system flows over part part 4 into second room 3, in which the mixture is carried to a fine distribution. The H2S that escapes from the liquid sulfur mass contained in the two rooms is carried out by circulating cleaning gas, e.g. a residue gas in the production of CLAUS sulphur, and is fed with this gas to a combustion zone.
En kontinuerlig utførelsesform av fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen med finfordeling av det flytende svovel inneholdende det katalytiske system kan utføres f.eks. som vist i figur 2 ved å arbeide inne i en lukket oppvarmet beholder 20, f.eks. en oppvarmet metallbeholder oppdelt i minst tre påfølgende kammere med et innløpskammer 21, ett eller flere mellomliggende kammere 31 og et utføringskammer 41, oppdelt ved hjelp av vertikale parallelle skillevegger 22 og 32 som er åpne i nedre del for å fremskaffe en strømningsforbindelse mellom kamrene og hvor høyden er mindre enn beholderens, slik at de eventuelt kan fungere som overløp for det flytende svovel. Rommet for innføring 21 er i den ene del utstyrt med en tilføringsledning 23 for flytende svovel med en sideledning 24 for tilføring av det katalytiske system og i sin øvre del med uttak 25 for en rensegass, samt utstyrt med et mekanisk omrøringssystem 26. I tillegg er det i hvert av de mellomliggende rom 31 og utgangen 41 anordnet finfordelingsgssystemer 33 og 43, omfattende en pumpe 34 og 44 ført i sin ene del til en sugeledning 35 og 45 anordnet for nedføring i det flytende svovel i partiet under det angjeldende rom og med returled-ninger 37 og 47 anordnet i nevnte rom, anbragt i den delen av rommet som ligger over den fri overflate 30 av det flytende svovel. I tillegg er utgangsrommet 41 forsynt med en ledning 48 for rensegass anbragt over den fri overflate 30 av det flytende svovel, og pumpen til finfordelingssy-stemet som ligger inne i nevnte utføringsrom, er forsynt med en sideledning 49 for utføring av det behandlede flytende svovel. A continuous embodiment of the method according to the invention with fine distribution of the liquid sulfur containing the catalytic system can be carried out, e.g. as shown in Figure 2 by working inside a closed heated container 20, e.g. a heated metal container divided into at least three consecutive chambers with an inlet chamber 21, one or more intermediate chambers 31 and an outlet chamber 41, divided by means of vertical parallel partitions 22 and 32 which are open in the lower part to provide a flow connection between the chambers and where the height is less than that of the container, so that they can possibly function as an overflow for the liquid sulphur. The room for introduction 21 is equipped in one part with a supply line 23 for liquid sulfur with a side line 24 for supplying the catalytic system and in its upper part with an outlet 25 for a cleaning gas, as well as equipped with a mechanical stirring system 26. In addition, fine distribution systems 33 and 43 are arranged in each of the intermediate rooms 31 and the exit 41, comprising a pump 34 and 44 led in one part to a suction line 35 and 45 arranged for lowering into the liquid sulfur in the section below the room in question and with a return link -nings 37 and 47 arranged in said space, located in the part of the space that lies above the free surface 30 of the liquid sulphur. In addition, the outlet space 41 is provided with a line 48 for cleaning gas placed over the free surface 30 of the liquid sulphur, and the pump for the fine distribution system located inside said discharge room is provided with a side line 49 for discharge of the treated liquid sulphur.
I en slik utførelsesform kommer det flytende svovel med det katalytiske system til innføringsrom 21, hvor det får en kraftig omrøring for å gi en homogen fordeling av det katalytiske system i det flytende svovel og initiere dekomponeringsreaksjonen av sulfanene, for å blande det flytende svovel og det katalytiske system som suksessivt og kontinuerlig strømmer i det eller de mellomliggende rom 31 og deretter til utføringsrom 41, i hvert av hvilke blandingen underkastes en finfordeling. H2S som unnslipper fra det flytende svovel inneholdt i de forskjellige rom, fjernes kontinuerlig fra beholderen i blanding med rensegassen, f.eks. en residiumsgass erholdt ved fremstilling av CLAUS-svovel, som injiseres i utgangsrom 41 og sirkulerer over den fri overflate 30 av det flytende svovel og deretter føres fra beholderen via utløpet 25 i inngangsrommet 21, hvoretter rensegassen som inneholder H2S blir ført til en forbrenningssone. Det behandlede flytende svovel trekkes ut kontinuerlig via ledningen 49 montert på pumpen 44 til pulveri-ser ingssystemet 43 som ligger i utføringsrommet 41 av beholderen 20. In such an embodiment, the liquid sulfur comes with the catalytic system to the introduction chamber 21, where it receives a vigorous stirring to give a homogeneous distribution of the catalytic system in the liquid sulfur and initiate the decomposition reaction of the sulfanes, to mix the liquid sulfur and the catalytic system which successively and continuously flows into the intermediate space or spaces 31 and then to the discharge space 41, in each of which the mixture is subjected to a fine distribution. H2S that escapes from the liquid sulfur contained in the various compartments is continuously removed from the container in mixture with the purge gas, e.g. a residue gas obtained during the production of CLAUS sulphur, which is injected into the exit chamber 41 and circulates over the free surface 30 of the liquid sulfur and is then led from the container via the outlet 25 in the entrance chamber 21, after which the cleaning gas containing H2S is led to a combustion zone. The treated liquid sulfur is extracted continuously via the line 49 mounted on the pump 44 to the pulverizing system 43 located in the discharge space 41 of the container 20.
Som en variant kan virkningen av finfordelingen av blandingen av flytende svovel og katalytisk system i den diskon-tinuerlige utførelsesform beskrevet eller en hvor finfordel-ingsoperasjonene utføres i en kontinuerlig utførelsesform, erstattes av en strippeoperasjon for H2S ved hjelp av en inert gass injisert kontinuerlig i det flytende svovel i den eller de respektivee rom av behandlingsbeholderen. As a variant, the effect of the fine distribution of the mixture of liquid sulfur and catalytic system in the discontinuous embodiment described or one where the fine distribution operations are carried out in a continuous embodiment, can be replaced by a stripping operation for H 2 S by means of an inert gas injected continuously into the liquid sulfur in the respective compartment(s) of the treatment vessel.
Videre, i anordningen ifølge figur 1 kan rommet 2 være utelatt, og det flytende svovel med det katalytiske system kan innføres direkte i rommet 3 som således danner det eneste rom i beholderen. Furthermore, in the device according to Figure 1, space 2 can be omitted, and the liquid sulfur with the catalytic system can be introduced directly into space 3, which thus forms the only space in the container.
Oppfinnelsen illustreres ved de følgende eksempler. The invention is illustrated by the following examples.
EKSEMPEL 1- 11 EXAMPLE 1-11
I disse eksempler utfores fjerningen av H2S kontinuerlig fra det flytende svovel ved anvendelse av en enhet CLAUS-svovel og ved å arbeide i nærvær av ammoniakk som katalytisk system (sammenligningseksempel 1 nedenfor), samt ifølge oppfinnelsen. In these examples, the removal of H2S is carried out continuously from the liquid sulfur using a unit of CLAUS sulfur and by working in the presence of ammonia as a catalytic system (comparative example 1 below), as well as according to the invention.
Man arbeider i en glassbeholder holdt ved konstant temperatur i et termostatregulert oljebad. Beholderen er utstyrt med et første rør med et nedføringsrør av glass for til-føring av strippegass og med et andre glassrør for tilføring av en rensegass, idet enden av røret er anbragt ca. 2 cm over den frie overflate av den flytende svovel, samt et tredje rør som tillater injeksjon av katalysator og også uttak av prøver av flytende svovelprøver, hvor nevnte beholder dessuten har et utløp for gass forlenget via en utførselsledning til et oppsamlingssystem for H2S. You work in a glass container kept at a constant temperature in a thermostatically controlled oil bath. The container is equipped with a first pipe with a glass downpipe for the supply of stripping gas and with a second glass pipe for the supply of a cleaning gas, the end of the pipe being placed approx. 2 cm above the free surface of the liquid sulphur, as well as a third pipe which allows the injection of catalyst and also the withdrawal of samples of liquid sulphur, where said container also has an outlet for gas extended via an outlet line to a collection system for H2S.
I beholderen innføres 1 kg flytende svovel, fjernet fra utgangen av en kondensator for svovelenheten, og dette svovel holdes ved en temperatur. Utfra det foreliggende som starttid innfører man i beholderen for det første via nedføringstuben 100 l/t av en strippegass av nitrogen (eksempel 1, 7 og 5) eller luft (de andre eksempler) og for det andre via renserøret 120 l/t av luft som rensegass, og man trekker ut via den passende rørledning 220 l/t av en gasseffluent som man fører mot oppbevaringssystemet for H2S. Ved bestemte intervaller trekker man ut deler av det flytende svovel og måler de H2S og de sulfaner som enda er inneholdt i dette ved iodometri eller argentimetri. Ekvivalenspunktet for reaksjonen påvises potensiometrisk ved påsatt spenning ved å bruke bimetalliske elektroder. Into the container is introduced 1 kg of liquid sulphur, removed from the outlet of a condenser for the sulfur unit, and this sulfur is kept at a temperature. Based on the present as the starting time, firstly via the downpipe 100 l/h of a stripping gas of nitrogen (examples 1, 7 and 5) or air (the other examples) and secondly via the cleaning pipe 120 l/h of air are introduced into the container as cleaning gas, and 220 l/h of a gas effluent is extracted via the appropriate pipeline, which is led to the storage system for H2S. At certain intervals, parts of the liquid sulfur are extracted and the H2S and sulfanes still contained in this are measured by iodometry or argentimetry. The equivalence point for the reaction is detected potentiometrically at an applied voltage using bimetallic electrodes.
Resultatet av doseringen betegnet med "totalt H2S" represen-terer summen av innholdet i det flytende svovel av hen-holdsvis fritt H2S og H2S bundet i form av sulfaner. The result of the dosage denoted by "total H2S" represents the sum of the content in the liquid sulfur of respectively free H2S and H2S bound in the form of sulphanes.
I nedenstående eksempel 1 har man utført to injeksjoner på 25 ppm ammoniakk i det flytende svovel ved tilsetning av en strippegass med den første ved starttiden og den andre etter 1 time. I de andre eksempler ble det katalytiske system tilført kontinuerlig til beholderen ved det valgte startpunkt i form av en oppløsning i en liten mengde flytende svovel, idet denne tilsetning ble foretatt via uttaksrøret for prøver av flytende svovel. In Example 1 below, two injections of 25 ppm ammonia into the liquid sulfur have been carried out by adding a stripping gas with the first at the start time and the second after 1 hour. In the other examples, the catalytic system was added continuously to the container at the chosen starting point in the form of a solution in a small amount of liquid sulphur, this addition being made via the withdrawal pipe for samples of liquid sulphur.
Driftsbetingelsene som er spesifikke for de forskjellige eksempler og de erholdte resultater er gjengitt i tabell 1. Sammenligning mellom resultatene fra eksemplene 2 til 11 med' dem fra sammenligningseksempel 1 viser effektiviteten av det katalytiske system ifølge oppfinnelsen som gjør det mulig å oppnå mengder av totalt H2S i det flytende svovel som ligger, under 10 ppm etter en varighet for behandling som er vesentlig kortere enn det som er nødvendig ved anvendelse av en vanlig basisk katalysator, såsom ammoniakk. The operating conditions specific to the various examples and the results obtained are reproduced in table 1. Comparison between the results from examples 2 to 11 with those from comparative example 1 shows the effectiveness of the catalytic system according to the invention which makes it possible to obtain amounts of total H2S in the liquid sulfur which lies, below 10 ppm after a duration of treatment which is substantially shorter than that required by the use of a common basic catalyst, such as ammonia.
Claims (10)
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| FR8610062A FR2601350B1 (en) | 1986-07-10 | 1986-07-10 | PROCESS FOR THE RAPID REMOVAL OF SULFURATED HYDROGEN CONTAINED IN LIQUID SULFUR AND CATALYST SYSTEM FOR USE IN ITS IMPLEMENTATION |
| PCT/FR1987/000269 WO1988000571A1 (en) | 1986-07-10 | 1987-07-08 | Catalytic removal of hydrogen sulphides from liquid sulphur |
Publications (4)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO881057D0 NO881057D0 (en) | 1988-03-09 |
| NO881057L NO881057L (en) | 1988-05-10 |
| NO172977B true NO172977B (en) | 1993-06-28 |
| NO172977C NO172977C (en) | 1993-10-06 |
Family
ID=26225386
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO881057A NO172977C (en) | 1986-07-10 | 1988-03-09 | PROCEDURE FOR CATALYTIC REMOVAL OF HYDROGEN SULPHIDE FROM LIQUID SULFUR AND MIXTURE FOR EXECUTION OF THE PROCEDURE |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| NO (1) | NO172977C (en) |
-
1988
- 1988-03-09 NO NO881057A patent/NO172977C/en not_active IP Right Cessation
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| NO881057L (en) | 1988-05-10 |
| NO172977C (en) | 1993-10-06 |
| NO881057D0 (en) | 1988-03-09 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| NO173271B (en) | PROCEDURE FOR CATALYTIC REMOVAL OF HYDROGEN SULPHIDE FROM LIQUID SULFUR AND MIXTURE FOR EXECUTION OF THE PROCEDURE | |
| KR100504768B1 (en) | Method and apparatus for degassing sulfur | |
| EP2550236B1 (en) | Device and method for condensing, separating, and storing liquid sulfur in a claus plant | |
| FI84338B (en) | KATALYTISK AVLAEGSNING AV SVAVELVAETE FRAON VAETSKEFORMIGT SVAVEL. | |
| NO157588B (en) | PROCEDURE FOR THE SWEETING OF A MERCAPTANEOUS ACID PETROLEUM DISTILLATOR USING AN OXIDATION CATALYST, A QUARTERLY AMMONIUM HALOGENIDE AND AN ALKALIMETAL HYDROXYD. | |
| US4033410A (en) | Monoethanolamine process for sulfur removal from circulating oil used in sour gas wells | |
| US20050260121A1 (en) | Method and apparatus for degassing liquid sulfur | |
| NL7908589A (en) | METHOD FOR THE EXTRACTION OF SULFUR. | |
| NO172977B (en) | PROCEDURE FOR CATALYTIC REMOVAL OF HYDROGEN SULFIDE FROM LIQUID SULFUR AND MIXTURE FOR EXECUTION OF THE PROCEDURE | |
| US6676918B2 (en) | Hydrogen sulfide removal from liquid sulfur | |
| US1931408A (en) | Washing of flue gases from combustion furnaces and the like | |
| US9617154B1 (en) | Superdegas—a process of integrating sulfur collection and degassing for zero emission | |
| EP0493173B1 (en) | Method for purification of white phosphorus | |
| US9050557B1 (en) | Scavenging and tailgas process | |
| JPH10165759A (en) | Refining method and apparatus for gas containing hydrogen sulfide and sulfur dioxide | |
| US1692756A (en) | Desulphurizing hydrocarbon oils | |
| US1851987A (en) | Treatment of waste waters | |
| CA2467947C (en) | Method and apparatus for degassing liquid sulfur | |
| NO793188L (en) | PROCEDURE FOR AA REMOVING HYDROGEN SULFIDE FROM GAS STREAMS | |
| BRPI0712686A2 (en) | propyl bromide separation and / or recovery | |
| NO861683L (en) | PROCEDURE FOR CLEANING LIQUID SULFUR. | |
| JPH0147401B2 (en) | ||
| PL24817B1 (en) | Method of hydrogenation of carbon materials. | |
| SE201339C1 (en) | ||
| CS253088B1 (en) | Method of acetylene purification from phosphine,arsine,ammonia and sulphur compounds |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MK1K | Patent expired |