RU2385759C2 - Method for treatment of associated oil gas from hydrogen sulfide and installation for its realisation - Google Patents
Method for treatment of associated oil gas from hydrogen sulfide and installation for its realisation Download PDFInfo
- Publication number
- RU2385759C2 RU2385759C2 RU2008113910/15A RU2008113910A RU2385759C2 RU 2385759 C2 RU2385759 C2 RU 2385759C2 RU 2008113910/15 A RU2008113910/15 A RU 2008113910/15A RU 2008113910 A RU2008113910 A RU 2008113910A RU 2385759 C2 RU2385759 C2 RU 2385759C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- absorbent
- absorber
- hydrogen sulfide
- gas
- regenerator
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Gas Separation By Absorption (AREA)
- Treating Waste Gases (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной, газовой и химической промышленности, в частности к установкам для очистки газов от сероводорода, и может быть использовано при подготовке попутного нефтяного газа к потреблению.The invention relates to the oil, gas and chemical industries, in particular to installations for the purification of gases from hydrogen sulfide, and can be used in the preparation of associated petroleum gas for consumption.
Известны способы удаления сероводорода из углеводородных газов на установках аминовой очистки с последующей утилизацией кислого газа, получаемого при термической регенерации водного раствора этаноламина, на установке Клауса с получением элементной «газовой» серы [Технология переработки природного газа и конденсата. Справочник. Ч.1. М.: ООО Недра-Бизнесцентр. 2002. С.517]. Однако использование аминовой очистки для попутного нефтяного газа осложняется из-за невысокого давления газа, наличия углеводородов С5 и выше, низкого соотношения сероводород/углекислый газ. Кроме того, аминовая очистка используется, как правило, на большие объемы газа - сотни тысяч м3/ч, что обусловлено достаточно высокими капитальными затратами на строительство такого комплекса газоочистки. Утилизация кислого газа аминовой очистки на установке Клауса требует больших капитальных и энергетических затрат, а получаемая сера не всегда используется и складируется на газоперерабатывающих предприятиях, нанося ущерб окружающей среде.Known methods for removing hydrogen sulfide from hydrocarbon gases in amine purification plants with subsequent utilization of acid gas obtained by thermal regeneration of an aqueous solution of ethanolamine in a Claus plant to produce elemental "gas" sulfur [Technology of processing natural gas and condensate. Directory.
Из группы способов жидкофазной абсорбционной очистки газов в качестве аналога заявленному способу можно выделить установку для удаления сероводорода, описанную в патенте WO 0030738 [кл. B01D 53/14, 2000 г., 21 с.] и содержащую абсорбер и регенератор, выполненные в виде насадочных аппаратов, сепаратор, насос для подачи абсорбента в абсорбер. Одной из отличительных особенностей данного способа является использование в различных секциях одного абсорбера частично и полностью регенерированных потоков абсорбента, что сокращает циркуляцию абсорбента при сохранении эффективности очистки газа. При этом в качестве абсорбентов предлагается использовать алканоламины и их смеси для удаления углекислого газа, а также сероводорода. Однако данный способ не лишен всех вышеуказанных недостатков аминовой очистки, в том числе необходимости высокотемпературной (свыше 100°С) регенерации насыщенного абсорбента, и не приспособлен для глубокого удаления из углеводородных газов сероводорода.From the group of methods for liquid-phase absorption gas purification as an analogue of the claimed method, there can be distinguished an installation for removing hydrogen sulfide described in patent WO 0030738 [class. B01D 53/14, 2000, 21 pp.] And comprising an absorber and a regenerator made in the form of nozzles, a separator, a pump for supplying absorbent material to the absorber. One of the distinguishing features of this method is the use of partially and fully regenerated absorbent streams in various sections of one absorber, which reduces the circulation of the absorbent while maintaining the efficiency of gas purification. At the same time, it is proposed to use alkanolamines and their mixtures as absorbents to remove carbon dioxide, as well as hydrogen sulfide. However, this method is not without all of the above disadvantages of amine purification, including the need for high-temperature (over 100 ° C) regeneration of a saturated absorbent, and is not suitable for deep removal of hydrogen sulfide from hydrocarbon gases.
Существуют и другие способы очистки газов от сероводорода, включающие физическую абсорбцию, адсорбцию на цеолитах и др. [Ганз С.Н. Очистка промышленных газов. Справочное пособие. X.: НПП МКП Домна. 2006. C.117]. Их недостатками являются невысокая степень очистки, ограничения по количеству сероводорода в сырье, сложность и энергоемкость регенерации, высокие капитальные затраты.There are other methods of purification of gases from hydrogen sulfide, including physical absorption, adsorption on zeolites, etc. [Ganz S.N. Industrial gas purification. Reference manual. X .: NPP MKP Domna. 2006. C.117]. Their disadvantages are a low degree of purification, restrictions on the amount of hydrogen sulfide in raw materials, the complexity and energy intensity of regeneration, and high capital costs.
Наиболее близким по технической сущности к настоящему изобретению является применение для очистки газов от сероводорода абсорбента, включающего водный раствор хелатного соединения железа, органического амина и гидроокиси или карбоната щелочного металла; с целью снижения его коррозионной активности абсорбент дополнительно содержит фосфат натрия, или калия, или аммония [АС №1287346 от 31.05.1982 г. А.М.Фахриев, А.М.Мазгаров, Р.Н.Хафизов и др.].The closest in technical essence to the present invention is the use for cleaning gases from hydrogen sulfide absorbent, including an aqueous solution of a chelate compound of iron, an organic amine and an alkali metal hydroxide or carbonate; in order to reduce its corrosive activity, the absorbent additionally contains sodium phosphate, or potassium, or ammonium [AS No. 1287346 dated 05/31/1982 A.M. Fakhriev, A.M. Mazgarov, R.N. Khafizov, etc.].
Способ использования и технология очистки от сероводорода газа в указанном изобретении не раскрываются, однако они описаны в подобном изобретении [АС №1347231 от 22.11.1983 г. А.М.Фахриев, Р.Н.Хафизов, А.М.Мазгаров и др.]. Согласно данному изобретению абсорбент подобного состава используется для поглощения сероводорода из газа в термостатируемом при 25°С абсорбере. Способ очистки заключается в смешивании сероводородсодержащего газа с жидким поглотительным раствором, содержащим соединения трехвалентного железа, и последующей регенерации отработанного раствора путем продувки поглотительного раствора воздухом.The method of use and the technology for cleaning gas from hydrogen sulfide are not disclosed in this invention, however, they are described in a similar invention [AS No. 1347231 of 11/22/1983 A.M. Fakhriev, R.N. Khafizov, A.M. Mazgarov, etc. ]. According to this invention, an absorbent of a similar composition is used to absorb hydrogen sulfide from a gas in an absorber thermostatically controlled at 25 ° C. The cleaning method consists in mixing a hydrogen sulfide-containing gas with a liquid absorption solution containing ferric iron compounds, and then regenerating the spent solution by blowing the absorption solution into the air.
К недостаткам вышеуказанных способов и абсорбентов относятся сложный многокомпонентный состав поглотительного раствора, его высокая стоимость и сложность утилизации балансового количества отработанного раствора, содержащего токсичные органические и металлорганические соединения. Также недостатком указанного способа является необходимость отделения от поглотительного раствора и дальнейшей утилизации элементной серы, образуемой при регенерации поглотительного раствора.The disadvantages of the above methods and absorbents include the complex multicomponent composition of the absorption solution, its high cost and the difficulty of disposing of the balance amount of the spent solution containing toxic organic and organometallic compounds. Another disadvantage of this method is the need for separation from the absorption solution and further disposal of elemental sulfur formed during the regeneration of the absorption solution.
Целью изобретения является упрощение технологического оформления и снижение капитальных затрат на очистку газа от сероводорода для его последующего применения в качестве топливного газа газопоршневых и газотурбинных установок для выработки электроэнергии и водяного пара, для печей установок подготовки нефти, котлов, а также для последующей сепарации и фракционирования.The aim of the invention is to simplify the process design and reduce capital costs for cleaning gas from hydrogen sulfide for its subsequent use as fuel gas for gas reciprocating and gas turbine plants for generating electricity and steam, for furnaces for oil treatment plants, boilers, as well as for subsequent separation and fractionation.
Задача, решаемая изобретением, - очистка углеводородных, в том числе попутного нефтяного, газов от сероводорода химическим способом, позволяющим осуществлять процесс очистки в промысловых условиях дешевым и доступным поглотителем простого состава, без применения высоких температур и давления, без образования элементной серы в качестве побочного продукта.The problem solved by the invention is the purification of hydrocarbon, including associated petroleum, gases from hydrogen sulfide by a chemical method that allows the process of purification in the field to be carried out with a cheap and affordable absorber of simple composition, without the use of high temperatures and pressure, without the formation of elemental sulfur as a by-product .
Поставленная задача решается следующим образом.The problem is solved as follows.
Предлагается способ, который заключается в нейтрализации сероводорода путем смешивания газа с жидким поглотительным раствором - абсорбентом, содержащим в качестве химического реагента гидроксиды металлов I, II группы или их смеси, а в качестве катализатора окисления фталоцианиновый комплекс кобальта, и последующей регенерации отработанного раствора путем смешивания его с воздухом. В процессе очистки протекают следующие реакции (1-2):A method is proposed which consists in neutralizing hydrogen sulfide by mixing gas with a liquid absorption solution - an absorbent containing hydroxides of metals of group I, II or their mixtures as a chemical reagent, and a phthalocyanine cobalt complex as an oxidation catalyst, and subsequent regeneration of the spent solution by mixing it with air. In the process of cleaning, the following reactions proceed (1-2):
Параллельно протекает более медленная реакция раствора с углекислым газом, входящим в состав ПНГ, по реакциям (3-4):In parallel, the slower reaction of the solution with carbon dioxide, which is part of the APG, proceeds according to reactions (3-4):
Сероводород реагирует с образовавшимся по реакции (3) карбонатом натрия по реакциям (5-6):Hydrogen sulfide reacts with sodium carbonate formed by reaction (3) by reactions (5-6):
Таким образом, в процессе очистки в составе поглотительного щелочного раствора появляется вторичный реагент, который дополнительно очищает газ от сероводорода.Thus, during the cleaning process, a secondary reagent appears in the composition of the absorbing alkaline solution, which further purifies the gas from hydrogen sulfide.
В регенераторе в присутствии фталоцианинового катализатора происходит окисление сульфида и гидросульфида натрия до сульфата и тиосульфата натрия по реакциям (7-8):In the regenerator in the presence of a phthalocyanine catalyst, sodium sulfide and sodium hydrosulfide are oxidized to sodium sulfate and sodium thiosulfate according to reactions (7-8):
Таким образом, сероводород по предлагаемому изобретению превращается в процессе очистки в нейтральные нетоксичные соли натрия, при этом элементной серы в качестве побочного продукта не образуется. Балансовое количество отработанного абсорбента периодически выводится с установки для утилизации. Одним из вариантов утилизации является закачка отработанного раствора, содержащего нетоксичные нейтральные соли, в пласт для поддержания пластового давления. Срок службы раствора зависит от содержания сероводорода и углекислого газа в сырье.Thus, the hydrogen sulfide according to the invention is transformed during the purification process into neutral non-toxic sodium salts, while elemental sulfur is not formed as a by-product. The carrying amount of spent absorbent is periodically removed from the disposal facility. One of the disposal options is to pump the waste solution containing non-toxic neutral salts into the reservoir to maintain reservoir pressure. The service life of the solution depends on the content of hydrogen sulfide and carbon dioxide in the feed.
Для реализации разработанного способа очистки по настоящему изобретению применяется установка, которая содержит абсорбер, регенератор, емкость приготовления абсорбента, сепараторы газа и отработанного воздуха, воздушный компрессор. Абсорбер и регенератор содержит диспергатор для ввода газа и воздуха соответственно.To implement the developed cleaning method of the present invention, a plant is used that contains an absorber, a regenerator, an absorber preparation tank, gas and exhaust air separators, and an air compressor. The absorber and regenerator contains a dispersant for introducing gas and air, respectively.
Техническим результатом от использования изобретения является очистка попутного нефтяного газа от сероводорода при невысоком давлении и температуре на 99% и выше; отсутствие элементной серы в качестве побочного продукта. При этом простота конструкции установки, возможность многоцелевого использования оборудования значительно снижает капитальные затраты на ее строительство.The technical result from the use of the invention is the purification of associated petroleum gas from hydrogen sulfide at a low pressure and temperature of 99% and above; lack of elemental sulfur as a by-product. Moreover, the simplicity of the installation design, the possibility of multi-purpose use of equipment significantly reduces the capital cost of its construction.
Сущность предлагаемого изобретения иллюстрируется следующими примерами.The essence of the invention is illustrated by the following examples.
Пример 1. Попутный нефтяной газ (ПНГ) с содержанием в нем сероводорода 3,5 мас.% в количестве 100 м3/ч при температуре 15°С и избыточном давлении 0,15 МПа подают на установку очистки, включающую абсорбер и регенератор, выполненный в виде насадочного аппарата, сепараторы, насос для подачи абсорбента в абсорбер, схема которой представлена на фиг.1. Емкость Е-1 заполнена раствором абсорбента - водно-щелочным раствором кобальт-фталоцианинового катализатора, который готовится в емкости Е-2. Концентрация гидроксида натрия в растворе 10 мас.%, концентрация катализатора 0,001 мас.%. В емкости Е-1 происходит извлечение сероводорода из ПНГ с образованием сульфида и гидросульфида натрия. Очищенный от сероводорода ПНГ из емкости Е-1 направляется в сепаратор-каплеотбойник С-1 для освобождения от унесенных капель раствора и затем отводится с установки на дальнейшее использование. Содержание сероводорода в очищенном газе определяется хроматографическим анализом по ГОСТ 23781-87 и составляет 0,001 мас.%.Example 1. Associated petroleum gas (APG) with a content of hydrogen sulfide of 3.5 wt.% In an amount of 100 m 3 / h at a temperature of 15 ° C and an overpressure of 0.15 MPa is fed to a treatment plant including an absorber and a regenerator made in the form of a nozzle apparatus, separators, a pump for supplying absorbent material to the absorber, a diagram of which is shown in FIG. The E-1 tank is filled with an absorbent solution - an aqueous-alkaline solution of a cobalt-phthalocyanine catalyst, which is prepared in the E-2 tank. The concentration of sodium hydroxide in the solution is 10 wt.%, The concentration of the catalyst is 0.001 wt.%. In the tank E-1, hydrogen sulfide is removed from the APG with the formation of sodium sulfide and sodium hydrosulfide. The associated gas purified from the hydrogen sulfide from the E-1 tank is sent to the S-1 droplet separator to release the droplets taken away from the solution and then removed from the unit for further use. The hydrogen sulfide content in the purified gas is determined by chromatographic analysis according to GOST 23781-87 and is 0.001 wt.%.
Насыщенный раствор абсорбента насосом Н-1 подается через статический смеситель М-1 в куб регенератора Р-1. В линию подачи раствора абсорбента дозирующим насосом НД-1 из емкости Е-3 подается небольшое количество раствора катализатора для поддержания его концентрации в абсорбенте. В куб регенератора Р-1 через распределительное устройство компрессором ВК-1 подается расчетное количество технологического воздуха.A saturated solution of absorbent pump N-1 is fed through a static mixer M-1 into the cube of the regenerator R-1. A small amount of the catalyst solution is fed into the absorbent solution supply line by the ND-1 metering pump from the E-3 tank to maintain its concentration in the absorbent. The calculated amount of process air is fed into the cube of the R-1 regenerator through the switchgear by the VK-1 compressor.
В регенераторе Р-1 при температуре до 80°С и избыточном давлении до 0,5 МПа в присутствии фталоцианинового катализатора происходит окисление кислородом воздуха сульфида и гидросульфида натрия до сульфата и тиосульфата натрия. Регенерированный раствор абсорбента совместно с отработанным воздухом с верха регенератора Р-1 направляются в сепаратор С-2, в котором происходит разделение отработанного воздуха и регенерированного раствора. С верха сепаратора С-2 отработанный воздух поступает в трубу рассеивания или в печь на прокалку, а раствор абсорбента насосом Н-2 направляется в холодильник Х-2, где охлаждается до 30-50°С. Затем регенерированный абсорбент подается в Е-1 для очистки ПНГ, а балансовое количество периодически выводится для утилизации. Подпитка свежим поглотительным раствором осуществляется периодически из емкости Е-2 для поддержания pH раствора не ниже 14. Утилизация отработанного раствора, содержащего нетоксичные нейтральные соли, осуществляется смешением с подтоварной водой установки подготовки нефти и закачкой далее в пласт для поддержания пластового давления (в систему ППД).In the R-1 regenerator at a temperature of up to 80 ° C and an overpressure of up to 0.5 MPa in the presence of a phthalocyanine catalyst, air sulfide and sodium hydrogen sulfide are oxidized to sodium sulfate and sodium thiosulfate. The regenerated absorbent solution together with the exhaust air from the top of the regenerator P-1 is directed to the separator C-2, in which the separation of the exhaust air and the regenerated solution takes place. From the top of the C-2 separator, the exhaust air enters the scattering pipe or into the furnace for calcination, and the absorbent solution is sent to the X-2 refrigerator by the pump N-2, where it is cooled to 30-50 ° C. Then, the regenerated absorbent is supplied to E-1 for the purification of APG, and the balance amount is periodically withdrawn for utilization. The fresh absorption solution is fed periodically from the E-2 tank to maintain the pH of the solution not lower than 14. Disposal of the spent solution containing non-toxic neutral salts is carried out by mixing with the produced water of the oil treatment unit and pumping it further into the reservoir to maintain reservoir pressure (in the RPM system) .
Пример 2. Попутный нефтяной газ с содержанием в нем сероводорода 1,5 мас.% в количестве 1000 м3/ч при температуре 10°С и избыточном давлении 0,25 МПа подают на установку очистки, схема которой представлена на фиг.2.Example 2. Associated petroleum gas with a content of hydrogen sulfide of 1.5 wt.% In the amount of 1000 m 3 / h at a temperature of 10 ° C and an overpressure of 0.25 MPa is fed to the treatment plant, the scheme of which is shown in Fig.2.
ПНГ через распределительное устройство поступает в куб насадочного абсорбера А-1. Абсорбер частично заполнен раствором абсорбента, который готовится в емкости Е-1. Концентрация гидроксида натрия в растворе 10 мас.%, концентрация кобальт-фталоцианинового катализатора 0,001 мас.%. В А-1 сверху в режиме противотока подается необходимое количество абсорбента и происходит извлечение сероводорода из ПНГ с образованием сульфида и гидросульфида натрия. Очищенный от сероводорода ПНГ из абсорбера А-1 направляется в сепаратор-каплеотбойник С-1 для освобождения от унесенных капель раствора и затем отводится с установки на дальнейшее использование. Содержание сероводорода в очищенном газе определяется хроматографическим анализом по ГОСТ 23781-87 и составляет 0,001 мас.%. Регенерация насыщенного абсорбента осуществляется аналогично примеру 1.APG through the distribution device enters the cube of the packed absorber A-1. The absorber is partially filled with an absorbent solution, which is prepared in a container E-1. The concentration of sodium hydroxide in the solution is 10 wt.%, The concentration of cobalt-phthalocyanine catalyst is 0.001 wt.%. In A-1, the required amount of absorbent is fed from above in countercurrent mode and hydrogen sulfide is removed from the associated gas with the formation of sodium sulfide and sodium hydrosulfide. The APG purified from hydrogen sulfide from the A-1 absorber is sent to the S-1 droplet separator to release the droplets taken away from the solution and then removed from the unit for further use. The hydrogen sulfide content in the purified gas is determined by chromatographic analysis according to GOST 23781-87 and is 0.001 wt.%. The regeneration of the saturated absorbent is carried out analogously to example 1.
Пример 3. Попутный нефтяной газ с содержанием в нем сероводорода 2,5 мас.% в количестве 150 м3/ч при температуре 20°С и избыточном давлении 0,15 МПа подают на установку очистки, в которой в качестве регенератора используют емкость приготовления абсорбента, снабженную диспергатором для смешения насыщенного абсорбента с воздухом. Схема установки представлена на фиг.3. Емкость Е-1 заполнена раствором абсорбента - водно-щелочным раствором кобальт-фталоцианинового катализатора, который готовится в емкости Е-2. Абсорбент представляет собой водный раствор смеси гидроксидов натрия (концентрация в растворе 9 мас.%) и гидроксида кальция (концентрация в растворе 2 мас.%), концентрация катализатора 0,01 мас.%. В емкости-абсорбере Е-1 происходит извлечение сероводорода из ПНГ, подаваемого через диспергатор, с образованием смеси сульфидов натрия и кальция. Очищенный от сероводорода ПНГ из Е-1 направляется в сепаратор-каплеотбойник С-1 для освобождения от унесенных капель раствора и затем отводится с установки на дальнейшее использование.Example 3. Associated petroleum gas with a hydrogen sulfide content of 2.5 wt.% In an amount of 150 m 3 / h at a temperature of 20 ° C and an overpressure of 0.15 MPa is fed to a treatment plant, in which an absorbent preparation tank is used as a regenerator equipped with a dispersant for mixing the saturated absorbent with air. The installation diagram is presented in figure 3. The E-1 tank is filled with an absorbent solution - an aqueous-alkaline solution of a cobalt-phthalocyanine catalyst, which is prepared in the E-2 tank. The absorbent is an aqueous solution of a mixture of sodium hydroxides (concentration in the solution of 9 wt.%) And calcium hydroxide (concentration in the solution of 2 wt.%), The concentration of the catalyst is 0.01 wt.%. In the E-1 absorber tank, hydrogen sulfide is removed from the APG supplied through the dispersant to form a mixture of sodium and calcium sulfides. The APG purified from hydrogen sulfide from E-1 is sent to the S-1 droplet separator to release the droplets taken away from the solution and then removed from the unit for further use.
Содержание сероводорода в очищенном газе определяется хроматографическим анализом по ГОСТ 23781-87 и составляет 0,002 мас.%.The hydrogen sulfide content in the purified gas is determined by chromatographic analysis according to GOST 23781-87 and is 0.002 wt.%.
Насыщенный раствор абсорбента насосом Н-1 периодически подается через диспергатор в емкость Е-2, выполняющую роль горизонтального регенератора. Диспергатор в абсорбере и регенераторе выполнен в виде U-образной перфорированной трубы, отверстия в которой направлены под углом 45° относительно оси трубы. Подпитка насыщенного абсорбента катализатором перед его регенерацией осуществляется дозирующим насосом НД-1 из емкости Е-3. В Е-2 через распределительное устройство (диспергатор), аналогичное диспергатору в Е-1, компрессором ВК-1 подается расчетное количество технологического воздуха.A saturated solution of absorbent pump N-1 is periodically fed through a dispersant into the tank E-2, which acts as a horizontal regenerator. The dispersant in the absorber and regenerator is made in the form of a U-shaped perforated pipe, the holes in which are directed at an angle of 45 ° relative to the axis of the pipe. The saturated absorbent is replenished by the catalyst before its regeneration by the ND-1 metering pump from the E-3 tank. In E-2, through a switchgear (dispersant) similar to the dispersant in E-1, the calculated amount of process air is supplied by the VK-1 compressor.
В регенераторе Е-2 при температуре до 70°С и избыточном давлении до 0,3 МПа в присутствии катализатора ИВКАЗ происходит окисление кислородом воздуха сульфида натрия до сульфата и тиосульфата натрия. Регенерированный раствор абсорбента совместно с отработанным воздухом направляются в сепаратор С-2, в котором происходит разделение отработанного воздуха и регенерированного раствора. С верха сепаратора С-2 отработанный воздух поступает в трубу рассеивания или в печь на прокалку, а раствор абсорбента насосом Н-1 направляется в холодильник Х-1, где охлаждается до 30÷50°С. Затем регенерированный абсорбент подается в Е-1 для очистки ПНГ, а балансовое количество, содержащее соли натрия и кальция, отводится с установки для утилизации. В данном примере циркуляционный насос Н-1 осуществляет одновременно функции перемешивания абсорбента для улучшения массообмена и поглощения сероводорода, отвод части абсорбента на охлаждение или нагрев в теплообменнике для обеспечения оптимального температурного режима очистки, а также отвод части насыщенного абсорбента на регенерацию.In the E-2 regenerator at temperatures up to 70 ° C and overpressure up to 0.3 MPa in the presence of an IVKAZ catalyst, sodium sulfide is oxidized by atmospheric oxygen to sodium sulfate and sodium thiosulfate. The regenerated absorbent solution together with the exhaust air is sent to the separator C-2, in which the separation of the exhaust air and the regenerated solution takes place. From the top of the C-2 separator, the exhaust air enters the diffusion pipe or into the furnace for calcination, and the absorbent solution is pumped to the X-1 refrigerator by the pump N-1, where it is cooled to 30 ÷ 50 ° С. Then, the regenerated absorbent is supplied to E-1 for the purification of APG, and the balance amount containing sodium and calcium salts is discharged from the disposal unit. In this example, the circulation pump N-1 simultaneously performs the functions of mixing the absorbent to improve mass transfer and absorption of hydrogen sulfide, removing part of the absorbent for cooling or heating in the heat exchanger to ensure optimal temperature treatment, and also removing part of the saturated absorbent for regeneration.
Пример 4 (по прототипу). Абсорбент готовят путем растворения компонентов в дистиллированной воде или в паровом конденсате. В 800 мл воды при постоянном перемешивании растворяют 19,5 г хлорного железа (FeCl3·6Н2О), а затем 40 г динатриевой соли этилендиаминтетрауксусной кислоты (трилон Б). При этом получают желто-оранжевый раствор хелатного соединения железа с трилоном Б. В полученный раствор при перемешивании вводят 40 г фосфата натрия (Na3PO4·12H2O), а затем добавляют 25 г диметиламинопропионитрила (ДМПН). После перемешивания в полученный раствор по каплям вводят 10%-ный водный раствор карбоната натрия (соды), регулируя pH раствора в пределах от 7 до 10. Затем объем раствора доводят до 1 л добавлением воды. Приготовленный абсорбент содержит 4 г/л железа в виде хелатного соединения, 25 г/л диметиламинопропионитрила, 10 г/л фосфат-аниона и остальное сода и вода. pH абсорбента равен 8,5.Example 4 (prototype). The absorbent is prepared by dissolving the components in distilled water or in steam condensate. 19.5 g of ferric chloride (FeCl 3 · 6H 2 O) is dissolved in 800 ml of water with constant stirring, and then 40 g of disodium salt of ethylenediaminetetraacetic acid (Trilon B). A yellow-orange solution of the chelated iron compound with Trilon B is obtained. 40 g of sodium phosphate (Na 3 PO 4 · 12H 2 O) is added to the resulting solution with stirring, and then 25 g of dimethylaminopropionitrile (DMPN) is added. After stirring, a 10% aqueous solution of sodium carbonate (soda) is added dropwise to the resulting solution, adjusting the pH of the solution in the range from 7 to 10. Then, the volume of the solution is adjusted to 1 L by adding water. The prepared absorbent contains 4 g / l of iron in the form of a chelate compound, 25 g / l of dimethylaminopropionitrile, 10 g / l of phosphate anion and the rest is soda and water. The pH of the absorbent is 8.5.
Для проведения эксперимента по очистке газа от сероводорода в термостатированный абсорбер (Н=250 мм, D=40 мм) загружают 100 мл абсорбента и при 25°С и атмосферном давлении пропускают через абсорбер с объемной скоростью 150 час-1 модельную смесь газов, содержащую 2,5 мас.% сероводорода и азот. Содержание сероводорода в исходном газе и очищенном газе определяют методом потенциометрического титрования и газовой хроматографией. Далее насыщенный сероводородом абсорбент регенерируют при 40°С продувкой кислородом. Полученную элементарную серу отделяют от абсорбента фильтрованием. Содержание сероводорода в очищенном газе определяется хроматографическим анализом по ГОСТ 23781-87 и составляет 0,005 мас.%.To carry out cleaning experiment by gas from hydrogen sulfide in a thermostated absorber (H = 250 mm, D = 40 mm) was charged with 100 ml of the absorbent at 25 ° C and atmospheric pressure is passed through the absorber at a space velocity of 150 h -1, a model gas mixture, containing 2 5 wt.% Hydrogen sulfide and nitrogen. The content of hydrogen sulfide in the source gas and purified gas is determined by potentiometric titration and gas chromatography. Then, the absorbent saturated with hydrogen sulfide is regenerated at 40 ° C by purging with oxygen. The resulting elemental sulfur is separated from the absorbent by filtration. The hydrogen sulfide content in the purified gas is determined by chromatographic analysis according to GOST 23781-87 and is 0.005 wt.%.
Приведенные примеры 1-3 подтверждают промышленную применимость заявленного способа и достижение степени очистки углеводородных газов от сероводорода более 99%. Результаты очистки по предлагаемому изобретению и по прототипу сопоставимы, при этом поглотительный многокомпонентный раствор по прототипу имеет сложный состав, высокую цену, его приготовление значительно сложнее процедуры приготовления раствора абсорбента по настоящему изобретению.The above examples 1-3 confirm the industrial applicability of the claimed method and the achievement of the degree of purification of hydrocarbon gases from hydrogen sulfide more than 99%. The cleaning results of the present invention and the prototype are comparable, while the multi-component absorption solution of the prototype has a complex composition, high price, its preparation is much more complicated than the procedure for preparing the absorbent solution of the present invention.
Claims (4)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2008113910/15A RU2385759C2 (en) | 2008-04-08 | 2008-04-08 | Method for treatment of associated oil gas from hydrogen sulfide and installation for its realisation |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2008113910/15A RU2385759C2 (en) | 2008-04-08 | 2008-04-08 | Method for treatment of associated oil gas from hydrogen sulfide and installation for its realisation |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2008113910A RU2008113910A (en) | 2009-10-20 |
| RU2385759C2 true RU2385759C2 (en) | 2010-04-10 |
Family
ID=41262495
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2008113910/15A RU2385759C2 (en) | 2008-04-08 | 2008-04-08 | Method for treatment of associated oil gas from hydrogen sulfide and installation for its realisation |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2385759C2 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2014113518A1 (en) * | 2013-01-18 | 2014-07-24 | Uop Llc | Process for oxidizing sulfides and an apparatus relating thereto |
| RU2689572C1 (en) * | 2018-04-24 | 2019-05-28 | Альфия Гариповна Ахмадуллина | Method of regenerating alkanolamines when purifying hydrocarbon gases from hydrogen sulphide |
| RU2797436C2 (en) * | 2018-07-16 | 2023-06-05 | Меричем Компани (Merichem Company) | Method for removing hydrogen sulphide |
-
2008
- 2008-04-08 RU RU2008113910/15A patent/RU2385759C2/en not_active IP Right Cessation
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2014113518A1 (en) * | 2013-01-18 | 2014-07-24 | Uop Llc | Process for oxidizing sulfides and an apparatus relating thereto |
| US9394188B2 (en) | 2013-01-18 | 2016-07-19 | Uop Llc | Process for oxidizing sulfides and an apparatus relating thereto |
| RU2689572C1 (en) * | 2018-04-24 | 2019-05-28 | Альфия Гариповна Ахмадуллина | Method of regenerating alkanolamines when purifying hydrocarbon gases from hydrogen sulphide |
| RU2797436C2 (en) * | 2018-07-16 | 2023-06-05 | Меричем Компани (Merichem Company) | Method for removing hydrogen sulphide |
| RU2807351C1 (en) * | 2023-09-20 | 2023-11-14 | Общество с ограниченной ответственностью "ДЖИ-ТЭК" | Method for electrochemical purification of associated petroleum gas from sulphur-containing compounds |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2008113910A (en) | 2009-10-20 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Li et al. | A review: Desorption of CO2 from rich solutions in chemical absorption processes | |
| Guo et al. | Applications of high-gravity technologies in gas purifications: A review | |
| RU2534765C2 (en) | Self-concentrating absorbent for separation of acidic gas | |
| JP5507584B2 (en) | Method and plant for amine emissions control | |
| US20070286783A1 (en) | Method of deacidizing a gaseous effluent with extraction of the products to be regenerated | |
| JP5070100B2 (en) | Desulfurization decarburization equipment | |
| WO2007007571A1 (en) | Method for removal of sulfur-containing compound from natural gas | |
| CN100525883C (en) | Process for purifying gases | |
| EP3038737A1 (en) | Method and apparatus for removing carbon dioxide from flue gas | |
| NO165627B (en) | ABSORPENTS CONTAINING A STRONGLY DISABLED AMINO COMPOUND AND AN AMINAL AND PROCEDURE FOR ABSORPTION HAVE BY USING THEREOF. | |
| EP2595726A1 (en) | Absorption media for scrubbing co2 from a gas stream and methods using the same | |
| CN109069984A (en) | Morpholinyl hindered amine compound is in the purposes being selectively removed in hydrogen sulfide | |
| TW201306919A (en) | Chilled ammonia based CO2 capture system with ammonia recovery and processes of use | |
| CN108310915A (en) | Composite desulfurizing agent and the method that deep desulfuration is carried out to sulfurous gas | |
| RU2385759C2 (en) | Method for treatment of associated oil gas from hydrogen sulfide and installation for its realisation | |
| US10953361B2 (en) | CO2 recovery device and recovery method | |
| CN108786397A (en) | A kind of processing method and system of Claus device exhausts | |
| CN206823499U (en) | A kind of processing system of Claus device exhausts | |
| RU2649442C2 (en) | Apparatus, method and catalyst for the purification of a gaseous raw hydrocarbon from hydrogen sulfide and mercaptans | |
| TW201249526A (en) | Method and apparatus for capturing SOx in a flue gas processing system | |
| JP2007000702A (en) | Liquid absorbent, and device and method for removing co2 or h2s, or both | |
| AU2015235196B2 (en) | CO2 recovery device and CO2 recovery method | |
| CN108295622A (en) | Composite desulfurizing agent and the method that deep desulfuration is carried out to sulfurous gas | |
| CN106010639B (en) | A kind of catalytically cracked gasoline sulfur method | |
| KR20050007489A (en) | Process for removing sulfur oxides from exhaust gas |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20120409 |
|
| NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20130520 |
|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20140409 |