RU2176266C1 - Method of treatment and dehydration of natural and associated petroleum gas with high content of hydrogen sulfide - Google Patents
Method of treatment and dehydration of natural and associated petroleum gas with high content of hydrogen sulfide Download PDFInfo
- Publication number
- RU2176266C1 RU2176266C1 RU2000107466A RU2000107466A RU2176266C1 RU 2176266 C1 RU2176266 C1 RU 2176266C1 RU 2000107466 A RU2000107466 A RU 2000107466A RU 2000107466 A RU2000107466 A RU 2000107466A RU 2176266 C1 RU2176266 C1 RU 2176266C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- sulfur
- gas
- hydrogen sulfide
- gases
- dehydration
- Prior art date
Links
Landscapes
- Treating Waste Gases (AREA)
- Gas Separation By Absorption (AREA)
Abstract
Description
Предлагаемое изобретение относится к газовой и нефтяной промышленности, в частности к способам комплексной очистки газов от сернистых соединений и влаги. The present invention relates to the gas and oil industries, in particular to methods for the integrated purification of gases from sulfur compounds and moisture.
Известен способ очистки и осушки газов от сероводорода с химической регенерацией адсорбента, включающей поглощение из газов сероводорода и влаги адсорбентом (цеолитом) с последующей его регенерацией диоксидом серы, который получают сжиганием серы в печи. В процессе химической регенерации адсорбента диоксидом серы поглощенный адсорбентом сероводород восстанавливают до элементарной серы и воды, которые выносят потоком воздуха и разделяют в сепараторе [1] . /Н.В.Кельцев "Основы адсорбционной техники", М., "Химия", 1976. A known method of cleaning and drying gases from hydrogen sulfide with chemical regeneration of the adsorbent, including the absorption of hydrogen sulfide and moisture by adsorbent (zeolite) with its subsequent regeneration of sulfur dioxide, which is obtained by burning sulfur in the furnace. In the process of chemical regeneration of the adsorbent by sulfur dioxide, the hydrogen sulfide absorbed by the adsorbent is reduced to elemental sulfur and water, which are carried out by an air stream and separated in a separator [1]. / N.V. Keltsev "Fundamentals of adsorption technology", M., "Chemistry", 1976.
Основной недостаток способа и устройства заключается в том, что в процессе химической регенерации адсорбента на его поверхности выделяется и осаждается элементарная сера, которая заполняет микропоры адсорбента, снижает его адсорбционную способность и срок службы твердого поглотителя. The main disadvantage of the method and device is that in the process of chemical regeneration of the adsorbent, elemental sulfur is released and deposited on its surface, which fills the micropores of the adsorbent, reduces its adsorption capacity and the life of the solid absorber.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту к разработанному способу является способ очистки и осушки природного и попутного нефтяного газов, включающий получение диоксида серы от сжигания серы в печи, смешение диоксида серы с растворителем (гликолем), промывку исходного газа этим раствором для восстановления элементарной серы из сероводорода, выведение суспензии серы из адсорбера, разделение серы и растворителя и возвращение их в технологический процесс [2]. /А.П.Клименко "Сжиженные углеводородные газы", М., "Недра", 1974/. The closest in technical essence and the achieved effect to the developed method is a method of purification and drying of natural and associated petroleum gases, including obtaining sulfur dioxide from burning sulfur in a furnace, mixing sulfur dioxide with a solvent (glycol), washing the source gas with this solution to restore elemental sulfur from hydrogen sulfide, removing a suspension of sulfur from an adsorber, separating sulfur and solvent and returning them to the process [2]. / A.P. Klimenko "Liquefied hydrocarbon gases", M., "Nedra", 1974 /.
Основной недостаток вышеуказанного способа и устройства заключается в том, что в процессе очистки и осушки не может быть достигнута высокая степень очистки и осушки газа, а для хемсорбции сероводорода применяется трехкомпонентная смесь, состоящая из гликоля, воды и диоксида серы, для регенерации и повторного использования которой требуются большие энергозатраты и сложное аппаратное оформление. Кроме того, применение в качестве растворителя диоксида серы гликоля или этиленгликоля приводит к удорожанию процесса очистки и осушки газа из-за большого его уноса с очищенным газом. The main disadvantage of the above method and device is that a high degree of gas purification and drying cannot be achieved during the cleaning and drying process, and a three-component mixture consisting of glycol, water and sulfur dioxide is used for the hydrogen sulfide chemisorption, for the regeneration and reuse of which High energy costs and sophisticated hardware are required. In addition, the use of glycol or ethylene glycol as a sulfur dioxide solvent makes the gas cleaning and drying process more expensive due to its large entrainment with the purified gas.
Решаемая задача - повышение глубины очистки и осушки газа от сероводорода и влаги при упрощении самого процесса. The task at hand is to increase the depth of cleaning and drying gas from hydrogen sulfide and moisture while simplifying the process itself.
Решение поставленной задачи заключается в том, что в способе очистки и осушки природного и попутного нефтяного газов с высоким содержанием сероводорода, включающем получение диоксида серы сжиганием серы и серосодержащих соединений в печи, его смешение с растворителем, промывку этим раствором исходного газа от сероводорода и получение элементарной серы и воды, выведение суспензии серы из абсорбера и отделение серы от растворителя, возвращение растворителя и части серы в технологический процесс очистки, очистку газа проводят в два этапа. Вначале исходный газ предварительно очищают от сероводорода в абсорбере на каталитических насадках путем его промывки водным раствором сернистой, серной кислот и диоксида серы, полученных при сжигании регенерационных газов и очистки дымовых газов водой в скруббере с каталитическими насадками, на втором этапе проводят глубокую очистку и осушку газа на твердых адсорбентах - молекулярных ситах, которые периодически регенерируют и охлаждают очищенным и осушенным газом, а регенерационные газы после адсорбера направляют на сжигание в печь. The solution to this problem lies in the fact that in the method of purification and drying of natural and associated petroleum gases with a high content of hydrogen sulfide, including the production of sulfur dioxide by burning sulfur and sulfur-containing compounds in a furnace, its mixing with a solvent, washing with this solution the source gas from hydrogen sulfide and obtaining elementary sulfur and water, removing a suspension of sulfur from the absorber and separating sulfur from the solvent, returning the solvent and part of the sulfur to the purification process, gas purification is carried out in two stages . Initially, the source gas is preliminarily purified from hydrogen sulfide in the absorber on the catalytic nozzles by washing it with an aqueous solution of sulfurous, sulfuric acid and sulfur dioxide obtained by burning regeneration gases and purifying flue gases with water in a scrubber with catalytic nozzles; in the second stage, gas is thoroughly purified and dried on solid adsorbents - molecular sieves, which are periodically regenerated and cooled by purified and dried gas, and the regeneration gases after the adsorber are sent to combustion in the furnace.
Проведенный анализ уровня техники позволил установить, что заявителем не обнаружен аналог, характеризующийся признаками, идентичными всем существенным признакам заявленного изобретения, следовательно, оно соответствует критерию "новизна". The analysis of the prior art made it possible to establish that the applicant has not found an analogue characterized by features identical to all the essential features of the claimed invention, therefore, it meets the criterion of "novelty."
Сущность изобретения поясняется чертежом, где представлена принципиальная схема блока очистки и осушки природного и попутного нефтяного газов от сероводорода. Блок содержит фильтр 1 для очистки газа от механических включений и жидкости, установленный перед входом газа в абсорбер 2, в котором производят предварительную очистку исходного газа от сероводорода, бак 3 для отвода водяной суспензии серы из абсорбера 2, после которого по ходу газа установлены три адсорбера 4, 5 и 6 с адсорбентами - молекулярными ситами. Блок очистки также оснащен рекуперативным теплообменником 7 для утилизации тепла регенерационных газов, рибойлером 8 для нагрева газа, подаваемого на регенерацию адсорбента, водяным холодильником 9 для охлаждения газа перед его подачей в сепаратор 10 и отделения конденсата воды и тяжелых углеводородов. The invention is illustrated by the drawing, which shows a schematic diagram of a unit for cleaning and drying natural and associated petroleum gases from hydrogen sulfide. The unit contains a filter 1 for cleaning gas from mechanical impurities and liquid, installed in front of the gas inlet to the absorber 2, in which the source gas is preliminarily purified from hydrogen sulfide, a tank 3 for removing an aqueous suspension of sulfur from the absorber 2, after which three adsorbers are installed along the gas 4, 5 and 6 with adsorbents - molecular sieves. The purification unit is also equipped with a recuperative heat exchanger 7 for recovering heat from the regeneration gases, a riboiler 8 for heating the gas supplied to the regeneration of the adsorbent, a water cooler 9 for cooling the gas before it is fed to the separator 10 and separating water condensate and heavy hydrocarbons.
Регенерационный газ после сепаратора 10 направляют в топку котла 11 на сжигание. Образовавшиеся дымовые газы дымососом 12 подают в скруббер 13, насадки которого орошаются водой из бака 14 с помощью насоса 15. Образовавшийся слабый раствор сернистой и серной кислоты сливают в бак 14 и оттуда насосом 16 подают на орошение насадки абсорбера 2. Водяная суспензия серы разделяется в центробежном сепараторе 17, воду возвращают в бак 14, а серу - в отстойник 18. The regeneration gas after the separator 10 is sent to the furnace of the boiler 11 for combustion. The resulting flue gas from the smoke exhauster 12 is fed to a scrubber 13, the nozzles of which are irrigated with water from the tank 14 using the pump 15. The resulting weak solution of sulfur and sulfuric acid is poured into the tank 14 and from there the pump 16 serves to irrigate the absorber nozzle 2. The aqueous sulfur suspension is separated in a centrifugal separator 17, water is returned to the tank 14, and sulfur - to the sump 18.
Принцип работы блока очистки и осушки газа заключается в следующем. Исходный газ с высоким содержанием сероводорода вначале очищают от твердых частиц и жидкой фазы в фильтре 1, а затем подают его в абсорбер 2, заполненный кольцами Рашига, изготовленными из боксита, которые ускоряют химическую реакцию хемсорбции. Насадку абсорбера 2 орошают слабым раствором сернистой и серной кислот, который подают насосом 16 из бака 14. В процессе взаимодействия сероводорода и сернистой кислоты на поверхности колец Рашига образуются элементарная сера и вода. Химическая реакция протекает в следующем виде: 2H2S + H2SO3 = 3H2O + 3S.The principle of operation of the gas cleaning and drying unit is as follows. The source gas with a high content of hydrogen sulfide is first cleaned of solid particles and the liquid phase in the filter 1, and then it is fed to an absorber 2 filled with Raschig rings made of bauxite, which accelerate the chemical chemisorption reaction. The nozzle of the absorber 2 is irrigated with a weak solution of sulphurous and sulfuric acids, which is supplied by pump 16 from tank 14. During the interaction of hydrogen sulphide and sulphurous acid, elemental sulfur and water are formed on the surface of the Rashig rings. The chemical reaction proceeds as follows: 2H 2 S + H 2 SO 3 = 3H 2 O + 3S.
Водную суспензию серы сливают в бак 3 для предварительного седиментационного сепарирования, а затем разделяют серу и воду в центробежном сепараторе 17. Воду возвращают в бак 14, а серу - в отстойник 18. Степень очистки исходного газа от сероводорода в абсорбере 2 составляет 0,65 - 0,95. Окончательную глубокую очистку и осушку газа проводят в одном из адсорберов 4, 5 и 6, заполненных адсорбентом, в частности цеолитом NaX. После адсорбера очищенный и осушенный газ подают на следующую технологическую операцию, например на сжижение. При этом, когда адсорбер 4 работает в режиме очистки и осушки газа, адсорбер 5 находится в режиме охлаждения, а адсорбер 6 - в режиме регенерации. По мере насыщения цеолита адсорбтивом периодически производят переключение адсорберов с одного режима на другой. Для регенерации адсорбента используют часть очищенного газа (8 - 10%), который вначале нагревают в рекуперативном теплообменнике 7, а затем в рибойлере 8 до температуры 350oC и продувают адсорбент в течение определенного времени. Регенерационный газ с высоким содержанием сероводорода после адсорбера охлаждают в рекуперативном теплообменнике 7 и водяном холодильнике 9. Сконденсированную воду и тяжелые углеводороды отделяют от газа в сепараторе 10 и газ сжигают в топке котла 11 в потоке воздуха. Дымовые газы, содержащие диоксид серы (продукт сгорания сероводорода: 2H2S + 3O2 = 2SO2 + 2H2O), окислы азота и кислород подают дымососом 12 в скруббер 13, имеющий полукоксовые насадки, которые орошают водой из бака 14 при помощи насоса 15. В результате взаимодействия диоксида серы и воды на поверхности полукокса, имеющего каталитические свойства, образуется сернистая кислота: SO2 + H2O = H2SO3, а также, ввиду наличия в дымовых газах кислорода, образуется серная кислота: 2SO2 + O2 + 2H2O = 2H2SO4. Кроме того, сам диоксид серы хорошо растворяется в воде (40 объемов SO2 в одном объеме воды). Образовавшиеся сернистую и серную кислоты подают насосом 16 на насадки абсорбера 2, где происходит контакт сероводорода с кислотой и образование элементарной серы. Степень очистки дымовых газов от диоксида серы может достигать 0,99.The aqueous suspension of sulfur is poured into the tank 3 for preliminary sedimentation separation, and then sulfur and water are separated in a centrifugal separator 17. Water is returned to the tank 14, and sulfur to the sump 18. The degree of purification of the source gas from hydrogen sulfide in the absorber 2 is 0.65 - 0.95. The final deep cleaning and drying of the gas is carried out in one of the adsorbers 4, 5 and 6, filled with an adsorbent, in particular, NaX zeolite. After the adsorber, the purified and dried gas is supplied to the next process step, for example, to liquefy. In this case, when the adsorber 4 is operating in the gas purification and drying mode, the adsorber 5 is in the cooling mode, and the adsorber 6 is in the regeneration mode. As the zeolite is saturated with an adsorbent, adsorbers are periodically switched from one mode to another. To regenerate the adsorbent, a part of the purified gas (8-10%) is used, which is first heated in a regenerative heat exchanger 7, and then in a reboiler 8 to a temperature of 350 ° C and the adsorbent is blown for a certain time. The regeneration gas with a high hydrogen sulfide content after the adsorber is cooled in a recuperative heat exchanger 7 and a water cooler 9. Condensed water and heavy hydrocarbons are separated from the gas in the separator 10 and the gas is burned in the furnace of the boiler 11 in an air stream. Flue gases containing sulfur dioxide (hydrogen sulfide combustion product: 2H 2 S + 3O 2 = 2SO 2 + 2H 2 O), nitrogen oxides and oxygen are fed by a smoke exhaust fan 12 to a scrubber 13 having semi-coke nozzles that are irrigated with water from a tank 14 using a pump 15. As a result of the interaction of sulfur dioxide and water on the surface of the semicoke having catalytic properties, sulfuric acid is formed: SO 2 + H 2 O = H 2 SO 3 , and also, due to the presence of oxygen in flue gases, sulfuric acid is formed: 2SO 2 + O 2 + 2H 2 O = 2H 2 SO 4 . In addition, sulfur dioxide itself is highly soluble in water (40 volumes of SO 2 in one volume of water). The resulting sulfuric and sulfuric acids are pumped 16 to the nozzles of the absorber 2, where hydrogen sulfide is contacted with acid and elemental sulfur is formed. The degree of purification of flue gases from sulfur dioxide can reach 0.99.
Пример выполнения способа очистки и осушки природного газа от сероводорода и влаги. An example of the method of purification and drying of natural gas from hydrogen sulfide and moisture.
Исходный природный газ с расходом 2000 м3/ч, содержащий 8,6 г/м3 сероводорода, подают в блок очистки и осушки газа. В фильтре 1 производят отделение от газа твердых включений и жидкой фазы, а затем подают в абсорбер 2, где газ очищают от сероводорода на 90%. Газ с остаточным содержанием сероводорода 0,86 г/м3 подают в адсорбер 4, заполненный цеолитом NaX, где производят глубокую очистку газа до остаточного содержания сероводорода 5-10 мг/м3, а также его осушку до точки росы минус 60 - 70oC. Очищенный и осушенный газ подают, например, на сжижение. После насыщения цеолита адсорбера 4 сероводородом его переводят в режим регенерации, а в режим очистки и осушки подсоединяют адсорбер 5. Для регенерации адсорбента и восстановления его поглотительных свойств отбирают 100 - 150 м3/ч очищенного газа, охлаждают этим газом адсорбент адсорбера 6, затем нагревают газ в рекуперативном теплообменнике 7 до температуры 150 - 160oC и в огневом рибойлере 8 - до температуры 350oC и подают в адсорбер 4. Регенерационный газ после адсорбера 4 с содержанием сероводорода 11,5 - 17,2 г/м3 и температурой 250oC вначале охлаждают в рекуперативном теплообменнике 7, а затем - в водяном холодильнике 9 до температуры 25 - 30oC и отделяют конденсат воды в сепараторе 10. После сепаратора 10 газ подают в топку котла 11, где сжигают в потоке воздуха. В процессе сжигания регенерационных газов в топке котла образуется 1500 - 2000 м3/ч дымовых газов со средним содержанием диоксида серы 2,0 г/м3. Дымовые газы дымососом 12 направляют в скруббер 13, насадки которого орошают водой из бака 14 с помощью насоса 15. Диоксид серы, растворяясь и соединяясь с водой, образует сернистую и серную кислоты, которые подают на орошение насадки абсорбера 2 с помощью насоса 16. В результате взаимодействия сернистой, серной кислот, а также водного раствора диоксида серы с сероводородом на поверхности каталитической насадки - колец Рашига, изготовленных из активированного боксита и обработанных гидрофобным материалом, образуется элементарная сера, которую смывают орошаемым раствором в бак-отстойник 3. Затем концентрат серы отделяют от жидкости в центрифуге 17 и сушат в отстойнике 18. Для поддержания или увеличения содержания диоксида серы в дымовых газах и, соответственно, увеличения концентрации кислоты, подаваемой в абсорбер 2, в топке котла 11 можно дополнительно сжигать часть полученной элементарной серы. При этом используется теплотворная способность сероводорода и серы. Тепло, полученное в котле 11, может быть использовано для промышленных и бытовых нужд.The source natural gas with a flow rate of 2000 m 3 / h, containing 8.6 g / m 3 of hydrogen sulfide, is fed to the gas purification and drying unit. In filter 1, solids and liquid phase are separated from the gas, and then fed to the absorber 2, where the gas is 90% purified from hydrogen sulfide. A gas with a residual hydrogen sulfide content of 0.86 g / m 3 is fed to an adsorber 4 filled with NaX zeolite, where the gas is deeply purified to a residual hydrogen sulfide content of 5-10 mg / m 3 , as well as its drying to a dew point of minus 60 - 70 o C. The purified and dried gas is supplied, for example, for liquefaction. After the zeolite of the adsorber 4 is saturated with hydrogen sulfide, it is transferred to the regeneration mode, and the adsorber 5 is connected to the cleaning and drying mode. To regenerate the adsorbent and restore its absorption properties, 100-150 m 3 / h of purified gas are taken, the adsorbent adsorbent 6 is cooled with this gas, and then heated gas in a recuperative heat exchanger 7 to a temperature of 150 - 160 o C and in a fire reboiler 8 to a temperature of 350 o C and fed to the adsorber 4. Regeneration gas after adsorber 4 with a hydrogen sulfide content of 11.5 - 17.2 g / m 3 and temperature 250 o C first cool t in a recuperative heat exchanger 7, and then in a water cooler 9 to a temperature of 25 - 30 o C and the condensate of water is separated in the separator 10. After the separator 10, the gas is fed into the furnace of the boiler 11, where it is burned in an air stream. During the combustion of regeneration gases, 1,500 - 2,000 m 3 / h of flue gases with an average sulfur dioxide content of 2.0 g / m 3 are formed in the boiler furnace. Flue gases from the exhaust fan 12 are sent to a scrubber 13, the nozzles of which are irrigated with water from the tank 14 using the pump 15. Sulfur dioxide, dissolving and combining with water, forms sulfuric and sulfuric acids, which are fed to the nozzle of the absorber 2 using the pump 16. As a result interaction of sulfuric, sulfuric acids, as well as an aqueous solution of sulfur dioxide with hydrogen sulfide on the surface of the catalytic nozzle - Rashig rings made of activated bauxite and treated with a hydrophobic material, elementary sulfur is formed, which wash the irrigated solution into the settling tank 3. Then the sulfur concentrate is separated from the liquid in a centrifuge 17 and dried in the settling tank 18. To maintain or increase the content of sulfur dioxide in the flue gases and, accordingly, increase the concentration of acid supplied to the absorber 2 in the boiler furnace 11, it is possible to additionally burn part of the obtained elemental sulfur. The calorific value of hydrogen sulfide and sulfur is used. The heat obtained in the boiler 11 can be used for industrial and domestic needs.
Рибойлер 8 и котел 11 могут быть объединены в один блок, что позволит сократить количество применяемого оборудования. Riboiler 8 and boiler 11 can be combined into one unit, which will reduce the amount of equipment used.
Таким образом, разработанная технология очистки природного газа позволяет произвести глубокую очистку его от сероводорода и влаги с простым аппаратным исполнением без применения дорогостоящих реагентов и без загрязнения окружающей среды продуктами очистки, так как продукт очистки газа используется для получения дешевого реагента, применяемого для хемсорбции сероводорода. Глубокая очистка и осушка природного газа от сероводорода и влаги до требуемой кондиции возможна только адсорбционным способом, но при этом потребовалось бы адсорбента в десять раз больше, чем в предлагаемом способе, и, соответственно, большего расхода газа на регенерацию адсорбента и тепловой энергии для его нагрева, при этом проблема утилизации продуктов очистки газа без ущерба для окружающей среды оставалась бы весьма сложной, требующей дополнительного оборудования и затрат. Thus, the developed natural gas purification technology allows deep purification of it from hydrogen sulfide and moisture with a simple hardware design without the use of expensive reagents and without environmental pollution by purification products, since the gas purification product is used to obtain a cheap reagent used for chemisorption of hydrogen sulfide. Deep cleaning and drying of natural gas from hydrogen sulfide and moisture to the required condition is possible only by the adsorption method, but it would require an adsorbent ten times more than in the proposed method, and, accordingly, a greater gas consumption for regeneration of the adsorbent and thermal energy to heat it At the same time, the problem of disposing of gas purification products without harming the environment would remain very complex, requiring additional equipment and costs.
Сравнение существенных признаков предложенного и известных решений дает основание считать, что предложенное техническое решение отвечает критериям "изобретательский уровень" и "промышленная применимость". A comparison of the essential features of the proposed and known solutions gives reason to believe that the proposed technical solution meets the criteria of "inventive step" and "industrial applicability".
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2000107466A RU2176266C1 (en) | 2000-03-27 | 2000-03-27 | Method of treatment and dehydration of natural and associated petroleum gas with high content of hydrogen sulfide |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2000107466A RU2176266C1 (en) | 2000-03-27 | 2000-03-27 | Method of treatment and dehydration of natural and associated petroleum gas with high content of hydrogen sulfide |
Related Child Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2001123552A Division RU2197318C1 (en) | 2001-08-22 | 2001-08-22 | Device for cleaning and drying natural gas and associated petroleum gas at high content of hydrogen sulfide |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2000107466A RU2000107466A (en) | 2001-11-27 |
| RU2176266C1 true RU2176266C1 (en) | 2001-11-27 |
Family
ID=20232399
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2000107466A RU2176266C1 (en) | 2000-03-27 | 2000-03-27 | Method of treatment and dehydration of natural and associated petroleum gas with high content of hydrogen sulfide |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2176266C1 (en) |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2456059C2 (en) * | 2010-04-08 | 2012-07-20 | Марат Хатимович Газизов | Method of gas treatmentand device to this end |
| RU2536513C2 (en) * | 2009-09-14 | 2014-12-27 | ТюссенКрупп Уде ГмбХ | Natural gas drying by simultaneous cooling of solvent and natural gas |
| RU2554134C1 (en) * | 2014-06-17 | 2015-06-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for additional drying and purifying of hydrogen-sulphide-containing associated gas for further usage as fuel in gas generator plants and system for its implementation |
| RU2618009C1 (en) * | 2016-03-01 | 2017-05-02 | Юрий Михайлович Михайлов | Plant for cleaning oil petroleum and natural gas from sulfur-containing compounds |
| RU2708853C1 (en) * | 2019-07-02 | 2019-12-11 | Юрий Михайлович Михайлов | Plant for purification of associated petroleum and natural gas from sulfur-containing compounds |
| RU2800293C1 (en) * | 2023-02-01 | 2023-07-19 | Масникас Стасис Стасисович | Method for purification of polluted air |
-
2000
- 2000-03-27 RU RU2000107466A patent/RU2176266C1/en active
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| А.П.КЛИМЕНКО Сжиженные углеводородные газы М.: Недра, 1974, с.35-36. * |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2536513C2 (en) * | 2009-09-14 | 2014-12-27 | ТюссенКрупп Уде ГмбХ | Natural gas drying by simultaneous cooling of solvent and natural gas |
| RU2456059C2 (en) * | 2010-04-08 | 2012-07-20 | Марат Хатимович Газизов | Method of gas treatmentand device to this end |
| RU2554134C1 (en) * | 2014-06-17 | 2015-06-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for additional drying and purifying of hydrogen-sulphide-containing associated gas for further usage as fuel in gas generator plants and system for its implementation |
| RU2618009C1 (en) * | 2016-03-01 | 2017-05-02 | Юрий Михайлович Михайлов | Plant for cleaning oil petroleum and natural gas from sulfur-containing compounds |
| RU2708853C1 (en) * | 2019-07-02 | 2019-12-11 | Юрий Михайлович Михайлов | Plant for purification of associated petroleum and natural gas from sulfur-containing compounds |
| RU2800293C1 (en) * | 2023-02-01 | 2023-07-19 | Масникас Стасис Стасисович | Method for purification of polluted air |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US5059405A (en) | Process and apparatus for purification of landfill gases | |
| SU778702A3 (en) | Method of gas purification from sulfur dioxide | |
| RU2349371C2 (en) | Method for separation of waste gas or smoke produced in process of fuel oxidation, and extraction of carbon dioxide from it | |
| US3864460A (en) | Method for removing hydrogen sulfide from hydrocarbon gas streams without pollution of the atmosphere | |
| KR20110081217A (en) | Carbon dioxide purification using activated carbon as nox and so2 sorbent/catalyst | |
| CN110621389A (en) | Optimizing Claus tail gas treatment by sulfur dioxide selective membrane technology and sulfur dioxide selective absorption technology | |
| EA001297B1 (en) | Selective removal and recovery of sulfur dioxide from effluent gases using organic phosphorous solvents | |
| WO2018165512A1 (en) | Enhancement of claus tail gas treatment by sulfur dioxide-selective membrane technology | |
| CA2849714C (en) | Water-saving liquid-gas processing system based on equilibrium moisture operation | |
| CA2661719A1 (en) | Wet gas scrubbing process | |
| CN114835142B (en) | Method for recovering carbon dioxide from industrial kiln tail gas and producing lithium carbonate | |
| RU2197318C1 (en) | Device for cleaning and drying natural gas and associated petroleum gas at high content of hydrogen sulfide | |
| CN111375273B (en) | Treatment method and device for sulfur dioxide-containing waste gas | |
| CN111375271B (en) | Method and device for treating flue gas containing sulfur dioxide | |
| GB2118455A (en) | Selective acid gas removal | |
| RU2176266C1 (en) | Method of treatment and dehydration of natural and associated petroleum gas with high content of hydrogen sulfide | |
| CA1052980A (en) | Process for the removal of sulfur dioxide from exhaust flue gases | |
| CN111375274B (en) | Containing SO 2 Gas treatment method and apparatus | |
| WO2013114314A1 (en) | A gas processing unit comprising a device for removing nitrogen oxides | |
| CN106178951A (en) | Flue gas desulfurization absorbs resolution system and analytic method | |
| RU2618009C1 (en) | Plant for cleaning oil petroleum and natural gas from sulfur-containing compounds | |
| RU2568213C1 (en) | Method of removing hydrogen sulphide from gas | |
| CN114159950A (en) | Flue gas desulfurization and decarburization coupled treatment system and method | |
| JPH07241441A (en) | Method for desulfurizing sulfur dioxide-containing gas as gas to be treated | |
| RU2624297C1 (en) | Method for producing carbon dioxide from flue gases |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PD4A | Correction of name of patent owner | ||
| PC41 | Official registration of the transfer of exclusive right |
Effective date: 20110615 |