DK162193B - Fremgangsmaade til fjernelse af h2s og co2 fra en gasblanding - Google Patents

Fremgangsmaade til fjernelse af h2s og co2 fra en gasblanding Download PDF

Info

Publication number
DK162193B
DK162193B DK266482A DK266482A DK162193B DK 162193 B DK162193 B DK 162193B DK 266482 A DK266482 A DK 266482A DK 266482 A DK266482 A DK 266482A DK 162193 B DK162193 B DK 162193B
Authority
DK
Denmark
Prior art keywords
solvent
gas
charged
process according
lean
Prior art date
Application number
DK266482A
Other languages
English (en)
Other versions
DK266482A (da
DK162193C (da
Inventor
Hilde Maria Van Pas-Toornstra
Original Assignee
Shell Int Research
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Shell Int Research filed Critical Shell Int Research
Publication of DK266482A publication Critical patent/DK266482A/da
Publication of DK162193B publication Critical patent/DK162193B/da
Application granted granted Critical
Publication of DK162193C publication Critical patent/DK162193C/da

Links

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
    • B01D53/14—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
    • B01D53/1456—Removing acid components
    • B01D53/1462—Removing mixtures of hydrogen sulfide and carbon dioxide
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/14—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
    • B01D53/1493—Selection of liquid materials for use as absorbents
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/34—Chemical or biological purification of waste gases
    • B01D53/46—Removing components of defined structure
    • B01D53/48—Sulfur compounds
    • B01D53/52—Hydrogen sulfide
    • B01D53/526—Mixtures of hydrogen sulfide and carbon dioxide
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B17/00—Sulfur; Compounds thereof
    • C01B17/16—Hydrogen sulfides
    • C01B17/167—Separation
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10K—PURIFYING OR MODIFYING THE CHEMICAL COMPOSITION OF COMBUSTIBLE GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE
    • C10K1/00—Purifying combustible gases containing carbon monoxide
    • C10K1/08—Purifying combustible gases containing carbon monoxide by washing with liquids; Reviving the used wash liquors
    • C10K1/10—Purifying combustible gases containing carbon monoxide by washing with liquids; Reviving the used wash liquors with aqueous liquids
    • C10K1/12—Purifying combustible gases containing carbon monoxide by washing with liquids; Reviving the used wash liquors with aqueous liquids alkaline-reacting including the revival of the used wash liquors
    • C10K1/14—Purifying combustible gases containing carbon monoxide by washing with liquids; Reviving the used wash liquors with aqueous liquids alkaline-reacting including the revival of the used wash liquors organic
    • C10K1/143—Purifying combustible gases containing carbon monoxide by washing with liquids; Reviving the used wash liquors with aqueous liquids alkaline-reacting including the revival of the used wash liquors organic containing amino groups
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10K—PURIFYING OR MODIFYING THE CHEMICAL COMPOSITION OF COMBUSTIBLE GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE
    • C10K1/00—Purifying combustible gases containing carbon monoxide
    • C10K1/08—Purifying combustible gases containing carbon monoxide by washing with liquids; Reviving the used wash liquors
    • C10K1/16—Purifying combustible gases containing carbon monoxide by washing with liquids; Reviving the used wash liquors with non-aqueous liquids
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
    • Y02P20/00—Technologies relating to chemical industry
    • Y02P20/151—Reduction of greenhouse gas [GHG] emissions, e.g. CO2

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Analytical Chemistry (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • Biomedical Technology (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Inorganic Chemistry (AREA)
  • Gas Separation By Absorption (AREA)
  • Treating Waste Gases (AREA)
  • Industrial Gases (AREA)

Description

DK 162193 B
Den foreliggende opfindelse angår en fremgangsmåde til fjernelse af H2S og C02 fra en gasblanding med samtidig fremstilling af en H2S-holdig gas som er egnet til brug i en Claus-proces.
5 I mange tilfælde er det nødvendigt at fjerne H2S og, hvis sådanne er til stede, andre svovl-holdige forureninger såsom COS fra gasblandinger, fx for at gøre disse glasblandinger egnede til katalytiske omdannelser under anvendelser af svovlfølsomme katalysatorer eller for at reducere miljøfor-10 urening, hvis disse gasblandinger eller forbrændingsgasser vundet derfra udtømmes til atmosfæren.
Eksempler på gasblandinger, hvorfra H2S og/eller andre svovl-holdige forbindelser almindeligvis må fjernes, er gasser vundet ved partiel forbrænding, eller fuldstændig eller 15 partiel forgasning af olie og kul, raffinaderigasser, bygas, naturgas, koksovnsgas, vandgas, propan og propen.
I mange tilfælde vil H2S blive fjernet fra disse gasblandinger under anvendelse af flydende opløsningsmidler, som ofte vil være basiske. I et stort antal tilfælde vil de 20 gasblandinger, hvorfra H2S skal fjernes, også indeholde CC>2, hvoraf i det mindste en del vil blive absorberet i det flydende opløsningsmiddel sammen med H2S. H2S og C02 vil blive fjernet fra disse gasblandinger ved den pågældende gasblandings tryk, dvs. i mange tilfælde ved forhøjet tryk.
25 Skønt H2S i de fleste tilfælde skal fjernes næsten fuldstændigt fra gasblandingerne af de ovenfor angivne grunde, kan i mange tilfælde en del eller hele mængden af C02 forblive i gasblandingerne efter fjernelse af H2S derfra, eftersom C02 op til et vist omfang ikke hindrer yderligere 30 anvendelse af den rensede gasblanding. Af den grund vil det være attraktivt at have en fremgangsmåde, ved hvilken forholdet af H2S i forhold til C02 der fjernes fra gasblandingen» kan kontrolleres efter ønske, eller med andre ord, med hvilke man efter ønske kan regulere selektiviteten af fjernelsen 35 af H2S i forhold til C02- I mange hidtil kendte fremgangsmåder til fjernelse af H2S giver fjernelsen af COS ofte anledning til problemer, idet COS ikke absorberes i et stort omfang i opløsningsmidlet;
DK 162193 B
2 det ville være ønskeligt at have en fremgangsmåde til at overvinde dette problem.
Den H2S- og CC^-holdige gas,der vindes efter regenerering af det opløsningsmiddel der anvendes til fjernelse af 5 disse såkaldte sure gasser fra gasblandingen, kan ikke udtømmes i atmosfæren før i det mindste størstedelen af det tilstedeværende H2S er blevet fjernet derfra. H2S fjernes meget hensigtsmæssigt fra denne gas ved at omdanne det til elementært svovl, som skilles fra. Omdannelsen af I^S til elemen-10 tært svovl gennemføres sædvanligvis inden for fagområdet ved hjælp af en Claus-proces, ved hvilken en del af I^S oxyderes til SO2' hvorefter der dannes svovl og vand ved omsætning mellem h2S og S02, med eller uden hjælp af en passende katalysator. For at gøre det muligt at gennemføre en Claus-proces må 15 molprocenten af i blandingen med CO^ være mindst ca. 15. Hvis denne procentandel er mellem 15 og 40, kan Claus-proces-sen gennemføres ved at fraskille en trediedel af gassen, forbrænde det deri værende H2S til S02 og derefter blande den resulterende S02~holdige gas med den resterende del af den 20 ^S-holdige gas, hvorefter Claus-reaktionen yderligere kan gennemføres ved forhøjet temperatur og fortrinsvis i nærværelse af en katalysator. I tilfælde af at der skal gennemføren en Claus-proces med en gas der indeholder C02 og ca. 40 mol% eller mere, kan gassen forbrændes med en luftmængde, 25 der er tilstrækkelig til at omdanne en trediedel af det tilstedeværende H2S til S02, og efterfølgende reaktion af H2S og S(>2 til dannelse af svovl og vand.
Ved siden af en fremgangsmådes egnethed til fjernelsen af H2S og C02 (og om ønsket COS) fra gasblandinger er 30 et træk af meget stor teknisk interesse den mængde energi der kræves til fremgangsmåden. Den største mængde nødvendige energi anvendes ved regenerering af det ladede opløsningsmiddel, hvilken regenerering i det fleste tilfælde gennemføres ved stripning med damp. Behovet for damp er i stort 35 omfang afhængigt af den mængde af opløsningsmiddel der cirkuleres i processen, jo lavere cirkulation af opløsningsmiddel jo lavere mængde damp kræves der til regenerering. Ladningsomfanget af det ladede opløsningsmiddel der skal regenereres,
DK 162193 B
3 kan også være af vigtighed i denne henseende. En reduktion af opløsningsmiddelcirkulation ville også bidrage til yderligere kapitalbesparelser, idet mindre absorptions- og regenereringskolonner, mindre varmevekslingsudrustning og mindre 5 opløsningsmiddel til at fylde kolonne er tilstrækkelig.
Opfindelsen tilvejebringer en fremgangsmåde hvor H2S og C02 fjernes fra en gasblanding under fremstilling af en gas egnet til brug ved en Claus-proces, ved hvilken fremgangsmåde den mængde C02 der skal fjernes fra gasblandingen, 10 kan reguleres, COS kan fjernes fra gasblandingen og den mængde opløsningsmiddel der cirkulerer ved fremgangsmåden , er begrænset.
Ifølge opfindelsen tilvejebringes der en fremgangsmåde af den i krav 1's indledning definerede art, hvilken 15 fremgangsmåde er ejendommelig ved det i krav 1's kendetegnende del anførte.
Et magert opløsningsmiddel i den betydning der benyttes i nærværende beskrivelse og krav, er et opløsningsmiddel, som i det væsentlige er fri for H2S og C02. Et ladet opløs-20 ningsmiddel er et opløsningsmiddel som indeholder væsentlige mængder af C02 og H2S, og et halv-magert opløsningsmiddel er et opløsningsmiddel som indeholder væsentlige mængder C02, men intet eller kun en begrænset mængde H2s.
Opløsningsmidlet omfatter en tertiær amin, et fysisk 25 absorptionsmiddel, og fortrinsvis indeholder det vand.
H2S og C02 er i stand til at reagere med tertiære aminer. Meget velegnede tertiære aminer er alifatiske tertiære aminer, navnlig sådanne der indeholder mindst én hydroxyalkyl-gruppe pr. molekyle. Eksempler herpå er triætanolamin, tripro-30 panolamin, triisopropanolamin, ætyldiætanolamin, dimetylætanol-amin og diætylætanolamin. En foretrukket tertiær amin er metyl-diætanolamin.
Et fysisk absorptionsmiddel er en forbindelse, hvori H2S og C02 er opløselige, men uden at de indgår en reaktion 35 dermed. Meget velegnede fysiske absorptionsmidler er sulfolan og substituerede sulfolaner, tetraætylenglykoldimetylæter,
DK 162193 B
4 alkoholer med 1-5 kulstofatomer pr. molekyle (fx metanol), N-metylpyrrolidon, alkylerede karboxylsyreamider (fx dimetyl-formamid). Blandt disse foretrækkes sulfolan. Betegnelsen "sulfolan" angiver forbindelsen "tetrahydrotiofen-1,1-dioxyd".
5 Mængderne af tertiær amin og fysisk absorptionsmiddel (og eventuelt tilstedeværende vand) i opløsningsmidlet kan variere inden for brede grænser. Meget velegnet indeholder opløsningsmidlet i området fra 5 til 35 vægt% vand, i området fra 15 til 55 vægt% fysisk absorptionsmiddel, fortrinsvis 10 sulfolan, og i området fra 10 til 60 vægt% tertiær amin, fortrinsvis metyldiætanolamin.
Gasblandingens kontakt med opløsningsmidlet i trin a) gennemføres ved forhøjet tryk, hvilket er et tryk på mindst 5, navnlig mindst 10 bar. Tryk i området fra 15 20 til 100 bar er meget velegnede.
Gasblandingens kontakt med opløsningsmidlet i trin a) gennemføres meget hensigtsmæssigt i en zone, der omfatter i området fra 15 til 80 kontaktlag, såsom ventilbakker eller ventilbunde, klokkebunde, ledeplader og lignende. Det har 20 overraskende vist sig, at når man ved fremgangsmåden ifølge opfindelsen anvender et opløsningsmiddel, som indeholder en tertiær amin og et fysisk absorptionsmiddel/ i det væsentlige kan fjerne H2S fra den tilførte gasblanding, medens den mængde C02 som forbliver i den rensede gas,reguleres. Denne 25 regulering kan opnås ved at regulere cirkulationen af opløsningsmiddel, dvs. forholdet mellem den mængde opløsningsmiddel som tilføres ekstraktionszonen, og den til samme zone tilførte mængde af gasblanding.
Temperatur og tryk under gasblandingens kontakt med op-30 løsningsmidlet i trin a) kan variere inden for brede grænser. Temperaturer i området fra 15 til 110°C er meget velegnede, temperaturer i området fra 20 trl 80°C foretrækkes.
I trin a) fjernes alt eller størstedelen af tilstedeværende COS fra gasblandingen.
Det fra trin a) vundne ladede opløsningsmiddel indeholder H2S og C02 og kan også indeholde væsentlige mængder af 35
DK 162193 B
5 opløste ikke-sure komponenter fra den gasblanding, der skal renses, fx kulbrinter, kulstofmonooxyd og/eller hydrogen.
Det kan være en fordel i det mindste delvis at fjerne disse ikke-sure komponenter fra det ladede opløsningsmiddel ved 5 hurtig frigivelse til et tryk som er højere end summen af partialtrykkene hørende til det i det ladede opløsningsmiddel tilstedeværende I^S og C02. På denne måde frigøres der kun meget små mængder af H2S og C02 fra opløsningsmidlet sammen med de ikke-sure komponenter. Om ønsket kan den gasblan-10 ding der vindes fra denne hurtige trykfrigørelse, tilbageføres til trin a). I trin b) underkastes den ladede opløsning hurtig trykfrigørelse til et tryk som er under summen af partialtryk for C02 og H2S tilstedeværende i det ladede opløsningsmiddel ved den herskende temperatur, dvs. til et tryk 15 i området fra 5-1 bar. Hurtig trykfrigørelse til ca. atmosfæretryk foretrækkes. I den gas der frigøres under den hurtige trykfrigørelse,er molærforholdet mellem C02 og H2S højere end det molære forhold for det <X>2 og H2S, som forbliver tilbage i det ladede opløsningsmiddel efter den hurtige tryk-20 frigørelse. Den hurtige trykfrigørelse i trin b) gennemføres meget hensigtsmæssigt ved en noget højere temperatur end den for kontakten mellem opløsningsmiddel og gasblanding i trin a), fx ved en temperatur i området fra 50-120°C, fortrinsvis ved en temperatur i området fra 60-90°C. Opvarmning af det 25 ladede opløsningsmiddel før det underkastes hurtig trykfrigørelse gennemføres hensigtsmæssigt med varme af lav kvalitet eller med varmeudveksling med andre processtrømme, navnlig med regenereret magert opløsningsmiddel.
Den gas som frigøres under den hurtige trykfrigørelse, 30 indeholder i det væsentlige C02 og H2S, og H2S fjernes derfra i trin c) ved at bringe gassen i kontakt i modstrøm med magert opløsningsmiddel. Det er fordelagtigt at fjerne H2S selektivt fra denne gas, og dette opnås meget hensigtsmæssigt ved at bringe denne gas i kontakt med magert opløsningsmiddel 35 i modstrøm i en bakkekolonne med mindst 25 bakker eller bunde og ved en gashastighed på mindst 1/2 m/sek. Det tryk som påføres i dette trin vil i almindelighed være det som den
DK 162193 B
6 frigjorte gas har under den hurtige trykfrigørelse. For at opnå en god selektiv fjernelse af ligger det magre opløsningsmiddels temperatur meget hensigtsmæssigt i området fra 15-50°C, selv om temperaturer over eller under dette område 5 ikke er udelukket. For at reducere den mængde af magert opløsningsmiddel der kræves i trin c), er det fordelagtigt at sænke temperaturen af den gas der frigøres under den hurtige trykfrigørelse i trin b), fx ved køling, før den bringes i kontakt med magert opløsningsmiddel i trin c).
Det i trin c) vundne ladede opløsningsmiddel regenere-10 res i trin d) til opnåelse af et magert opløsningsmiddel,hvilket vil blive diskuteret senere.
Den gas der vindes i trin c) ,er i det væsentlige fri for I^S og består fuldstændigt eller for størstedelens vedkommende af CC>2.
. 15 Det ladede opløsningsmiddel der vindes efter den hur tige trykfrigørelse i trin b),spaltes i to dele. Den første del regenereres i trin e) til opnåelse af magert opløsningsmiddel, hvilket vil blive diskuteret senere.
Den anden del af det ladede opløsningsmiddel der vin-20 des efter den hurtige trykfrigørelse i trin b), strippes i trin f) med den i trin c) vundne gas, der for størstedelens vedkommende og i de fleste tilfælde fuldstændigt består af CC>2 · På denne måde er det ladede opløsningsmiddel der vindes efter den hurtige trykfrigørelse,befriet i det mindste delvis 25 fra I^S, men ikke fra CC^, hvilket således giver et halv-ma-gert opløsningsmiddel.
Dette halv-magre opløsningsmiddel indføres ifølge trin g) i trin a) i et punkt nærmere ved indgangen for gasblandingen end det magre opløsningsmiddel. Ved at gøre dette undgås 30 regenerering af dette halv-magre opløsningsmiddel, hvilket således fører til væsentlig energibesparelse, idet der· ikke skal anvendes damp eller andre midler til dets regenerering. Desuden reducerer det CO2 der er til stede i dette halv-magre opløsningsmiddel, fjernelsen af CO2 fra gasblandingen, hvilket 35 således forøger fremgangsmådens selektivitet til fjernelse af H2S, hvilket i mange tilfælde kan være særligt ønskeligt.
DK 162193 B
7
Den gas der vindes ved stripningen i trin f), indeholder H^S og COg. Førstnævnte må fjernes derfra,før den kan slippes ud i atmosfæren eller forbrændes,hvorefter forbrændingsgasserne udslippes i atmosfæren. For at opnå fjernelse af I^S brin-5 ges den strippede gas i kontakt i modstrøm med magert opløsningsmiddel i trin h), fortrinsvis under betingelser,hvorunder I^S absorberes selektivt. Disse betingelser er de samme som omtalt for trin c). Også her kan det være fordelagtigt at køle den i trin f) vundne gas før den bringes i kontakt 10 med magert opløsningsmiddel i trin h). Det således vundne ladede opløsningsmiddel regeneres i trin j) til opnåelse af magert opløsningsmiddel hvilket vil blive omtalt senere. Den gas der udgår fra trin h), består i det væsentlige af CO2 og indeholder kun meget små mængder E^S. I de fleste tilfælde 15 vil de miljømæssige reguleringer tillade at denne gas udtømmes til atmosfæren; om ønsket kan denne gas forbrændes og forbrændingsgasserne kan udtømmes.
Det foretrækkes at de ladede opløsningsmidler der skal regenereres i trinnene d), e) og j), forenes og regenereres 20 sammen.
Regenereringen gennemføres meget hensigtsmæssigt ved opvarmning i en regenereringskolonne (fx til en temperatur i området fra 80-160°C), hvilken opvarmning fortrinsvis gennemføres ved hjælp af damp. Den gas der vindes under denne 25 regenerering, har et sådant i^S-indhold at den hensigtsmæssigt kan anvendes i en Claus-proces til fremstilling af svovl.
Det efter regenereringen vundne magre opløsningsmiddel vil blive indført på de pågældende steder i systemet omtalt ovenfor. Det er meget hensigtsmæssigt at benytte det regenere-30 rede opløsningsmiddel til varmeudvekslingsformål før indføring i trinnene a), c) og h); navnlig varmeudveksles det regenererede opløsningsmiddel med det ladede opløsningsmiddel der vindes efter den hurtige trykfrigørelse i trin b) og/eller med det ladede opløsningsmiddel der stammer fra trin a), før 35 den hurtige trykfrigørelse.
Opfindelsen belyses yderligere i forbindelse med tegningen der kun viser en enkelt udførelsesform for opfindelsen.
8 DK 162193 B
Den gasblanding der skal renses, indfødes via ledning 1 til en absorber 2, hvori den bringes i kontakt med magert opløsningsmiddel indført via en ledning 3 og halv-magert opløsningsmiddel indført via en ledning 4. Renset gas forlader 5 absorberen 2 via en ledning 5. Ladet opløsningsmiddel forlader absorberen via en ledning 6, opvarmes om ønsket i en opvarmer 7 og fremføres til en flash-beholder 8, hvor det underkastes hurtig trykfrigivelse til et tryk under summen af partialtrykkene for CC>2 og H2S tilstedeværende i 10 det ladede opløsningsmiddel. Den gas der frigøres under den hurtige trykfrigivelse,føres gennem en ledning 9 til en absorber 10 og bringes i kontakt med magert opløsningsmiddel leveret via en ledning 11. Den gas der udtræder fra absorberen 10,fremføres gennem en ledning 12 til en stripper 13 og 15 anvendes som strippet gas for en del af det i flash-beholderen 8 vundne ladede opløsningsmiddel, hvilken del indføres i stripperen 13 gennem en ledning 14. Den resterende del af det i flash-beholderen 8 vundne ladede opløsningsmiddel og det ladede opløsningsmiddel vundet i absorberen 10 sendes 20 til en regenerator 15 gennem en ledning 16, i hvilken ledning de varmeveksles med regenereret opløsningsmiddel fra regeneratoren 15. Det i stripperen 13 vundne halv-magre opløsningsmiddel fremføres til absorberen 2 gennem ledningen 4.
Den gas der udtræder fra stripperen 13, sendes til en 25 absorber 17 gennem en ledning 18 og bringes i kontakt med magert opløsningsmiddel tilført gennem en ledning 19. Den gas der udtræder fra absorberen 17 gennem en ledning 20,består af C02 og intet eller en meget lille mængde H2S. Det ladede opløsningsmiddel der udtræder fra absorberen 17, frem-30 føres gennem en ledning 21 til ledningen 16 og sendes til regeneratoren 15. Regenerering gennemføres i regeneratoren 15 ved stripning med damp (ikke vist). Den gas der udtræder fra regeneratoren 15 gennem en ledning 22,er rig på H2S og er velegnet til brug i en Claus-proces. Regenereret opløs-35 ningsmiddel forlader regeneratoren 15 gennem ledningen 3, den varmeveksles i en varmeveksler 23 med ladet opløsningsmiddel i ledningen 16 og føres til absorberne 2, 10 og 17.
*
< I
DK 162193 B
9
Eksempel
Tallene henviser til figuren.
10.000 kmol/time af en gasblanding (som per 10.000 kmol indeholder 171 kmol H2S, 4431 kmol C02, 2775 kmol CO, 2578 kmol H2, 37 kmol N2 og 8 kmol COS) indføres ved en temperatur på 40°C og et tryk på 44 bar gennem ledning 1 til den nedre del af absorberen 2 (som indeholder 30 ventilbakker) og bringes i modstrøm i kontakt med magert opløsnings-10 middel bestående af 50 vægt% metyldiætanolamin, 25 vægt% sulfolan og 25 vægt% vand, hvilket opløsningsmiddel indføres ved en temperatur på 40°C gennem ledning 3 i en mængde på 155 m /time i toppen af absorberen, og med halv-magert opløsningsmiddel (som indeholder '617 kmol/time CO„ og 75 kmol/ time H9S)( som indføres ved en temperatur på 40°C og et tryk Δ 3 på 43,7 bar gennem ledning 4 i en mængde på 615 m /time på den tredje bakke fra oven. Renset gas i en mængde på 8704,8 kmol/time s-ammensat af 3358 kmol C02, 2753 kmol CO, 2556 kmol H9, 37 kmol N0, 0,8 kmol COS og indeholdende mindre end 200 20 Δ Δ rumfangs-ppm H2S forlader absorberen 2 gennem ledning 5.
Ladet opløsningsmiddel fjernes fra absorberen 2 gennem ledning 6 ved" en temperatur på 68°C og et tryk på 44 bar i en mængde på 770 m /time. Dette opløsningsmiddel indeholder 246 kmol/time H9S og 1690 kmol/time CO„. Det opvarmes i op-25 ^ ^ varmeren 7 med lavtryksdamp og underkastes hurtig trykfrigørelse i flash-beholderen 8 til et tryk på 1,5 bar og en temperatur på 60°C. De frigjorte gasser fødes gennem ledning 9 til absorberen 10 og bringes i kontakt ved 40°C og 1,4 bar med 200 m /time magert opløsningsmiddel leveret gennem led-30 ning 11. De gasser som udtræder fra absorberen 10 fremføres gennem ledning 12 til stripperen 13, til hvilken stripper 3 der gennem ledning 14 indføres 615 m /time ladet opløsningsmiddel vundet i flash-beholderen 8 og indeholdende 140 kmol/ time H~S og 617 kmol/time CO_. Den resterende del af det la-35 2 2 dede opløsningsmiddel fra flash-beholderen 8 varmeveksles i varmeveksleren 23 med magert opløsningsmiddel og fødes gen- / /
DK 162193 B
10 nem ledning 16 til regeneratoren 15. Det halv-magre opløsningsmiddel vundet fra stripperen 13 indføres i absorberen 2 gennem ledning 4 i en mængde og ved en temperatur og et tryk som nævnt ovenfor. Den gas der udtræder fra stripperen 5 13, fremføres gennem ledning 18 og indføres i absorberen 17, 3 hvor den bringes i kontakt med 252 m /time magert opløsningsmiddel, indført gennem ledning 19 ved en temperatur på 30°C og 1,1 bar. Gennem ledning 20 udtræder der 770,5 kmol/time gas, af hvilken gas 0,3 kmol består af I^S, 725,5 kmol af 10 CC^, 22 kmol af CO, 22 kmol af og 0,7 kmol af COS. Det fra absorberen 17 vundne ladede opløsningsmiddel (252 m^/time indeholdende 68,9 kmol/time I^S og 120 kmol/time CC^) kombineres med de ladede opløsningsmidler fra flash-beholderen 3 8 og absorberen 10 (tilsammen 607 m /time) og fremføres gen- 15 nem ledning 16 til regeneratoren 15, som opvarmes med damp.
Den gas som pr. time udtræder fra regeneratoren 15 gennem ledningen 22 (530,5 kmol), består af 176,5 kmol H2S, 353,3 kmol CO2 og 0,7 kmol COS, idet den molære procent af I^S er 33%. 607 m^/time regenereret opløsningsmiddel varmeveksles 20 i varmeveksleren 23 med ladet opløsningsmiddel i ledning 16 og fremføres gennem ledning 3 til absorberen 2 (155 m /time), 3 absorberen 10 gennem ledning 11 (200 m /time) og absorberen 3 17 gennem ledning 19 (252 m /time).
25 Sammenligningsforsøg 10.000 kmol/time af den i eksemplet anvendte gasblanding indføres ved en temperatur på 40°C i bunddelen af en absorber, som indeholder 20 ventilbakker og bringes i mod-30 strøm i kontakt med et magert opløsningsmiddel bestående af 45 vægt% diisopropanolamin, 40 vægt% sulfolan og 15 vægt% vand (anvendelsen af dette opløsningsmiddel er ikke i overensstemmelse med opfindelsen), indført ved en temperatur på 40°C i toppen af absorberen i en mængde på 1675 m /time for at 35 opnå en renset gas indeholdende mindre end 200 rumfangs-ppm H2S. Pr. time indeholder denne rensede gas 1680 kmol CC^.

Claims (15)

1. Fremgangsmåde til fjernelse af H2S og C02 og evt. tilstedeværende COS fra en gasblanding med samtidig fremstilling af en H2S-holdig gas der er egnet til brug i en Claus-proces ,omfattende kontakt med et opløsningsmiddel 20 under forhøjet tryk og efterfølgende trykaflastning, kendetegnet ved, at a) gasblandingen bringes i kontakt ved forhøjet tryk i modstrøm med et magert opløsningsmiddel, der omfatter en tertiær amin og et fysisk absorptionsmiddel. 25 b) det vundne ladede opløsningsmiddel underkastes hurtig trykfrigørelse til et tryk der er under summen af partialtryk-kene for C02 og H2S i det ladede opløsningsmiddel ved den herskende temperatur, c) den i trin b) frigjorte gas indeholdende H2S og C02 30 bringes i kontakt i modstrøm med magert opløsningsmiddel under temperaturer, som er selektive for fjernelse af H2S, · d) det i trin c) vundne ladede opløsningsmiddel regenereres til dannelse af magert opløsningsmiddel, e) en del af det efter den hurtige trykfrigivelse i trin 35 b) vundne ladede opløsningsmiddel regenereres til dannelse af magert opløsningsmiddel, f) en del af det i trin b) efter hurtig trykfrigivelse vundne ladede opløsningsmiddel strippes med den i trin c) DK 162193 B vundne gas, g) det i trin f) vundne strippede opløsningsmiddel indføres som halv-magert opløsningsmiddel i trin a) i et punkt nærmere ved indgangen for gasblandingen end det magre opløs- 5 ningsmiddel, h) den i trin f) vundne gas bringes i kontakt i modstrøm med magert opløsningsmiddel under temperaturer, som er selektive for H2S-fjernelse, j) det i trin h) vundne ladede opløsningsmiddel regenere-10 res til opnåelse af magert opløsningsmiddel, idet den gas der vindes ved regenereringerne d), e) og j), giver en ^S-holdig gas,der er egnet til brug i en Claus-proces.
2. Fremgangsmåde ifølge krav 1, kendetegnet 15 ved at opløsningsmidlet indeholder vand.
3. Fremgangsmåde ifølge krav 1 eller 2, kendetegne t ved at den tertiære amin er en alifatisk tertiær amin der indeholder mindst en hydroxyalkylgruppe pr. molekyle, fortrinsvis metyldiætanolamin.
4. Fremgangsmåde ifølge et hvilket som helst af de foregående krav, kendetegnet ved at det fysiske absorptionsmiddel er tetrahydrotiofen-1,1-dioxyd.
5. Fremgangsmåde ifølge et hvilket som helst af de foregående krav, kendetegnet ved at opløsningsmidlet 25 indeholder metyldiætanolamin, tetrahydrotiofen-1,1-dioxyd og vand, fortrinsvis fra 10-60 vægt% metyldiætanolamin, fra 15-55 vægt% tetrahydrotiofen-1,1-dioxyd og fra 5-35 vægt% vand.
5 Den mængde ladet opløsningsmiddel der skal regenereres 3 (1675 m /time), er betydeligt højere end ifølge eksemplet 3 (607 m /time), således at der kræves mere damp til denne regenerering. Desuden er den blanding af C02 og H2S der vindes ved regenereringen af det ladede opløsningsmiddel, uegnet til 10 brug i en Claus-proces idet H2S-indholdet er for lavt. Yderligere berigelse af denne blandings indhold af H2S ved trin med absorption/regenerering med et passende opløsningsmiddel er nødvendigt for at give en gas der er egnet til en Claus-proces.
15 PATENTKRAV
6. Fremgangsmåde ifølge et hvilket som helst af de fore-30 gående krav, kendetegnet ved at gasblandingen i trin a) bringes i kontakt med magert opløsningsmiddel i en kontaktzone som omfatter i området fra 15-80 kontaktlag.
7. Fremgangsmåde ifølge et hvilket som helst af de foregående krav, kendetegnet ved at trin a) gennemfø- 35 res ved en kontakttemperatur i området fra 20-80°C.
8. Fremgangsmåde ifølge et hvilket som helst af de foregående krav, kendetegnet ved at trin a) gennemføres ved et tryk i området fra 20-100 bar.
9. Fremgangsmåde ifølge et hvilket som helst af de foregående krav, kendetegnet ved at det ladede opløsningsmiddel i trin b) underkastes hurtig frigørelse til atmosfærisk tryk.
10. Fremgangsmåde ifølge et hvilket som helst af de foregående krav, kendetegnet ved at den hurtige trykfrigivelse i trin b) gennemføres ved en temperatur i området fra 60-90°C.
11. Fremgangsmåde ifølge et hvilket som helst af de fore-10 gående krav, kendetegnet ved at den i trin b) frigjorte gas i trin c) og den i trin f) vundne gas i trin h) bringes i kontakt med magert opløsningsmiddel i modstrøm i en bakkekolonne med højst 25 bakker ved en gashastighed på mindst 1/2 m/sek.
12. Fremgangsmåde ifølge et hvilket som helst af de fore gående. krav, kendetegnet ved at trin c) og h) gennemføres ved en kontakttemperatur i området fra 15-50°C.
13. Fremgangsmåde ifølge et hvilket som helst af de foregående krav, kendetegnet ved at de ladede opløs- 20 ningsmidler fra trin d), e) og j) forenes og regenereres sammen.
14. Fremgangsmåde ifølge et hvilket som helst af de foregående krav, kendetegnet ved at regenereringen gennemføres ved at opvarme det ladede opløsningsmiddel i en 25 regenereringskolonne med damp til en temperatur i området fra 80-160°C.
15. Fremgangsmåde ifølge et hvilket som helst af de foregående krav, kendetegnet ved at det regenererede opløsningsmiddel varmeveksles med ladet opløsningsmiddel som 30 udtræder fra trin b) og/eller trin a) før indføring i trin a), c) og h).
DK266482A 1981-06-15 1982-06-14 Fremgangsmaade til fjernelse af h2s og co2 fra en gasblanding DK162193C (da)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
GB8118300 1981-06-15
GB8118300 1981-06-15

Publications (3)

Publication Number Publication Date
DK266482A DK266482A (da) 1982-12-16
DK162193B true DK162193B (da) 1991-09-30
DK162193C DK162193C (da) 1992-02-17

Family

ID=10522504

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
DK266482A DK162193C (da) 1981-06-15 1982-06-14 Fremgangsmaade til fjernelse af h2s og co2 fra en gasblanding

Country Status (21)

Country Link
US (1) US4397660A (da)
JP (1) JPS57209627A (da)
KR (1) KR890003700B1 (da)
AU (1) AU548126B2 (da)
BE (1) BE893385A (da)
BR (1) BR8203475A (da)
CA (1) CA1182280A (da)
DD (1) DD202276A5 (da)
DE (1) DE3222282C2 (da)
DK (1) DK162193C (da)
DZ (1) DZ430A1 (da)
ES (1) ES8304517A1 (da)
FR (1) FR2507499A1 (da)
GB (1) GB2103646B (da)
IN (1) IN157514B (da)
IT (1) IT1190869B (da)
NL (1) NL193400C (da)
NO (1) NO154786C (da)
NZ (1) NZ200952A (da)
PL (1) PL139021B1 (da)
SU (1) SU1537125A3 (da)

Families Citing this family (40)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
IT1177325B (it) * 1984-11-26 1987-08-26 Snam Progetti Procedimento per la rimozione selettiva dell'idrogeno solforato da miscele gassose contenenti anche anidride carbonica
JPS61207494A (ja) * 1985-03-12 1986-09-13 Jgc Corp Ｈ↓２ｓ及びｃｏ↓２が共存するガスの脱硫法
NL8600030A (nl) * 1986-01-09 1987-08-03 Shell Int Research Verwijderen van zure gassen uit een gasmengsel.
US4749555A (en) * 1986-10-02 1988-06-07 Shell Oil Company Process for the selective removal of hydrogen sulphide and carbonyl sulfide from light hydrocarbon gases containing carbon dioxide
US5061465A (en) * 1989-08-24 1991-10-29 Phillips Petroleum Company Bulk CO2 recovery process
FR2722110B1 (fr) * 1994-07-08 1996-08-30 Inst Francais Du Petrole Procede de desacidification d'un gaz pour production de gaz acides concentres
US5556606A (en) * 1994-10-07 1996-09-17 Khanmamedov; Tofik K. Method and apparatus for controlling the hydrogen sulfide concentration in the acid gas feedstock of a sulfur recovery unit
FR2777802B1 (fr) * 1998-04-22 2000-06-23 Elf Exploration Prod Procede regeneratif de desacidification d'un gaz renfermant du co2 ainsi que des hydrocarbures liquides, a l'aide d'un liquide absorbant a base de methyldiethanolamine activee
DE10208253A1 (de) * 2002-02-26 2003-09-04 Lurgi Ag Verfahren zur Entfernung von Merkaptan aus Rohgas
US7425314B2 (en) 2002-11-28 2008-09-16 Shell Oil Company Process for removing sulphur compounds including hydrogen sulphide and mercaptans from gas streams
US8049044B2 (en) * 2002-12-23 2011-11-01 Shell Oil Company Remediation process and apparatus
DE10313438A1 (de) * 2003-03-26 2004-11-04 Uhde Gmbh Verfahren zur selektiven Entfernung von Schwefelwasserstoff und CO2 aus Rohgas
RU2275231C2 (ru) * 2003-04-02 2006-04-27 Федеральное государственное унитарное предприятие Государственный научный центр РФ "Научно-исследовательский физико-химический институт им. Л.Я. Карпова" Способ выделения диоксида углерода из газов
EP1874435B1 (en) * 2005-04-29 2015-06-03 Fluor Technologies Corporation Configurations and methods for acid gas absorption and solvent regeneration
US7820726B2 (en) 2005-05-13 2010-10-26 Shell Oil Company Removal of carbon dioxide from a gas stream
DE102005030028A1 (de) * 2005-06-27 2006-12-28 Uhde Gmbh Verfahren und Vorrichtung zur Absorption von Sauergas aus Erdgas
NO333144B1 (no) * 2006-11-24 2013-03-18 Aker Clean Carbon As Fremgangsmåte og regenerator for regenerering av absorbent som har absorbert CO2
NO333560B1 (no) 2006-11-24 2013-07-08 Aker Clean Carbon As Fremgangsmåte og regenerator for regenerering av flytende CO2 absorbent.
PL2117682T3 (pl) * 2007-02-22 2013-03-29 Fluor Tech Corp Konfiguracje do produkcji dwutlenku węgla i wodoru ze strumieni zgazowywania
NO332158B1 (no) * 2007-03-05 2012-07-09 Aker Clean Carbon As Fremgangsmåte for fjerning av CO2 fra en eksosgass
NO20071983L (no) * 2007-04-18 2008-10-20 Aker Clean Carbon As Fremgangsmate og anlegg for CO2-innfanging
NO336193B1 (no) * 2007-09-14 2015-06-08 Aker Engineering & Technology Forbedret fremgangsmåte ved regenerering av absorbent
WO2009108064A1 (en) * 2008-02-28 2009-09-03 Aker Clean Carbon As Co2 absorbent and method for co2 capture
DE102008025224A1 (de) * 2008-05-27 2009-12-03 Linde Ag Aminwäsche
US8696797B2 (en) * 2008-05-30 2014-04-15 General Electric Company Carbon dioxide removal from synthesis gas at elevated pressure
US20100219061A1 (en) * 2009-03-02 2010-09-02 Saudi Arabian Oil Company Enhancement of acid gas enrichment process
NO332812B1 (no) 2009-03-13 2013-01-21 Aker Clean Carbon As Amin utslippskontroll
EP2414075A1 (en) * 2009-03-30 2012-02-08 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process for producing purified synthesis gas
DE102009018444A1 (de) * 2009-04-22 2010-10-28 Uhde Gmbh Verfahren zur Entfernung von sauren Gaskomponenten aus einem Gasgemisch
US20100132552A1 (en) * 2009-07-08 2010-06-03 Lechnick William J Zone or process for improving an efficiency thereof
AU2010346469B2 (en) 2010-02-17 2013-11-07 Fluor Technologies Corporation Configurations and methods of high pressure acid gas removal in the production of ultra-low sulfur gas
KR101151264B1 (ko) * 2010-04-29 2012-06-14 한국에너지기술연구원 황화수소 흡수속도 및 흡수능을 향상시키는 흡수제
US20130139687A1 (en) * 2011-12-06 2013-06-06 Linde Aktiengesellschaft Method for the removal of acid gases from a residual gas of an alcohol synthesis
US9671162B2 (en) 2012-10-24 2017-06-06 Fluor Technologies Corporation Integration methods of gas processing plant and nitrogen rejection unit for high nitrogen feed gases
US10000713B2 (en) 2013-12-12 2018-06-19 Fluor Technologies Corporation Configurations and methods of flexible CO2 removal
US9731243B2 (en) * 2014-06-30 2017-08-15 Uop Llc Low pressure re-absorber and its integration with sulfur-rich solvent flash drum or sulfur-rich solvent stripper in an absorption unit
EP3501622B1 (de) * 2017-12-22 2023-08-30 L'air Liquide, Société Anonyme Pour L'Étude Et L'exploitation Des Procédés Georges Claude Absorberkolonne und verfahren zur reinigung von rohsynthesegas
US11801472B2 (en) 2019-01-28 2023-10-31 Saudi Arabian Oil Company Amine sweetening in flash gas
FR3099710B1 (fr) * 2019-08-08 2021-08-06 Ifp Energies Now Procédé de traitement de gaz par absorption utilisant une régénération du solvant par flash chaud optimisée thermiquement
RU2750797C1 (ru) * 2020-11-03 2021-07-02 Общество С Ограниченной Ответственностью "Химтехпроект" Способ разделения кислого газа на компоненты - сероводород и диоксид углерода

Family Cites Families (22)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2237386A (en) * 1937-12-21 1941-04-08 Phillips Petroleum Co Method of recovering hydrocarbons
US2814359A (en) * 1955-01-25 1957-11-26 Phillips Petroleum Co Recovery of acetylene from gases containing it in small proportion
US3039251A (en) * 1959-10-02 1962-06-19 El Paso Natural Gas Prod Products and process for purifying gases
US3236029A (en) * 1962-10-15 1966-02-22 Phillips Petroleum Co Recovery of hydrocarbons
US3208199A (en) * 1962-10-16 1965-09-28 Sun Oil Co Method for recovering hydrogen from light gaseous materials
US3347621A (en) * 1964-11-02 1967-10-17 Shell Oil Co Method of separating acidic gases from gaseous mixtures
US3475329A (en) * 1966-03-21 1969-10-28 Phillips Petroleum Co Absorption of sulfur dioxide from mixtures with sulfolane
US3502428A (en) * 1966-10-12 1970-03-24 Lummus Co Purification of gases
US3737392A (en) * 1969-06-11 1973-06-05 Allied Chem Solvent composition useful in acid gas removal from gas mixtures
US3664091A (en) * 1969-06-27 1972-05-23 Fish Engineering & Constructio Process and system for removing acid gas from natural gas
US3656887A (en) * 1969-08-21 1972-04-18 Chevron Res Method of removing hydrogen sulfide from gaseous mixtures
US3719749A (en) * 1971-02-16 1973-03-06 Chevron Res Hydrogen production
DE2226215C3 (de) * 1972-05-30 1975-09-25 Metallgesellschaft Ag, 6000 Frankfurt Verfahren zur Regeneration eines beladenen Absorptionsmittels, das beim Auswaschen von sauren Komponenten aus Gasen anfällt
US3965244A (en) * 1974-11-27 1976-06-22 Shell Oil Company Selective removal of sulfur compounds from acid gas mixtures containing significant quantities of carbonyl sulfide
US3989811A (en) * 1975-01-30 1976-11-02 Shell Oil Company Process for recovering sulfur from fuel gases containing hydrogen sulfide, carbon dioxide, and carbonyl sulfide
US4025322A (en) * 1975-05-19 1977-05-24 Shell Oil Company Removal of hydrocarbons and water from acid gas streams
DE2548700C2 (de) * 1975-10-30 1982-04-01 Linde Ag, 6200 Wiesbaden Verfahren und Vorrichtung zur Wasserstoffreinigung unter gleichzeitiger Kohlendioxidgewinnung
DE2551717C3 (de) * 1975-11-18 1980-11-13 Basf Ag, 6700 Ludwigshafen und ggf. COS aus Gasen
GB1589231A (en) * 1977-04-21 1981-05-07 Shell Int Research Process for the removal of acidic gases
US4184855A (en) * 1977-12-29 1980-01-22 Union Carbide Corporation Process for CO2 removal
NL8001886A (nl) * 1980-03-31 1981-11-02 Shell Int Research Werkwijze voor het verwijderen van zure gassen uit een in hoofdzaak uit methaan bestaand gasmengsel.
US4289738A (en) * 1980-07-22 1981-09-15 The Dow Chemical Company Process for removing H2 S from sour gases with generation of a Claus feed gas

Also Published As

Publication number Publication date
GB2103646A (en) 1983-02-23
KR890003700B1 (ko) 1989-09-30
BR8203475A (pt) 1983-06-07
AU548126B2 (en) 1985-11-21
IT8221852A0 (it) 1982-06-14
JPS57209627A (en) 1982-12-23
NO154786B (no) 1986-09-15
DK266482A (da) 1982-12-16
JPH0218130B2 (da) 1990-04-24
DE3222282A1 (de) 1982-12-30
FR2507499B1 (da) 1985-01-18
DK162193C (da) 1992-02-17
CA1182280A (en) 1985-02-12
SU1537125A3 (ru) 1990-01-15
NL8202184A (nl) 1983-01-03
KR840000264A (ko) 1984-02-18
FR2507499A1 (fr) 1982-12-17
AU8484782A (en) 1982-12-23
BE893385A (nl) 1982-12-02
ES513053A0 (es) 1983-03-01
IN157514B (da) 1986-04-12
NL193400B (nl) 1999-05-03
US4397660A (en) 1983-08-09
GB2103646B (en) 1984-04-18
DZ430A1 (fr) 2004-09-13
PL236912A1 (en) 1983-02-14
ES8304517A1 (es) 1983-03-01
NZ200952A (en) 1985-05-31
NO154786C (no) 1986-12-29
PL139021B1 (en) 1986-11-29
DE3222282C2 (de) 1997-10-16
NO821969L (no) 1982-12-16
NL193400C (nl) 1999-09-06
IT1190869B (it) 1988-02-24
DD202276A5 (de) 1983-09-07

Similar Documents

Publication Publication Date Title
DK162193B (da) Fremgangsmaade til fjernelse af h2s og co2 fra en gasblanding
EP2451561B1 (en) Sulfur recovery plant tail gas treatment process
US4368059A (en) Process of removing H2 S, CO2, COS and mercaptans from gases by absorption
JPH0253365B2 (da)
WO2014106770A2 (en) Integrated process to recover high quality native co2 from a sour gas comprising h2s and co2
CA1205276A (en) Process for the removal of co.sub.2 and, if present h.sub.2s from a gas mixture
CA1183330A (en) Process for reducing the total sulphur content of a high co.sub.2-content feed gas
EP1456123B1 (en) Method of recovering sulfurous components in a sulfur-recovery process
EP0331228B2 (en) Process for removing H2S from a gas stream
GB1589231A (en) Process for the removal of acidic gases
GB2118455A (en) Selective acid gas removal
SU1530091A3 (ru) Способ очистки газов, содержащих сероводород и диоксид серы, с получением элементарной серы
JPS6097028A (ja) 排ガスの処理方法
JP4837176B2 (ja) 天然ガスからの硫黄化合物の除去方法
US3363989A (en) Method of removing sulfur containing gases from gaseous mixtures and recovering sulfur therefrom
JPS6344682B2 (da)

Legal Events

Date Code Title Description
PBP Patent lapsed