NO320375B1 - Fremgangsmate for reduksjon av totalt svovelinnhold i en gass inneholdende hydrogensulfid og andre svovelkomponenter. - Google Patents
Fremgangsmate for reduksjon av totalt svovelinnhold i en gass inneholdende hydrogensulfid og andre svovelkomponenter. Download PDFInfo
- Publication number
- NO320375B1 NO320375B1 NO19990795A NO990795A NO320375B1 NO 320375 B1 NO320375 B1 NO 320375B1 NO 19990795 A NO19990795 A NO 19990795A NO 990795 A NO990795 A NO 990795A NO 320375 B1 NO320375 B1 NO 320375B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- catalyst
- gas
- hydrolysis
- alumina
- hydrogenation catalyst
- Prior art date
Links
- 239000007789 gas Substances 0.000 title claims description 82
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 60
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims description 44
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims description 36
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 title claims description 31
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 title claims description 31
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 title claims 3
- 230000008569 process Effects 0.000 title description 28
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 claims description 105
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 claims description 54
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 claims description 52
- 238000005984 hydrogenation reaction Methods 0.000 claims description 48
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 claims description 29
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims description 29
- JJWKPURADFRFRB-UHFFFAOYSA-N carbonyl sulfide Chemical compound O=C=S JJWKPURADFRFRB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 22
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N aluminium oxide Inorganic materials [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 15
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 13
- 239000011959 amorphous silica alumina Substances 0.000 claims description 11
- KDLHZDBZIXYQEI-UHFFFAOYSA-N Palladium Chemical compound [Pd] KDLHZDBZIXYQEI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- BASFCYQUMIYNBI-UHFFFAOYSA-N platinum Chemical compound [Pt] BASFCYQUMIYNBI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N Nickel Chemical compound [Ni] PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- GWEVSGVZZGPLCZ-UHFFFAOYSA-N Titan oxide Chemical compound O=[Ti]=O GWEVSGVZZGPLCZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- OGIDPMRJRNCKJF-UHFFFAOYSA-N titanium oxide Inorganic materials [Ti]=O OGIDPMRJRNCKJF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims description 5
- 229910052750 molybdenum Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 229910052759 nickel Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 229910052697 platinum Inorganic materials 0.000 claims description 3
- ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N Molybdenum Chemical compound [Mo] ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229910017052 cobalt Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000010941 cobalt Substances 0.000 claims description 2
- GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N cobalt atom Chemical compound [Co] GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 239000011733 molybdenum Substances 0.000 claims description 2
- 229910052763 palladium Inorganic materials 0.000 claims description 2
- WFKWXMTUELFFGS-UHFFFAOYSA-N tungsten Chemical compound [W] WFKWXMTUELFFGS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229910052721 tungsten Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000010937 tungsten Substances 0.000 claims description 2
- QGJOPFRUJISHPQ-UHFFFAOYSA-N Carbon disulfide Chemical compound S=C=S QGJOPFRUJISHPQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 26
- RAHZWNYVWXNFOC-UHFFFAOYSA-N Sulphur dioxide Chemical compound O=S=O RAHZWNYVWXNFOC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 23
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 17
- 229910002091 carbon monoxide Inorganic materials 0.000 description 17
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 15
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 14
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 13
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 13
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 12
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 11
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 8
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 8
- 238000006722 reduction reaction Methods 0.000 description 8
- 229910001868 water Inorganic materials 0.000 description 7
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 5
- -1 VIB metals Chemical class 0.000 description 4
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 4
- 230000010354 integration Effects 0.000 description 4
- 239000000047 product Substances 0.000 description 4
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 4
- 150000003464 sulfur compounds Chemical class 0.000 description 4
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 239000002250 absorbent Substances 0.000 description 3
- 230000002745 absorbent Effects 0.000 description 3
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 3
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 3
- 239000011230 binding agent Substances 0.000 description 3
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000013522 chelant Substances 0.000 description 3
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 3
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 3
- 229910052809 inorganic oxide Inorganic materials 0.000 description 3
- 238000011068 loading method Methods 0.000 description 3
- 229910021645 metal ion Inorganic materials 0.000 description 3
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 3
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- KCXVZYZYPLLWCC-UHFFFAOYSA-N EDTA Chemical compound OC(=O)CN(CC(O)=O)CCN(CC(O)=O)CC(O)=O KCXVZYZYPLLWCC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000004566 IR spectroscopy Methods 0.000 description 2
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910003294 NiMo Inorganic materials 0.000 description 2
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000003463 adsorbent Substances 0.000 description 2
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 150000007514 bases Chemical class 0.000 description 2
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 239000000470 constituent Substances 0.000 description 2
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 2
- LVTYICIALWPMFW-UHFFFAOYSA-N diisopropanolamine Chemical compound CC(O)CNCC(C)O LVTYICIALWPMFW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 2
- 238000004817 gas chromatography Methods 0.000 description 2
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 2
- 150000002431 hydrogen Chemical class 0.000 description 2
- 150000004679 hydroxides Chemical class 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- CRVGTESFCCXCTH-UHFFFAOYSA-N methyl diethanolamine Chemical compound OCCN(C)CCO CRVGTESFCCXCTH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 2
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 description 2
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 description 2
- HXJUTPCZVOIRIF-UHFFFAOYSA-N sulfolane Chemical compound O=S1(=O)CCCC1 HXJUTPCZVOIRIF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 2-Aminoethan-1-ol Chemical compound NCCO HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- MXRIRQGCELJRSN-UHFFFAOYSA-N O.O.O.[Al] Chemical compound O.O.O.[Al] MXRIRQGCELJRSN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910019142 PO4 Inorganic materials 0.000 description 1
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UCKMPCXJQFINFW-UHFFFAOYSA-N Sulphide Chemical compound [S-2] UCKMPCXJQFINFW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000005864 Sulphur Substances 0.000 description 1
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 1
- 238000003915 air pollution Methods 0.000 description 1
- 229910000272 alkali metal oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910000287 alkaline earth metal oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000001174 ascending effect Effects 0.000 description 1
- 239000006227 byproduct Substances 0.000 description 1
- AXCZMVOFGPJBDE-UHFFFAOYSA-L calcium dihydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[Ca+2] AXCZMVOFGPJBDE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000000920 calcium hydroxide Substances 0.000 description 1
- 235000011116 calcium hydroxide Nutrition 0.000 description 1
- 229910001861 calcium hydroxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 1
- 238000007084 catalytic combustion reaction Methods 0.000 description 1
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 description 1
- 238000010531 catalytic reduction reaction Methods 0.000 description 1
- 229910000420 cerium oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002738 chelating agent Substances 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 1
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 1
- 239000013078 crystal Substances 0.000 description 1
- 230000009849 deactivation Effects 0.000 description 1
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 1
- 239000012467 final product Substances 0.000 description 1
- 125000002887 hydroxy group Chemical group [H]O* 0.000 description 1
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 1
- VTHJTEIRLNZDEV-UHFFFAOYSA-L magnesium dihydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[Mg+2] VTHJTEIRLNZDEV-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000000347 magnesium hydroxide Substances 0.000 description 1
- 235000012254 magnesium hydroxide Nutrition 0.000 description 1
- 229910001862 magnesium hydroxide Inorganic materials 0.000 description 1
- QSHDDOUJBYECFT-UHFFFAOYSA-N mercury Chemical compound [Hg] QSHDDOUJBYECFT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052753 mercury Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 150000002825 nitriles Chemical class 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910000510 noble metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 description 1
- BMMGVYCKOGBVEV-UHFFFAOYSA-N oxo(oxoceriooxy)cerium Chemical compound [Ce]=O.O=[Ce]=O BMMGVYCKOGBVEV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- RVTZCBVAJQQJTK-UHFFFAOYSA-N oxygen(2-);zirconium(4+) Chemical compound [O-2].[O-2].[Zr+4] RVTZCBVAJQQJTK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-K phosphate Chemical compound [O-]P([O-])([O-])=O NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- 239000010452 phosphate Substances 0.000 description 1
- 239000006069 physical mixture Substances 0.000 description 1
- 238000002459 porosimetry Methods 0.000 description 1
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011591 potassium Substances 0.000 description 1
- 239000002243 precursor Substances 0.000 description 1
- 238000004886 process control Methods 0.000 description 1
- 239000011541 reaction mixture Substances 0.000 description 1
- 238000006479 redox reaction Methods 0.000 description 1
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 1
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 150000004763 sulfides Chemical class 0.000 description 1
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 description 1
- ILJSQTXMGCGYMG-UHFFFAOYSA-N triacetic acid Chemical compound CC(=O)CC(=O)CC(O)=O ILJSQTXMGCGYMG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002023 wood Substances 0.000 description 1
- 229910001928 zirconium oxide Inorganic materials 0.000 description 1
Classifications
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
- B01D53/34—Chemical or biological purification of waste gases
- B01D53/74—General processes for purification of waste gases; Apparatus or devices specially adapted therefor
- B01D53/86—Catalytic processes
-
- 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
- B01D53/74—General processes for purification of waste gases; Apparatus or devices specially adapted therefor
- B01D53/86—Catalytic processes
- B01D53/8603—Removing sulfur compounds
-
- 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
- B01D53/74—General processes for purification of waste gases; Apparatus or devices specially adapted therefor
- B01D53/86—Catalytic processes
- B01D53/8603—Removing sulfur compounds
- B01D53/8612—Hydrogen sulfide
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Biomedical Technology (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Catalysts (AREA)
- Exhaust Gas Treatment By Means Of Catalyst (AREA)
- Industrial Gases (AREA)
- Treating Waste Gases (AREA)
- Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Description
Den foreliggende oppfinnelse vedrører en fremgangsmåte for reduksjon av totalt svovelinnhold i en gass inneholdende hydrogensulfid og andre svovelkomponenter, for eksempel en avgass fra svovelgjenvinningsprosesser, slik som Claus-prosessen.
Gasser som inneholder vesentlige mengder hydrogen-ulfid (H2S) blir hensiktsmessig behandlet i en Claus-svovelgjenvinningsprosess. Den sure fødegass til en slik Claus-prosess inneholder vanligvis mer enn 80 volum% H2S, og stammer ofte i det minste delvis fra prosesser for hydroav-svovling. Hydroavsvovlingsprosesser er gassrenseprosesser hvor industrigasser, slike som raffinerigass, naturgass eller syntesegass, blir behandlet med hydrogen for å redusere innholdet av svovelbestanddeler, og det fås en H2S-holdig gass som et biprodukt. Slik det er vanlig kjent innen teknikken blir HjS ved Claus-prosessen først delvis forbrent for å danne svoveldioksid (S02) i en termisk sone, hvoretter det meste av det resterende HaS reageres med S02 i- én eller flere etter-følgende katalytiske soner, for å danne elementært svovel og vann. Claus-enheter kan vanligvis oppnå et utbytte for svovelgjenvinning (dvs. svovelutbytte i vekt% av svovelet til stede i den sure fødegass) på mellom 94 og 96 vekt%, hvilket impliserer at avgassen fra en Claus-enhet ennå inneholder noe H2S. Andre komponenter som normalt er til stede i en Claus-avgass er svoveldioksid, elementært svovel, mindre mengder karbonylsulfid (COS) og karbondisulfid (CS2) (heretter kol-lektivt betegnet som'"andre svovelforbindelser", men uten å ekskludere andre svovelforbindelser fra denne definisjon), hydrogen, nitrogen, vanndamp, karbondioksid (C02) og noe karbonmonoksid (CO). Claus-avgassen må følgelig underkastes en etterfølgende behandling for å redusere det totale svovelinnhold ytterligere. Den foreliggende oppfinnelse vedrører en forbedret fremgangsmåte for slik etterfølgende behandling.
En kjent metode for å redusere nivået av svovelkomponenter i en Claus-avgass er beskrevet i patentpublikasjon UK 1356289. Ifølge denne metode underkastes Claus-avgassen en katalytisk reduksjonsbehandling ved en temperatur over 175 ''C, ved bruk av en reduserende gass omfattende hydrogen og/eller karbonmonoksid, hvorved de andre svovelforbindelser til stede omdannes til H2S, hvorpå hovedmengden av H3S fjernes ved en absorpsjonsbehandling ved bruk av et egnet H2S-selektivt absorpsjonsløsemiddel. Katalysatoren benyttet for reduksjon av Claus-avgassen omfatter et gruppe VI metall og/eller et gruppe VIII metall båret på en uorganisk oksidbærer, og er vanligvis en NiMo/alumina- eller en CoMo/alumina-katalysator. Etter absorpsjonsbehandlingen regenereres absorpsjonsløsemidlet som inneholder hovedmengden av HjS. Det desorberte H2S som således oppnås returneres til Claus-svovelgjenvinningen, mens det regenererte løsemiddel gjenbrukes. Den sluttelige avgass fra absorpsjonsbehandlingen inneholder kun små mengder av H2S og frigjøres til atmosfæren, eventuelt etter en forbrenningsbe-handling for ytterligere å redusere innholdet av H2S ved å omdanne H3S til S02. For tiden blir slik forbrenning nesten alltid anvendt på grunn av de strengere krav til luftforuren-sning og lukt.
I reduksjonstrinnet i den kjente prosess er hoved-reaksj onene hydrogenering av CS3, S02 og Sx (x har verdi fra 1 til 8) til stede i Claus-avgassen, for å danne H2S og for hydrolyse av COS og CS2 for å danne H2S og C02. CO til stede i den reduserende gass kan hensiktsmessig reageres med vann for å danne C02 og H2, men CO som er til stede kan også reageres med S02, H2S og/eller Sx slik at det dannes COS, som helt klart er uønsket. Hydrogenering og hydrolyse finner følgelig sted i ett enkelt prosesstrinn ved bruk av en enkelt katalysator. Ved kommersiell drift er temperaturen i reduksjonstrinnet vanligvis mellom 280 og 330 °C. Disse høye temperaturer favoriserer faktisk de høye ratene for hydrogeneringsreaksjonene av S02 og Sx, slik at det sikres kvantitativ hydrogenering av S02 og Sx. Disse høye temperaturer forhindrer videre at elementært svovel kondenseres og adsorberes på katalysatorens aktive overflate, hvilket ville kunne bevirke alvorlig tilsmussing og derved hurtig deak-tivering av katalysatoren. Claus-avgassen har vanligvis en temperatur i området 13 0 til 200 °C, og må oppvarmes til den høye temperatur som benyttes, hvilket vanligvis utføres ved bruk av en brenner i prosesstrømmen. I en slik brenner kan
også en del av den reduserende gass bli dannet.
En ulempe med den høye temperatur anvendt i reduksjonstrinnet er at hydrolysen av COS til H2S og CO favoriseres ved lavere temperaturer. Det ville følgelig være fordelaktig dersom en lavere temperatur kunne benyttes i reduksjonstrinnet, fordi i et slikt tilfelle ville COS til stede mer kvantitativt hydrolyseres til HaS hvorved det fås lavere innhold av COS i den sluttelig produktgass. Samtidig bør imidlertid den lavere temperatur ikke resultere i senket omdannelse av CS2, S02 og Sx til H2S, samtidig som tilsmussing av katalysatoren på grunn av svovelkondensasjon og adsorpsjon også bør forhindres så langt som mulig. En ytterligere fordel med den lavere reaksjonstemperatur ville være at den kostbare brenner i prosesstrømmen for oppvarming av fødegassen til den nødvendige temperatur kunne byttes ut, for eksempel med en langt mindre kostbar varmeveksler. Fraværet av brenneren i prosesstrømmen ville også implisere at det ikke lenger er nødvendig med noe brensel, samtidig som det oppnås fordeler for styringen av prosessen. Ved eksisterende enheter vil brenneren i prosesstrømmen som allerede er til stede normalt ikke erstattes med en varmeveksler av kostnadsårsaker, men det vil være mulig å anvende en lavere driftstemperatur i reduksjonstrinnet, brenselforbruket i brenneren ville bli mindre, resulterende i reduserte driftskostnader. En ytterligere fordel med lavere driftstemperatur er at effektiv integrering med en Claus-enhet, nærmere bestemt en tretrinns Claus-enhet, ville bli mulig. Det vil innses at en slik integrasjon er meget gunstig ut fra økonomiske betraktninger av prosessen.
Problemet med en høy hydrogeneringsreaksjons-temperatur på den ene side og hydrolyse av COS som favoriseres ved lavere temperaturer på den andre side, ble også identifisert av John A Ray et al., se Oil & Gas Journal, 14. juli 1986, s. 54-57. I denne artikkel ble det beskrevet en totrinns-prosess for omdannelse av svovelforbindelser til stede i en avgass, omfattende et første hydrogeneringstrinn med bruk av en CoMo/alumina-katalysator og et andre hydrolyse tr inn for omdannelse av COS til H2S ved bruk av fremmet Cr/alumina-katalysator. Innløpstemperaturen til hydrogeneringsreaktoren er mellom 300 og 350 °C, hvilket derved krever bruk av en brenner i strømningen for oppvarming av avgassføden, samtidig som hydrolysetrinnet utøves ved 177 °C. Følgelig blir utløpsstrømmen fra hydrogeneringstrinnet avkjølt før ankomst til hydrolysereaktoren. I artikkelen beskrives det imidlertid også en prosesskonfigurasjon hvorved en splittet pålasting av CoMo/alumina-hydrogeneringskatalysator og fremmet Cr/alumina- hydrolysekatalysator blir benyttet i et volumforhold på 75/25, hvorved bruken av det mellomliggende avkjølingstrinn unngås. Totaltemperaturen benyttet ved denne konfigurasjon er 343 °C. En ulempe med den splittede pålastingskonfigurasjon er at de fordelaktige virkninger av en lav reaksjonstemperatur på COS-hydrolyselike-vekten ikke lenger kan oppnås. Videre blir det ved begge konfigurasjoner foreskrevet bruk av en kostbar brenner i prosesstrømmen, for å oppnå den nødvendige høye reaksjonstemperatur .
Med den foreliggende oppfinnelse tas det sikte på å tilveiebringe en fremgangsmåte for reduksjon av det totale svovelinnhold i en hydrogensulfidholdig gass, slik som en Claus-avgass. Fremgangsmåten kan utøves ved relativt lav temperatur samtidig som det totale svovelinnhold i gassen som blir behandlet reduseres effektivt. Det er overraskende blitt funnet at dette kan oppnås ved å benytte en fremgangsmåte hvor det gjøres bruk av en dertil egnet hydrogeneringskatalysator-funksjon basert på en amorf silika-aluminabærer og en dertil egnet hydrolysekatalysatorfunksj on.
Den foreliggende oppfinnelse tilveiebringer en fremgangsmåte for reduksjon av totalt svovelinnhold i en gass inneholdende hydrogensulfid og andre svovelkomponenter,
og fremgangsmåten er særpreget ved at den omfatter trinnene: (a) å bringe gassen i kontakt med en reduserende gass i nærvær av en hydrogeneringskatalysator omfattende minst én metallkomponent valgt fra gruppene VIB og VIII båret
på en bærer omfattende amorf silika-alumina,
(b) å bringe minst en del av gassen oppnådd i trinn (a) i kontakt med en hydrolysekatalysator i stand til å
katalysere hydrolysen av karbonylsulfid for derved å
danne hydrogensulfid, og
{c)å fjerne hydrogensulfid fra gassen oppnådd i trinn (b),
hvorved det oppnås en produktgass med et redusert totalt svovelinnhold.
Uttrykket " (totalt) svovelinnhold" benyttes gjennom hele den foreliggende søknad, og henviser til innholdet av alle svovelholdige forbindelser som til sammen er til stede i en gass, dersom ikke annet er spesifikt nevnt.
Bæreren for hydrogeneringskatalysatoren benyttet i trinn (a) omfatter amorf silika-alumina. Den amorfe silika-alumina som blir benyttet har hensiktsmessig et aluminainnhold i området fra 5 til 75 vekt%, fortrinnsvis 10-60 vekt%, I tillegg til den amorfe silika-alumina kan bæreren hensiktsmessig også omfatte et bindemiddel. Typiske bindemidler er uorganiske oksider, slik som silika og alumina, hvorav alumina foretrekkes for formålet med den foreliggende oppfinnelse. Dersom bindemidlet er til stede kan det benyttes i mengder varierende fra 10 til 90 vekt%, fortrinnsvis 20-80 vekt%, basert på bærerenB totalvekt. Det totale porevolum i den amorfe silika-alumina-holdige bærer spenner hensiktsmessig fra 0,3 til 1,5 ml/g (som bestemt ved kvikksølvintrusjons-porøsimetri, ASTM D 4284-88), mer foretrukket fra 0,4 til 1,2 ml/g, mens overflatearealet hensiktsmessig er minst 150 m<2>/g, mer hensiktsmessig fra 250 til 600 m<2>/g. Det vil innses at etter innbefattelsen av de katalytisk aktive metaller på katalysatorbæreren, vil porevolumet og overflatearealet for den sluttelige katalysator være lavere enn dem for bæreren alene.
Metallkomponentene på hydrogeneringskatalysatoren omfatter minst én gruppe VIB metallkomponent og/eller minst én gruppe VIII metallkomponent. Gruppe VIII metallkomponenten innbefatter ikke-edle gruppe VIII metaller, som nikkel (Ni) og kobolt (Co), så vel som de edle gruppe VIII metaller platina (Pt) og palladium (Pd). Egnede gruppe VIB metaller er for eksempel molybden (Mo) og wolfram (W). Hydrogeneringskatalysatoren omfatter derved hensiktsmessig en kombinasjon av Mo og/eller W som gruppe VIB metall og med Ni og/eller Co som gruppe VIII metall. Alternativt kan katalysatoren hensiktsmessig omfatte Pt og/eller Pd som gruppe VIII metallet, eventuelt i kombinasjon med et gruppe VIB metall, slik som W. Foretrukne meta11komponenter på hydrogeneringskatalysatoren er dem som omfatter Pt alene eller Pd alene, eller dem som omfatter én eller flere av kombinasjonene PtPd, NiW, NiMo, CoMo og PdW. Disse metaller kan være til stede i elementær form, som oksid, som sulfid eller som en kombinasjon av to eller flere av disse former. Normalt er imidlertid de ikke-edle metaller i det minste delvis til stede i sulfidert form, ettersom metallene i slik tilstand har den høyeste bestandighet mot svovelbestanddelene til stede i gassen som skal behandles. Gruppe VIB metallkomponenten er hensiktsmessig til stede i en mengde på 1-35 vekt%, fortrinnsvis 5-25 vekt%, og den ikke-edle gruppe VIII metallkomponent i en mengde på 0,5-15 vekt%, fortrinnsvis 1-10 vekt%. Dersom de er til stede er mengden av de edle gruppe VIII metaller Pt og/eller Pd hensiktsmessig til stede i området 0,1-10 vekt%, mer foretrukket-0,2-6 vekt%. Alle vektprosenter indikerer metall-mengden i forhold til bærerens totalvekt.
Som et resultat av å benytte en hydrogeneringskatalysator basert på en amorf silika-aluminabærer, kan temperaturen hvorved hydrogeneringen utføres senkes til en verdi i området 150-250 °C, mer foretrukket 175-220 °C, slik at det derved gjøres mulig å unngå å benytte en brenner i prosesstrømningen for oppvarming av fødegassen, eller slik tilfellet er med eksisterende installasjoner, å redusere mengden av termisk energi som må tilveiebringes med brenneren i prosesstrømmen. Trykket i hydrogeneringstrinnet vil vanligvis være 0,7-2 bar. Den reduserende gass som benyttes bør i det minste inneholde hydrogen og/eller karbonmonoksid. I betydningen reduserende kapasitet er faktisk karbonmonoksid ekvivalent med hydrogen, ettersom det er i stand til å danne hydrogen in situ ved reaksjon med vann i henhold til reaksjonsligningen:
Den reduserende gass som skal tilføres bør hensiktsmessig i det minste tilveiebringes i støkiometrisk mengde av hydrogen og/eller karbonmonoksid nødvendig for fullstendig å omdanne S02 og Sx til stede i fødegassen til H2S. Vanligvis vil det imidlertid tilføres mellom 1,2 og 2,0 ganger den støkiomet-riske mengde av hydrogen og/eller karbonmonoksid. Større mengder kan tilføres, men dette er ikke praktisk, i hovedsak av økonomiske hensyn. Selv om Claus-avgassen allerede inneholder noe hydrogen og karbonmonoksid, tilføres normalt ytterligere hydrogen- og/eller karbonmonoksidholdig gass for å sikre at det faktisk er til stede tilstrekkelig hydrogen og/eller karbonmonoksid for fullstendig å omdanne CSJf S0a og Sx til stede i fødegassen til H2S. En meget egnet måte å oppnå den ytterligere tilførsel ved er ved under-støkiometrisk drift av en brenner i prosesstrømmen, for eksempel operert i en forutgående Claus-enhet, hvorved det dannes hydrogen og karbonmonoksid.
I trinn (b) i fremgangsmåten i henhold til den foreliggende oppfinnelse finner det sted hydrolyse ved kontaktering av minst en del av den reduserte eller hydro-generte gass oppnådd i trinn (a) med en katalysator i stand til katalyse av hydrolysen av COS for å danne H2S. Dette impliserer at ingen mellomliggende behandling, slik som avkjøling, finner sted mellom trinnene (a) og (b). Som hydrolysekatalysator kan det bli benyttet enhver katalysator som er kjent innen teknikken for å katalysere hydrolyse av COS. Hydrolysekatalysatoren bør fortrinnsvis ikke fremme noen reaksjon som gir COS, slik som den sure gasskiftereaksjon:
Det er kjent at særlig (Brønstedt) basiske hydroksylgrupper, slik som dem til stede i uorganiske oksider som alumina og titanoksid, katalyserer COS-hydrolysereak-sjonen. Følgelig kan ikke-fremmet alumina, titanoksid eller blandinger derav hensiktsmessig bli benyttet som hydrolysekatalysator i trinn (b) i den foreliggende fremgangsmåte. Eventuelt kan basiske forbindelser, slik som ceriumoksid (Ce02) , zirkoniumoksid (Zr02) , alkalimetalloksider (Na20, KjO) og/eller hydroksider (NaOH, KOH) og jordalkalimetalloksider (BaO, MgO, CaO) og/eller -hydroksider {Ba(0H)2, Mg(OH)2, Ca(OH)2, tilføres. Dersom de er til stede utgjør slike basiske forbindelser hensiktsmessig 0,1-20 vekt%, fortrinnsvis 1-15 vekt%, av hydrolysekatalysatoren, beregnet som metall. For formålet med den foreliggende oppfinnelse er en hydrolysekatalysator omfattende alumina og Ce02 og en katalysator omfattende kaliumdopet titanoksid (dvs. omfattende titanoksid og KOH og/eller KjO), funnet å være særlig anvendbare. Utløpsgassen fra trinn (a) omfatter vanligvis tilstrekkelig vanndamp, dvs. minst den støkiometrisk nødvendige mengde, for hydrolyse av COS og eventuelt tilstedeværende CS2.
Katalysatorene benyttet i trinnene (a) og (b) blir hensiktsmessig sulfidert før operasjon med fremgangsmåten ifølge den foreliggende oppfinnelse. Slik forsulfidering kan utføres ved kjente metoder, for eksempel i henhold til metodene beskrevet i de europeiske patentsøknader nr. 181254; 329499; 448435 og 564317 og de internasjonale patentsøknader WO 93/02793 og WO 94/25157. Det foretrekkes ved fremgangsmåten ifølge den foreliggende oppfinnelse at de ikke-edle katalytisk aktive metaller i det minste delvis er til stede i katalysatoren som sulfider, således at de katalytisk aktive metaller har en høy bestandighet mot svovelbestanddelene som er til stede i gassen som skal behandles.
ReaksjonsbetingeIsene i betydning temperatur og trykk som anvendes i trinn (b) er innen de samme områder som anvendes i det foregående trinn (a), og innbefatter følgelig driftstemperaturer på 150-250 °C, mer foretrukket 175-220 °C, og trykk i området 0,7-2 bar.
Trinnene (a) og (b) i fremgangsmåten ifølge den foreliggende oppfinnelse kan utøves på flere måter. For eksempel kan trinn (a) og trinn (b) utøves i to separate reaktorer. Selv om dette er en relativt kostbar mulighet, blir det derved tilveiebragt optimal fleksibilitet i betydningen prosesskontroll, og muligheten kan derfor være hensiktsmessig å anvende, særlig dersom en konfigurasjon med to reaktorer er tilgjengelig for modifikasjon, hvorved denne konfigurasjon kan være meget attraktiv.
Trinnene (a) og (b) kan også utøves i en enkeltreaktor. Det vil innses fra kostnadsbetraktninger at dette er meget attraktivt. En meget egnet enkeltreaktorkonfigurasjon er et stablet sjikt omfattende•et sjikt av hydrogeneringskatalysator og et sjikt av hydrolysekatalysator. Ved denne konfigurasjon med stablede sjikt er de to sjikt anordnet således at fødegassen først føres gjennom sjiktet med hydrogeneringskatalysator og deretter gjennom sjiktet med hydrolysekatalysator. Fødegassen kan ledes gjennom reaktoren enten i en oppadrettet eller en nedadrettet retning, samtidig som en sidestrømning også kan benyttes. Volumforholdet mellom hydrogeneringskatalysatorsjiktet og hydrolysekatalysatorsjiktet bestemmes i hovedsak av mengden svovelbestanddeler som skal hydrogeneres til HaS og mengden av COS som skal hydrolyseres. Volumforholdet mellom hydrogener-ingskatalysatorsj iktet og hydrolysekatalysatorsjiktet vil generelt være i området' fra 50:50 til 95:5, fortrinnsvis fra 60:40 til 90:10.
En annen hensiktsmessig enkeltreaktorkonfigurasjon er en konfigurasjon hvorved enkeltreaktoren omfatter i det minste ett sjikt, fortrinnsvis ett sjikt, bestående av en blanding av hydrogeneringskatalysatorpartikler og hydrolysekatalysatorpartikler. En slik blanding kan være en fullstendig tilfeldig blanding av begge katalysatorer, men kan også være en blanding hvor konsentrasjonen av hydrogeneringskatalysator gradvis senkes i strømningsretningen for fødegassen. De svovelholdige molekyler til stede i fødegassen, hvilke skal hydrogeneres for å danne HjS, vil alltid møte en hydrogeneringskatalysatorpar-tikkel et eller annet sted i katalysatorsjiktet, samtidig som ethvert COS (og CS2) molekyl til stede i fødegassen eller dannet ved reduksjon av CS2, S02 eller Sx med CO ved kontaktering med hydrogeneringskatalysatoren, vil møte en hydrolysekatalysatorpartikkel. Volumforholdet mellom hydrogeneringskatalysatorpartikler og hydrolysekatalysatorpartikler i et blandet katalysatorsjikt vil være i området fra 50:50 til 99:1, fortrinnsvis fra 65:35 til 95:5, mer foretrukket fra 60:40 til 90:10. En kombinasjon av et stablet sjikt og en blandet katalysator kan også benyttes. En slik kombinasjon kan for eksempel omfatte, i strømningsretningen for fødegassen, et sjikt av hydrogeneringskatalysator og et sjikt inneholdende en blanding av hydrogeneringskatalysator og hydrolysekatalysator, eventuelt med en avtagende konsentrasjon av hydrogeneringskatalysator i retningen for gasstrømmen.
En annen egnet kombinasjon er et blandet sjikt, fortrinnsvis med en avtagende konsentrasjon av hydrogeneringskatalysatoren i retningen for gasstrømmen, i kombinasjon med et sjikt av hydrolysekatalysator. For disse kombinasjoner gjelder de samme totale volumforhold mellom hydrogeneringskatalysatoren og hydrolysekatalysatoren.
Istedenfor den fysiske blanding av hydrogeneringskatalysatorpartikler og hydrolysekatalysatorpartikler som er beskrevet ovenfor, kan blandingen av begge katalysatorene også være i form av en enkelt katalysator omfattende både en hydrogeneringsfunksjon og en hydrolysefunksjon. På denne måte vil molekyler på mikroskala også møte den egnede katalysator-funksjon. Ved denne konfigurasjon er et sjikt av tilpasset hydrolysekatalysator hensiktsmessig til stede nedstrøms av sjiktet for katalysator-"blandingen". Slik katalysator omfatter hydrogenerings- og hydrolysefunksjonen i en enkelt katalysatorpartikkel, og fremstilles hensiktsmessig ved koekstrudering av den tilpassede hydrogeneringskatalysator basert på amorf silika-alumina, og en tilpasset hydrolysekatalysator.
I noen tilfeller kan det være ønskelig å kontaktere fødegassen med et sjikt av hydrolysekatalysator før fødegassen underkastes trinn (a) i fremgangsmåten i henhold til den foreliggende oppfinnelse. Dette kan for eksempel oppnås hensiktsmessig ved å anordne et sjikt med hydrolysekatalysator oppstrøms for sjiktet som omfatter hydrogeneringskatalysatoren. Slik forutgående hydrolysebehandling kan være særlig anvendbar når fødegassen inneholder vesentlige mengder {dvs. mer enn 500 ppmv) av CS2. Ved kontaktering med en hydrogeneringskatalysator kan faktisk CS2 reagere med hydrogen slik at det dannes merkaptaner, hvilke er vanskelige å omdanne videre til H2S. I lys av den ubehagelige lukt av merkaptaner, og det faktum at ved den etterfølgende forbrenning bidrar de til mengden av S02 som frigjøres i luften, foretrekkes det å holde innholdet av merkaptaner som blir dannet så lavt som mulig. Ved først å kontaktere den CS2-holdige fødegass med en hydrolysekatalysator, hydrolyseres CS2 slik at det dannes COS, som lett hydrolyseres videre til H2S. På denne måte reduseres innholdet av CSa betraktelig før kontaktering med hydrogeneringskatalysatoren, slik at enhver dannelse av merkaptaner blir effektivt forhindret. I tilfellet hvor det benyttes en enkelttrinnsreaktorkonfigurasjon, kan enhver forutgående hydrolyse hensiktsmessig bevirkes ved å anordne et sjikt av hydrolysekatalysator, fortrinnsvis den samme katalysator som benyttes i trinn (b) i den foreliggende oppfinnelse, oppstrøms for sjiktet som omfatter hydrogeneringskatalysatoren. I tilfellet med en fremgangsmåte med stablet sjikt, impliserer dette at de stablede sjikt utvides med et tredje sjikt oppstrøms for den opprinnelige anordning med to sjikt. Volumet av et slikt mulig initielt hydrolysekatalysatorsjikt, i forhold til de etterfølgende katalysatorsjikt, bestemmes av innholdet av CS2 i fødegassen, og vil normalt være i området fra 1:99 til 30:70, fortrinnsvis fra 5:95 til 20:80.
Partikkelstørrelsen av katalysatorpartiklene for bruk med fremgangsmåten ifølge den foreliggende oppfinnelse kan være innenfor vide grenser, og er vanligvis slike som anvendes og er kommersielt tilgjengelige. Hensiktsmessige partikkel-størrelser er derfor diametre fra 0,5 mm til 15 mm, mer hensiktsmessig 1-5 mm. Katalysatorpartiklene kan benyttes i enhver form kjent innen teknikken, slik som kuler, hjul, trekanter og firkanter, men kan også benyttes i en knust form.
I trinn (c) i fremgangsmåten ifølge den foreliggende oppfinnelse fjernes H2S til stede i utløpsgassen fra trinn (b), hvorved det oppnås en produktgass med et redusert svovelinnhold. Fjerning av H2S fra den sure gass oppnådd i trinn (b) kan oppnås ved ulike metoder kjente innen teknikken. Kjemiske absorpsjonsprosesser hvorved det gjøres bruk av væskeformige H2S-selektive absorbenter er mye benyttet og meget egnede for fremgangsmåten ifølge den foreliggende oppfinnelse. Hyppig benyttede absorbenter innbefatter vandige løsninger av alkanolaminer, slik som mono-etanolamin, di-etanolamin, di-isopropanolamin, og vandige løsninger av di-isopropanolamin eller metyldietanolamin og sulfolan. Generelt innebærer slik absorpsjonsbehandling et absorpsjonstrinn, hvorved den H2S-holdige gass kontakteres med den væskeformige adsorbent i en absorpsjonskolonne, og et regenereringstrinn, hvorved H2S igjen fjernes fra absorbenten. Det således oppnådd desorberte H2S returneres normalt til Claus-svovelgjenvinningsprosessen, mens den regenererte adsorbent resirkuleres til absorpsjons-kolonnen. Den sluttelige avgass fra absorpsjonsbehandlingen blir nå ofte underkastet en termisk eller katalytisk forbrenning, for omdannelse av de mindre mengder av H2S som ennå er til stede, med oksygen til S02, hvorpå den forbrente gass frigjøres til luften.
Trinn (c) kan alternativt innebære en metode for fjerning av H2S fra produktgassen oppnådd i trinn (b) ved å reagere H2S med en vandig løsning av et flerverdig metallion eller chelat i en redoksreaksjon, slik at det dannes elementært svovel og en redusert tilstand av det flerverdige metallion eller chelatet, hvorved det i et etterfølgende regenereringstrinn omdannes tilbake til det opprinnelige flerverdige metallion eller chelat ved å bli reagert med et hensiktsmessig oksidasjonsmiddel, slik som oksygen. Jern blir generelt benyttet som det flerverdige metall, mens egnede chelateringsmidler innbefatter etylendiamintetraeddiksyre (EDTA) og nitriltrieddiksyre (NTA). Fosfat- og tiosulfationer, eller forløpere for disse, kan være til stede i den opprinnelige redoksblanding for å øke størrelsen av svovel-krystallene som blir dannet. Det elementære svovel som blir dannet utvinnes fra den vandige reaksjonsblanding. Eksempler på slike prosesser for fjerning av H2S er for eksempel beskrevet i de europeiske patentpublikasjoner 0066310; 0152647; 0186235 og 0215505.
Slik det er blitt indikert ovenfor er det en fordel med fremgangsmåten ifølge den foreliggende oppfinnelse at effektiv integrasjon med en Claus-enhet, spesielt med en tretrinns Claus-enhet, er mulig på grunn av den lavere driftstemperatur som blir benyttet. En slik integrasjon vil typisk kunne innebære ilasting i lastreaktoren i en slik Claus-enhet med en hydrogeneringskatalysator og hydrolysekatalysator som blir benyttet i trinnene (a) og (b) i den foreliggende oppfinnelse. Dette er helt klart meget attraktivt ut fra økonomiske betraktninger av prosessen.
Oppfinnelsen blir nå illustrert nærmere ved det etterfølgende eksempel, uten derved å begrense omfanget av oppfinnelsen til denne spesielle utførelsesform.
Eksempel
En gass inneholdende 500 ppmv (deler pr. million på volumbasis) COS, 750 ppmv Sx, 10000 ppmv H2S, 250 ppmv CS2, 2000 ppmv SOz, 25 vol% H20, 10000 ppmv H2 og 5000 ppmv CO ble ført i oppadstigende retning over et forsulfidert stablet sjikt (totalt volum 625 ml), bestående av et sjikt av hydrogeneringskatalysator under et sjikt av hydrolysekatalysator i et volumforhold på 90:10.
Hydrogeneringskatalysatoren som ble benyttet omfattet 4,3 vekt% Ni og 13,0 vekt% Mo båret på en amorf-aluminabærer, med et aluminainnhold på 55 vekt%. Bæreren hadde et totalt porevolum (Hg) på 0,82 ml/g og et overflateareal på 440 m<2>/g. Den ferdige katalysator hadde et totalt porevolum (Hg) på 0,64 ml/g og et overflateareal på 240 m<J>/g.
Hydrolysekatalysatoren var en kaliumdopet titanoksid-katalysator inneholdende 2 vekt% KOH før forsulfidering.
Partiklene av begge katalysatorene som ble benyttet var knuste partikler med en diameter mellom 0,5 og 1,0 mm.
Prosessbetingelsene innebar en reaktortemperatur på 210 °C, et trykk på 1,2 bar og en gassromhastighet pr. time på 1500 h<1>.
Sammensetningen av reaktorutløpet (den "reduserte gass") ble bestemt ved gasskromatografi og infrarød spektroskopi. Til bestemmelsen ble det tatt en prøve av den reduserte gass, som ble tørket og analysert. Før tørkingen hadde den reduserte gass et vanninnhold på 3,77 volum%. Resultatene er gitt i Tabell I.
Etter avkjøling ble denne reduserte gass deretter behandlet i et absorpsjonssystem ved bruk av en vandig blanding av metyldietanolamin og sulfolan som absorpsjonsløse-middel. Fødegasstrykket var 1,05 bar og fødegasstemperaturen var 29,5 °C.
Sammensetningen av produktgassen ble bestemt ved gasskromatografi og infrarød spektroskopi. Resultatene er gitt i Tabell I.
Alle mengder gitt i Tabell I er på basis av tørr gass.
Fra Tabell I kan det ses at svovelbestanddelene som var til stede i føden effektivt er blitt omdannet til H2S, hvorav 97,2 % etterfølgende ble fjernet i absorpsjonstrinnet. Videre ble reduksjons- og hydrolysereaksjonene utøvet effektivt ved en temperatur på 210 °C, hvilken er vesentlig lavere enn temperaturen benyttet ved de kjente prosesser (280-350 °C) .
Claims (10)
1. Fremgangsmåte for reduksjon av totalt svovelinnhold i en gass inneholdende hydrogensulfid og andre svove1komponent er,
karakterisert ved at den omfatter trinnene: (a) å bringe gassen i kontakt med en reduserende gass i nærvær av en hydrogeneringskatalysator omfattende minst én metallkomponent valgt fra gruppene VIB og VIII båret på en bærer omfattende amorf silika-alumina, (b) å bringe minst en del av gassen oppnådd i trinn (a) i kontakt med en hydrolysekatalysator i stand til å katalysere hydrolysen av karbonylsulfid for derved å danne hydrogensulfid, og (c) å fjerne hydrogensulfid fra gassen oppnådd i trinn (b), hvorved det oppnås en produktgass med et redusert totalt svovelinnhold.
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at den amorfe silika-alumina har et aluminainnhold i området fra 5 til 75 vekt%, fortrinnsvis 10-60 vekt%.
3. Fremgangsmåte ifølge krav 1 eller 2, karakterisert ved at den amorfe silika-aluminaholdige bærer har et totalt porevolum i området 0,3-1,5 ml/g, fortrinnsvis 0,5-1,2 ml/g.
4. Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av kravene 1-3,
karakterisert ved at hydrogeneringskatalysatoren omfatter en kombinasjon av molybden og/eller wolfram som gruppe VIB metallet, med nikkel og/eller kobolt som gruppe VIII metallet.
5. Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av krav 1-3,
karakterisert ved at hydrogeneringskatalysatoren omfatter platina og/eller palladium som gruppe VIII metallet.
6. Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av kravene 1-5,
karakterisert ved at hydrolysekatalysatoren benyttet i trinn (b) er en katalysator omfattende CeOj og alumina, eller er en katalysator omfattende kaliumdopet titanoksid.
7. Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av kravene 1-6,
karakterisert ved at trinn (a) og trinn (b) utøves i en enkeltreaktor.
8. Fremgangsmåte ifølge krav 7, karakterisert ved at enkeltreaktoren omfatter et stablet sjikt bestående av et sjikt hydrogeneringskatalysator og et sjikt hydrolysekatalysator.
9. Fremgangsmåte ifølge krav 7, karakterisert ved at enkeltreaktoren omfatter minst ett sjikt bestående av en blanding av hydrogeneringskatalysator og hydrolysekatalysator.
10. Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst at de foregående krav,
karakterisert ved at den hydrogensulfidholdige gass før trinn (a) bringes i kontakt med en hydrolysekatalysator.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
EP96202341 | 1996-08-22 | ||
PCT/EP1997/004756 WO1998007502A1 (en) | 1996-08-22 | 1997-08-21 | Process for reducing total sulphur content in gases containing hydrogen sulphide and other sulphur components |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO990795D0 NO990795D0 (no) | 1999-02-19 |
NO990795L NO990795L (no) | 1999-02-19 |
NO320375B1 true NO320375B1 (no) | 2005-11-28 |
Family
ID=8224307
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO19990795A NO320375B1 (no) | 1996-08-22 | 1999-02-19 | Fremgangsmate for reduksjon av totalt svovelinnhold i en gass inneholdende hydrogensulfid og andre svovelkomponenter. |
Country Status (25)
Country | Link |
---|---|
EP (1) | EP0920351B1 (no) |
JP (1) | JP2000516530A (no) |
KR (1) | KR100492701B1 (no) |
CN (1) | CN1160146C (no) |
AR (1) | AR009277A1 (no) |
AT (1) | ATE208227T1 (no) |
AU (1) | AU710859B2 (no) |
BR (1) | BR9711322A (no) |
CA (1) | CA2263579C (no) |
CZ (1) | CZ291166B6 (no) |
DE (1) | DE69708119T2 (no) |
DK (1) | DK0920351T3 (no) |
ES (1) | ES2169428T3 (no) |
HU (1) | HU223098B1 (no) |
MY (1) | MY117311A (no) |
NO (1) | NO320375B1 (no) |
NZ (1) | NZ334727A (no) |
PL (1) | PL188511B1 (no) |
PT (1) | PT920351E (no) |
RU (1) | RU2177361C2 (no) |
SA (1) | SA97180338B1 (no) |
TR (1) | TR199900356T2 (no) |
TW (1) | TW438620B (no) |
WO (1) | WO1998007502A1 (no) |
ZA (1) | ZA977495B (no) |
Families Citing this family (21)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
EP1442781A1 (en) * | 2003-01-31 | 2004-08-04 | Jacobs Nederland B.V. | Process for the removal of SO2 in a gas stream |
KR20120019511A (ko) | 2003-03-21 | 2012-03-06 | 다우 글로벌 테크놀로지스 엘엘씨 | 카르보닐 술피드를 함유하는 산 가스로부터 카르보닐 술피드를 제거하기 위한 개선된 조성물 및 방법 |
US7655205B2 (en) | 2003-05-29 | 2010-02-02 | Shell Oil Company | Process for the removal of SO2, HCN and H2S and Optionally COS, CS2 and NH3 from a gas stream |
US20090038992A1 (en) * | 2005-12-07 | 2009-02-12 | Gerard Grootveld | Process for the removal of sulphur compounds and carbon dioxide from a gas stream |
AR066680A1 (es) * | 2007-05-25 | 2009-09-02 | Shell Int Research | Un proceso para remover azufre de una corriente de gas combustible, que tambien contiene dioxido de carbono y olefinas livianas |
AR066682A1 (es) | 2007-05-25 | 2009-09-02 | Shell Int Research | Un proceso para remover azufre a partir de sendas corrientes de gas de combustible, menos reactivas y mas reactivas que contienen azufre organico y olefinas livianas |
AR067902A1 (es) * | 2007-08-17 | 2009-10-28 | Shell Int Research | Un proceso para remover azufre de una corriente de gas combustible que adicionalmente contiene diolefinas y oxigeno |
FR2922783B1 (fr) | 2007-10-31 | 2010-11-19 | Inst Francais Du Petrole | Traitements de gaz de queue d'une unite claus sur un enchainement optimise de catalyseurs |
KR100963646B1 (ko) * | 2008-06-17 | 2010-06-16 | 한국화학연구원 | 몰리브데늄이 함유된 선택산화탈황용 촉매 |
CN101618313B (zh) * | 2008-06-30 | 2012-11-14 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种脱硫吸附剂及其制备方法和应用 |
CN105228724B (zh) | 2013-03-14 | 2018-06-12 | 代表Mt创新中心的斯塔米卡邦有限公司 | 减少cos和cs2的方法 |
KR101999824B1 (ko) * | 2013-12-10 | 2019-07-15 | 한국조선해양 주식회사 | 탈황장치 및 탈황장치의 작동방법 |
CN103894196B (zh) * | 2014-03-14 | 2016-04-13 | 中国石油集团工程设计有限责任公司 | 一种用于处理克劳斯尾气的低温氧化催化剂及其制备方法 |
CN103908965B (zh) * | 2014-03-14 | 2015-11-18 | 中国石油集团工程设计有限责任公司 | 一种用于处理含硫尾气的低温氧化催化剂及其制备方法 |
EP2944367A1 (en) | 2014-05-16 | 2015-11-18 | Shell International Research Maatschappij B.V. | Process for reducing the total sulphur content of a gas stream |
CN104986740B (zh) * | 2015-07-30 | 2018-04-20 | 美景(北京)环保科技有限公司 | 一种克劳斯尾气处理系统以及处理方法 |
CN113663493A (zh) * | 2015-08-06 | 2021-11-19 | 氟石科技公司 | 改善从克劳斯法尾气中回收硫的系统和方法 |
JP7039286B2 (ja) * | 2017-12-27 | 2022-03-22 | 三菱重工エンジニアリング株式会社 | 硫化カルボニルの加水分解用触媒及びその製造方法 |
CN110732238A (zh) * | 2018-07-19 | 2020-01-31 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种含硫尾气处理方法和系统 |
CN113430018A (zh) * | 2021-05-19 | 2021-09-24 | 宝钢工程技术集团有限公司 | 分段水解脱除有机硫及制氢尾气再生的方法 |
CN116273022B (zh) * | 2023-03-21 | 2024-06-07 | 昆明理工大学 | 一种中空核壳结构的催化材料及其制备方法和应用 |
Family Cites Families (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
NL171144B (nl) * | 1970-07-17 | 1982-09-16 | Shell Int Research | Werkwijze voor het verlagen van het totale zwavelgehalte van clausafgassen. |
SU389656A3 (no) * | 1970-09-21 | 1973-07-05 | ||
CA1221223A (en) * | 1983-10-07 | 1987-05-05 | George W. Taggart | Tail gas treating process |
NL8800525A (nl) * | 1988-03-01 | 1989-10-02 | Elektroschmelzwerk Delfzijl B | Werkwijze voor het zuiveren van een gasstroom. |
-
1997
- 1997-08-20 AR ARP970103776A patent/AR009277A1/es active IP Right Grant
- 1997-08-20 MY MYPI97003823A patent/MY117311A/en unknown
- 1997-08-21 DK DK97942902T patent/DK0920351T3/da active
- 1997-08-21 HU HU9903150A patent/HU223098B1/hu not_active IP Right Cessation
- 1997-08-21 EP EP97942902A patent/EP0920351B1/en not_active Expired - Lifetime
- 1997-08-21 WO PCT/EP1997/004756 patent/WO1998007502A1/en active IP Right Grant
- 1997-08-21 NZ NZ334727A patent/NZ334727A/xx unknown
- 1997-08-21 KR KR10-1999-7001368A patent/KR100492701B1/ko not_active IP Right Cessation
- 1997-08-21 CA CA002263579A patent/CA2263579C/en not_active Expired - Fee Related
- 1997-08-21 AU AU44571/97A patent/AU710859B2/en not_active Ceased
- 1997-08-21 AT AT97942902T patent/ATE208227T1/de active
- 1997-08-21 JP JP10510441A patent/JP2000516530A/ja active Pending
- 1997-08-21 TR TR1999/00356T patent/TR199900356T2/xx unknown
- 1997-08-21 BR BR9711322A patent/BR9711322A/pt not_active IP Right Cessation
- 1997-08-21 CZ CZ1999553A patent/CZ291166B6/cs not_active IP Right Cessation
- 1997-08-21 PT PT97942902T patent/PT920351E/pt unknown
- 1997-08-21 RU RU99105562/12A patent/RU2177361C2/ru not_active IP Right Cessation
- 1997-08-21 CN CNB971978212A patent/CN1160146C/zh not_active Expired - Fee Related
- 1997-08-21 ZA ZA9707495A patent/ZA977495B/xx unknown
- 1997-08-21 ES ES97942902T patent/ES2169428T3/es not_active Expired - Lifetime
- 1997-08-21 DE DE69708119T patent/DE69708119T2/de not_active Expired - Lifetime
- 1997-08-26 SA SA97180338A patent/SA97180338B1/ar unknown
- 1997-08-26 TW TW086112226A patent/TW438620B/zh not_active IP Right Cessation
-
1999
- 1999-02-17 PL PL97331847A patent/PL188511B1/pl not_active IP Right Cessation
- 1999-02-19 NO NO19990795A patent/NO320375B1/no not_active IP Right Cessation
Also Published As
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
AU710859B2 (en) | Process for reducing total sulphur content in gases containing hydrogen sulphide and other sulphur components | |
NL2011471B1 (en) | A Process for Reducing Sulfur Emission of Sulfur Plant. | |
US4533529A (en) | Sulfur recovery process | |
EP1773473B1 (en) | Process for removing mercaptans from an inert gas gas stream | |
US4356161A (en) | Process for reducing the total sulfur content of a high CO2 -content feed gas | |
CA2172164C (en) | Catalyst for the selective oxidation of sulfur compounds to elemental sulfur, process for preparing such catalyst and process for the selective oxidation of sulfur compounds to elemental sulfur | |
NL1002135C2 (nl) | Werkwijze voor het verwijderen van zwavelbevattende verontreinigingen, aromaten en koolwaterstoffen uit gas. | |
NL1002134C2 (nl) | Werkwijze voor het verwijderen van zwavelbevattende verontreinigingen, aromaten en koolwaterstoffen uit gas. | |
CA2259946A1 (en) | Process for the recovery of sulfur from so2 containing gases | |
EP2944367A1 (en) | Process for reducing the total sulphur content of a gas stream | |
CA2517090C (en) | Process for the removal of so2 in a gas stream | |
US4793976A (en) | Sulfur recovery system | |
CA2665003C (en) | Process for disposal of mercaptans | |
US4913637A (en) | Sulfur recovery system | |
JPH03290308A (ja) | 硫化水素を含有するガス流から硫黄を回収する方法 | |
MXPA98005795A (en) | Method for removing contaminants containing sulfur, aromatic compounds and hydrocarbons apparatus of a |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |