ES2369511T3 - Proceso para producir gas purificado a partir de gas que comprende h2s, co2, y hcn y/o cos. - Google Patents

Proceso para producir gas purificado a partir de gas que comprende h2s, co2, y hcn y/o cos. Download PDF

Info

Publication number
ES2369511T3
ES2369511T3 ES08786489T ES08786489T ES2369511T3 ES 2369511 T3 ES2369511 T3 ES 2369511T3 ES 08786489 T ES08786489 T ES 08786489T ES 08786489 T ES08786489 T ES 08786489T ES 2369511 T3 ES2369511 T3 ES 2369511T3
Authority
ES
Spain
Prior art keywords
gas
hcn
cos
absorption liquid
enriched
Prior art date
Legal status (The legal status 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 status listed.)
Active
Application number
ES08786489T
Other languages
English (en)
Inventor
Anthonius Maria Demmers
Sandra Schreuder
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
SHELL INT RESEARCH
Shell Internationale Research Maatschappij BV
Original Assignee
SHELL INT RESEARCH
Shell Internationale Research Maatschappij BV
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, Shell Internationale Research Maatschappij BV filed Critical SHELL INT RESEARCH
Application granted granted Critical
Publication of ES2369511T3 publication Critical patent/ES2369511T3/es
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

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
    • B01D53/34—Chemical or biological purification of waste gases
    • B01D53/74—General processes for purification of waste gases; Apparatus or devices specially adapted therefor
    • B01D53/86—Catalytic processes
    • B01D53/8668—Removing organic compounds not provided for in B01D53/8603 - B01D53/8665
    • 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
    • B01D53/34—Chemical or biological purification of waste gases
    • B01D53/74—General processes for purification of waste gases; Apparatus or devices specially adapted therefor
    • B01D53/86—Catalytic processes
    • B01D53/8671—Removing components of defined structure not provided for in B01D53/8603 - B01D53/8668
    • 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
    • C01B17/02—Preparation of sulfur; Purification
    • C01B17/04—Preparation of sulfur; Purification from gaseous sulfur compounds including gaseous sulfides
    • C01B17/0404—Preparation of sulfur; Purification from gaseous sulfur compounds including gaseous sulfides by processes comprising a dry catalytic conversion of hydrogen sulfide-containing gases, e.g. the Claus process
    • C01B17/0408—Pretreatment of the hydrogen sulfide containing gases
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B3/00—Hydrogen; Gaseous mixtures containing hydrogen; Separation of hydrogen from mixtures containing it; Purification of hydrogen; Reversible storage of hydrogen
    • C01B3/50—Separation of hydrogen or hydrogen-containing gases from gaseous mixtures, e.g. purification
    • C01B3/52—Separation of hydrogen or hydrogen-containing gases from gaseous mixtures, e.g. purification by contacting with liquids; Regeneration of used liquids
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B3/00—Hydrogen; Gaseous mixtures containing hydrogen; Separation of hydrogen from mixtures containing it; Purification of hydrogen; Reversible storage of hydrogen
    • C01B3/50—Separation of hydrogen or hydrogen-containing gases from gaseous mixtures, e.g. purification
    • C01B3/56—Separation of hydrogen or hydrogen-containing gases from gaseous mixtures, e.g. purification by contacting with solids; Regeneration of used solids
    • C01B3/58—Separation of hydrogen or hydrogen-containing gases from gaseous mixtures, e.g. purification by contacting with solids; Regeneration of used solids including a catalytic reaction
    • 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
    • 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
    • C10K1/20—Purifying combustible gases containing carbon monoxide by treating with solids; Regenerating spent purifying masses
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2255/00—Catalysts
    • B01D2255/20—Metals or compounds thereof
    • B01D2255/209—Other metals
    • B01D2255/2092—Aluminium
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2257/00—Components to be removed
    • B01D2257/30—Sulfur compounds
    • B01D2257/304—Hydrogen sulfide
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2257/00—Components to be removed
    • B01D2257/30—Sulfur compounds
    • B01D2257/308—Carbonoxysulfide COS
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2257/00—Components to be removed
    • B01D2257/40—Nitrogen compounds
    • B01D2257/408—Cyanides, e.g. hydrogen cyanide (HCH)
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2257/00—Components to be removed
    • B01D2257/50—Carbon oxides
    • B01D2257/504—Carbon dioxide
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/04—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas containing a purification step for the hydrogen or the synthesis gas
    • C01B2203/0415—Purification by absorption in liquids
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/04—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas containing a purification step for the hydrogen or the synthesis gas
    • C01B2203/0435—Catalytic purification
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/04—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas containing a purification step for the hydrogen or the synthesis gas
    • C01B2203/0465—Composition of the impurity
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/04—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas containing a purification step for the hydrogen or the synthesis gas
    • C01B2203/0465—Composition of the impurity
    • C01B2203/0475—Composition of the impurity the impurity being carbon dioxide
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/04—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas containing a purification step for the hydrogen or the synthesis gas
    • C01B2203/0465—Composition of the impurity
    • C01B2203/0485—Composition of the impurity the impurity being a sulfur compound
    • 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
    • Y02C—CAPTURE, STORAGE, SEQUESTRATION OR DISPOSAL OF GREENHOUSE GASES [GHG]
    • Y02C20/00—Capture or disposal of greenhouse gases
    • Y02C20/40—Capture or disposal of greenhouse gases of CO2
    • 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)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Analytical Chemistry (AREA)
  • Inorganic Chemistry (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • Biomedical Technology (AREA)
  • Gas Separation By Absorption (AREA)
  • Industrial Gases (AREA)

Abstract

Un proceso para producir gas purificado a partir de gas de alimentación que comprende H2S, CO2 y HCN y/o COS, comprendiendo el proceso las etapas de: (a) poner en contacto el gas de alimentación que comprende H2S, CO2 y HCN y/o COS, con un absorbente de hidrólisis de HCN/COS en presencia de agua, en una unidad de hidrólisis de HCN/COS, obteniendo de esta forma gas empobrecido en HCN y/o COS; (b) poner en contacto el gas empobrecido en HCN y/o COS con líquido de absorción en un absorbedor de H2S/CO2 para retirar H2S y CO2, obteniéndose de esta forma el gas purificado y líquido de absorción rico en H2S y CO2; (c) calentar y despresurizar, al menos, parte del líquido de absorción rico en H2S y CO2 para obtener gas instantáneo caliente enriquecido en CO2 y líquido de absorción enriquecido en H2S; (d) poner en contacto el líquido de absorción enriquecido en H2S a temperatura elevada con un gas de recuperación, transfiriendo de esta forma H2S al gas de recuperación para obtener un líquido de absorción regenerado y gas de recuperación rico en H2S; y (e) conducir al menos una parte del gas instantáneo caliente enriquecido en CO2 a la unidad de hidrólisis de HCN/COS y/o al absorbedor de H2S/CO

Description

Proceso para producir gas purificado a partir de gas que comprende H2S, CO2, y HCN y/o COS
La invención se refiere a un proceso para producir gas purificado a partir de gas que comprende sulfuro de hidrógeno (H2S), dióxido de carbono (CO2) y cianuro de hidrógeno (HCN) y/o disulfuro de carbonilo (COS).
El gas puede ser gas natural, gas de síntesis o un efluente gaseoso.
El gas de síntesis comprende principalmente monóxido de carbono e hidrógeno. El gas de síntesis se produce generalmente a través de la oxidación parcial o el reformado de hidrocarburos con vapor, incluyendo gas natural, metano de lecho de carbón, aceites destilados y aceite residual, y por gasificación de combustibles fósiles sólidos, tales como carbón o coque. Para una descripción general sobre la preparación del gas se hace referencia a Maarten van der Burgt et al., en "The Shell Middle Distillate Synthesis Process, Petroleum Review, abril 1990 págs. 204-209".
Dependiendo de la materia prima usada para generar el gas de síntesis, el gas contendrá contaminantes, tales como dióxido de carbono, sulfuro de hidrógeno, sulfuro de carbonilo y disulfuro de carbonilo, al mismo tiempo que pueden estar presentes nitrógeno, componentes que contienen nitrógeno, por ejemplo, HCN y NH3 y carbonilos metálicos.
Numerosos pozos de gas natural producen lo que se llama "gas agrio", es decir, gas natural que comprende compuestos ácidos, tales como dióxido de carbono y/o compuestos de azufre, tales como H2S, sulfuros, disulfuros y tiofenos. La cantidad total de compuestos ácidos es generalmente muy alta, haciendo al gas natural inapropiado para su uso directo. Dependiendo del uso previsto del gas natural, los compuestos ácidos se tienen que retirar a menudo.
Dado que el gas generalmente se procesa adicionalmente, por ejemplo para generar energía en las turbinas de gas,
o en el caso de gas de síntesis usado en reacciones de conversión catalítica, o en el caso del gas natural transportado a través de oleoductos o enfriado y licuado para formar el gas natural licuado, a ciertos niveles menudo se desea retirar los contaminantes.
La retirada de HCN de las corrientes de gas es importante no sólo por sus propias propiedades tóxicas, sino también en vista de los compuestos corrosivos de NOx, que pueden desprenderse cuando tanto HCN como oxígeno, están presentes en una corriente de gas. Además, HCN es en sí mismo corrosivo para el equipo.
Se conocen en la técnica los procesos para producir gas purificado a partir de gas que comprende, H2S, CO2 y HCN y/o COS. Por ejemplo, en el documento US 4.189.307 se describe un proceso en el que se retira HCN del gas en un absorbedor de HCN, seguido de la retirada de H2S y/o de CO2 en un absorbedor de gas ácido. El gas purificado abandona el absorbedor de gas ácido y se regenera líquido de absorción rico en H2S y el CO2 por recuperación con un gas de recuperación. El gas de recuperación resultante enriquecido en H2S y CO2 se envía a una unidad Claus, en la que el H2S se convierte en azufre elemental haciéndolo reaccionar con SO2. Sin embargo, en el caso de que el gas comprenda una cantidad importante de CO2, el gas de recuperación enriquecido con H2S y CO2 también comprenderá una cantidad importante de CO2. Como el CO2 no se convierte en la unidad Claus, se necesitará una unidad Claus innecesariamente grande para manejar el gran volumen de gas de alimentación de Claus. Además, la cantidad de H2S en el gas de alimentación de Claus será relativamente baja, dando como resultado un proceso de Claus menos eficiente.
Por lo tanto, hay una necesidad de un proceso sencillo que permita producir un gas purificado a partir de gas que comprende H2S, CO2 y HCN y/o COS, sin las desventajas mencionadas anteriormente en este documento.
Con este fin, la invención proporciona un proceso para producir gas purificado a partir de gas de alimentación que comprende H2S, CO2 y HCN y/o COS, comprendiendo el proceso las etapas de:
(a)
poner en contacto el gas de alimentación que comprende H2S, CO2 y HCN y/o COS, con un absorbente de hidrólisis de HCN/COS en presencia de agua en una unidad de hidrólisis de HCN/COS, obteniendo de esta forma gas empobrecido en HCN y/o COS;
(b)
poner en contacto el gas empobrecido en HCN y/o COS con líquido de absorción en un absorbedor de H2S/CO2 para retirar H2S y CO2, obteniéndose de esta forma el gas purificado y líquido de absorción rico en H2S y CO2;
(c)
calentar y despresurizar, al menos, parte del líquido de absorción rico en H2S y CO2 para obtener gas instantáneo caliente enriquecido en CO2 y líquido de absorción enriquecido en H2S;
(d)
poner en contacto líquido de absorción enriquecido en H2S a temperatura elevada con un gas de recuperación, transfiriendo de esta forma H2S al gas de recuperación para obtener líquido de absorción regenerado y gas de recuperación rico en H2S; y
(e)
conducir al menos una parte del gas instantáneo caliente enriquecido en CO2 a la unidad de hidrólisis de HCN/COS y/o al absorbedor de H2S/CO2.
Se ha encontrado que al retirar el CO2 del líquido de absorción antes de la regeneración del líquido de absorción, y enviando el CO2 de nuevo al proceso, se puede mejorar la relación H2S:CO2 del gas de recuperación resultante a partir de la etapa de regeneración.
El proceso permite producir un gas purificado que tiene niveles de contaminantes reducidos. El gas purificado, por su nivel reducido de contaminantes, especialmente con respecto a HCN y/o COS, es apropiado para muchos usos, especialmente para su uso como materia prima para generar energía o para su uso en una reacción catalítica o para transporte por oleoductos.
Otra ventaja del proceso es que se obtiene un gas de recuperación rico en H2S y que comprende poco CO2, incluso cuando se procesa un vapor de gas de alimentación que comprende cantidades importantes de CO2. De manera adecuada, la concentración de H2S en el gas de recuperación rico en H2S será mayor del 30 % en volumen. Ese gas de recuperación es una fuente de alimentación adecuada para una unidad de recuperación de azufre, en la que el H2S se convierte en azufre elemental. Una concentración alta de H2S en la alimentación de una unidad de recuperación de azufre permite el uso de una unidad de recuperación de azufre más pequeña y, por lo tanto, menor capital y gastos operativos. Por lo tanto, el proceso ofrece ventajas adicionales cuando se usa como parte de una línea global que comprende una unidad de recuperación de azufre.
El gas de alimentación puede ser gas natural, gas de síntesis o un efluente gaseoso.
Típicamente, el gas de síntesis de alimentación se genera a partir de una materia prima en una unidad de generación de síntesis, tal como un reformador de alta temperatura, un reformador autotérmico o un gasificador. Véase, por ejemplo, Maarten van der Burgt et al., en " The Shell Middle Distillate Synthesis Process, Petroleum Review abril 1990 págs 204-209".
Además de los residuos de carbón y crudo pesado, hay muchos sólidos o combustibles fósiles muy pesados (viscosos) que pueden usarse como materia prima para la generación de gas, incluyendo combustibles sólidos tales como antracita, carbón pardo, carbón bituminoso, carbón sub-bituminoso, lignito, coque de petróleo, turba y similares, y residuos pesados, por ejemplo, hidrocarburos extraídos de arenas de alquitrán, residuos de las refinerías, tales como fracciones de crudo residuales, que hierven por encima de 360 ºC, derivadas directamente del crudo de petróleo, o de los procesos de conversión de crudo, tales como craqueo térmico, craqueo catalítico, hidrocraqueo, etc. Todos estos tipos de combustibles tienen diferentes proporciones de carbono e hidrógeno, así como diferentes sustancias consideradas como contaminantes.
El gas de síntesis generado en los reformadores comprende convencionalmente cantidades importantes de monóxido de carbono e hidrógeno y además comprende, dióxido de carbono, vapor, diversos compuestos inertes e impurezas tales como HCN y compuestos de azufre. El gas generado en los gasificadores convencionalmente comprende los niveles más bajos de dióxido de carbono.
El gas de síntesis que sales de una unidad de generación de gas puede comprender materia particulada, por ejemplo, partículas de hollín. Preferentemente, estas partículas de hollín se retiran, por ejemplo, poniendo en contacto el gas que sale de una unidad de generación de gas con líquido de lavado en una torre de lavado de hollín para retirar las partículas, en particular hollín, obteniendo de esta forma el gas de alimentación que comprende H2S, CO2 y HCN y/o COS .
Se entenderá que la cantidad de H2S, CO2 y HCN y/o COS en el gas de alimentación puede variar.
De manera apropiada, la cantidad de H2S en el gas de alimentación estará en el intervalo de 1 ppmv al 20% en volumen, típicamente de 1 ppmv al 10% en volumen, en función del gas.
Generalmente, la cantidad de CO2 en el gas de alimentación es aproximadamente del 0,5 al 10% en vol, preferentemente del 1 al 10% en vol, en función del gas. El proceso es especialmente útil cuando está presente una gran cantidad de CO2, especialmente al menos el 0,5% en volumen de CO2.
Si HCN está presente, la cantidad de HCN en el gas de alimentación en general, estará en el intervalo de aproximadamente 1 ppbv a aproximadamente 500 ppmv.
Si COS está presente, la cantidad de COS en el gas de alimentación en general, estará en el intervalo de aproximadamente 1 ppbv a aproximadamente 50 ppmv.
En la etapa (a), el gas de alimentación se pone en contacto con el absorbente de hidrólisis de HCN/COS. Los absorbentes de hidrólisis de HCN adecuados comprenden un catalizador de hidrólisis de HCN/COS.
En una realización preferida, el absorbente de hidrólisis de HCN comprende uno o más óxidos de un metal seleccionado entre el grupo VI y del grupo IVB de la tabla periódica de los elementos, más preferentemente entre el grupo IVB (Zr, Ti, Hf). Las referencias a la tabla periódica y los grupos de la misma, usadas en el este documento, se refieren a la versión anterior de la IUPAC de la tabla periódica de los elementos, tal como la descrita en la 68ª edición del Handbook of Chemistry (CRC Press). Son especialmente preferidos óxidos de aluminio y al menos uno de Mo y Ti.
Para aumentar el área superficial disponible para el contacto con el gas de alimentación, el volumen de poros y/o el diámetro de poro se prefiere que el absorbente de hidrólisis de HCN esté soportado en un material de soporte, especialmente un material de soporte inorgánico. Preferentemente se usa un material de soporte seleccionado entre el grupo de alúmina, sílice, titania, zirconia, carbono, carburo de silicio y kieselguhr. Se puede usar cualquier tipo de material de soporte o se pueden usar mezclas de diferentes materiales de soporte.
En una realización preferida, el absorbente de hidrólisis de HCN comprende alúmina. Se ha descubierto que la presencia de alúmina da como resultado una retirada incluso mejor de COS. Preferentemente, la cantidad de alúmina presente en el absorbente de hidrólisis de HCN está en el intervalo del 0,1 al 5% en peso, más preferentemente del 0,1 al 3% en peso, en función del total de absorbente de hidrólisis de HCN.
Preferentemente, la etapa (a) se realiza en un intervalo de temperatura de 80 a 250 ºC, más preferentemente de 100 ºC a 240 ºC. Se ha descubierto que a las temperaturas preferidas, se puede lograr la retirada de HCN a niveles en el intervalo de ppbv, incluso tan bajos como por debajo de 10 ppbv.
Preferentemente, la etapa (a) se realiza en el intervalo de presión de 1 a 100 bar a, preferentemente de 20 a 80 bar absolutos, más preferentemente de 40 a 60 bar absolutos.
La velocidad espacial del gas puede ser similar a la de los procesos actuales, por ejemplo en el intervalo de 1.000100.000/ h, preferentemente de aproximadamente 10.000-20.000/ h.
Después de la etapa (a), se obtiene el gas empobrecido en HCN y/o en COS. Se entenderá que las cantidades de HCN y/o COS en el gas empobrecido en HCN y/o COS dependerán de las cantidades de estos contaminantes en el gas de alimentación. Preferentemente, la cantidad de HCN en el gas empobrecido en HCN y/o COS es menor del 50%, más preferentemente menor del 30% y aún más preferentemente menor del 10% de la cantidad de HCN en el gas de alimentación. Preferentemente, la cantidad de COS en el gas empobrecido en HCN y/o COS es inferior al 50%, más preferentemente menor del 30% y aún más preferentemente menor del 10% de la cantidad de COS en el gas de alimentación.
En la etapa (b), el gas empobrecido en HCN y/o COS se pone en contacto con líquido de absorción en un absorbedor para retirar H2S y CO2, obteniéndose de esta forma gas purificado y líquido de absorción rico en H2S y CO2.
Los líquidos de absorción adecuados pueden comprender disolventes físicos y/o disolventes químicos. Se entiende que los disolventes físicos son disolventes que muestran poca o ninguna interacción química con H2S y/o CO2. Los disolventes físicos adecuados incluyen sulfolano (ciclo-tetrametilensulfona y sus derivados), amidas de ácidos alifáticos, N-metilpirrolidona, pirrolidonas N-alquiladas y las piperidonas correspondientes, metanol, etanol y mezclas de di-alquiléteres de polietilenglicoles. Se entiende que los disolventes químicos son disolventes que pueden mostrar interacción química con H2S y/o CO2. Los disolventes químicos adecuados incluyen disolventes tipo amina, por ejemplo, aminas primarias, secundarias y/o terciarias, especialmente las aminas que se derivan de la etanolamina, especialmente monoetanolamina (MEA), dietanolamina (DEA), trietanolamina (TEA), diisopropanolamina (DIPA) y metildietanolamina (MDEA) o mezclas de las mismas.
Un líquido de absorción preferido comprende un disolvente físico y químico.
Una de las ventajas del uso de líquidos de absorción que comprenden tanto un disolvente químico como uno físico, es que muestran buena capacidad de absorción y buena selectividad para H2S y/o CO2 frente a costes de inversión y costes de funcionamiento moderados.
Un líquido de absorción especialmente preferido comprende una amina secundaria o terciaria, preferentemente un compuesto de amina derivado a partir de etanolamina, más especialmente DIPA, DEA, MMEA (monometiletanolamina), MDEA, o DEMEA (dietil-monoetanolamina), preferentemente DlPA o MDEA.
Preferentemente, las condiciones de funcionamiento del absorbedor en la etapa (b) se eligen de tal manera que se absorbe H2S preferentemente con respecto al CO2. Esto puede lograrse, por ejemplo, mediante el ajuste de la temperatura, presión, el tiempo de contacto gas/líquido o relleno del absorbedor. Otra forma de permitir la absorción preferencial de H2S con respecto a CO2 es la elección de un tipo específico de líquido de absorción. Un líquido de absorción preferido comprende un di-alquiléter de polietilenglicol. Otro líquido de absorción preferido comprende sulfolano y un compuesto de amina, especialmente MDEA.
La etapa (b) se realiza preferentemente a una temperatura en el intervalo de 15 a 90 ºC, más preferentemente a una temperatura de al menos 20 ºC, aún más preferentemente 25 a 80 ºC, incluso más preferentemente de 40 a 65 ºC y, lo más preferentemente a aproximadamente 55 ºC. A las temperaturas preferidas, se logra una mejor retirada de H2S y CO2. La etapa (a) se realiza adecuadamente a una presión en el intervalo de 15 a 90 bar absolutos, preferentemente de 20 a 80 bar absolutos, más preferentemente de 30 a 70 bar absolutos.
La etapa (b) se realiza adecuadamente en una zona que tiene de 5 a 80 capas de contacto, tales como platos de válvula, platos de campanas de burbujeo, deflectores, y similares. También se puede aplicar un relleno estructurado. Una relación adecuada disolvente/gas de alimentación es de 1,0 a 10 (p/p), preferentemente entre 2 y 6 (p/p).
La etapa (b) da como resultado gas purificado y líquido de absorción rico en H2S y/o CO2.
El gas purificado obtenido en la etapa (b) comprende niveles reducidos de HCN, NH3 y, opcionalmente, H2S y/o COS.
La cantidad de contaminantes en el gas purificado depende de las condiciones usadas en las etapas (a) y (b). Las condiciones en las etapas (a) y (b) se pueden ajustar para lograr un cierto grado de purificación, dependiendo de la cantidad de contaminantes presentes en el gas de alimentación y dependiendo del uso previsto del gas purificado.
El gas purificado que se puede obtener mediante el proceso es adecuado para muchos usos, incluyendo la generación de energía o la conversión en los procesos químicos (para gas de síntesis) o transporte por oleoductos o licuefacción en gas natural licuado (para gas natural).
En una realización preferida, el gas purificado se usa para generar energía. Esto se hace adecuadamente mediante la combustión del gas purificado y usando el gas de combustión caliente resultante para generar energía. El gas de combustión caliente puede intercambiar calor, por ejemplo, con una o más corrientes de agua para proporcionar una
o más corrientes de vapor, y se pueden usar una o más corrientes de vapor para accionar una o más turbinas de vapor. Si se pretende usar el gas purificado para generar energía, la cantidad total de contaminantes que contienen azufre, tales como H2S y en su caso COS en el gas purificado, adecuadamente está por debajo de 30 ppmv, preferentemente por debajo de 20 ppmv
Como alternativa, si el gas purificado es gas de síntesis que pretende usarse en conversiones catalíticas, la cantidad de HCN está generalmente por debajo de 1 ppmv, preferentemente por debajo de 50 ppbv, más preferentemente por debajo de 20 ppbv, se prefiere aún más por debajo de 10 ppbv, en función del gas de síntesis purificado. Se entenderá que el nivel reducido de HCN depende de las técnicas analíticas usadas para determinar la cantidad de HCN. Por lo general, se aplica un límite de detección de aproximadamente 5-7 ppbv. En la realización más preferida, la cantidad de HCN en el gas purificado está por debajo del límite de detección de HCN.
En su caso, la cantidad de COS en el gas de síntesis purificado, que pretende usarse en conversiones catalíticas, es preferentemente de 500 ppbv o menor, más preferentemente de 100 ppbv o menor, en función del gas purificado.
La cantidad de H2S en el gas de síntesis purificado que pretende usarse en conversiones catalíticas, es preferentemente de 1 ppmv o menor, más preferentemente de 100 ppbv o menor, y aún más preferentemente de 10 ppbv o menor, y lo más preferentemente de 5 ppbv o menor, en función del gas purificado.
Un uso posible del gas de síntesis purificado en una conversión catalítica es para la preparación de hidrocarburos, en particular a través de reacciones o procesos de Fischer-Tropsch. Los catalizadores para su uso en la reacción de Fischer Tropsch comprenden con frecuencia, como componente catalíticamente activo, un metal del grupo VIII de la tabla periódica de los elementos. En particular, los metales catalíticamente activos incluyen rutenio, hierro, cobalto y níquel. El cobalto es un metal catalíticamente activo preferido.
En la etapa (c), se calienta al menos parte del líquido de absorción rico en H2S y el CO2 y se despresuriza para obtener gas instantáneo caliente enriquecido en CO2 y líquido de absorción enriquecido en H2S.
Una forma de realizar la etapa (c) es, primero calentando al menos una parte de la líquido de absorción rico en H2S y/o CO2, seguido por la despresurización del líquido de absorción calentado en un recipiente de evaporación instantánea, obteniéndose de esta forma gas enriquecido en CO2 y líquido de absorción enriquecido en H2S.
Otra forma de realizar la etapa (c) es, primero despresurizando al menos parte del líquido de absorción rico en H2S y/o CO2, seguido por el calentamiento del líquido de absorción en un recipiente de evaporación instantánea, obteniéndose de esta forma gas enriquecido en CO2 y líquido de absorción enriquecido en H2S.
De manera adecuada, el líquido de absorción se calienta a una temperatura en el intervalo de 90 a 120 ºC.
De manera adecuada, se realiza una despresurización a una presión más baja en comparación con la presión en la etapa (b), pero preferentemente a una presión por encima de la presión atmosférica. De manera adecuada, la despresurización se realiza de tal manera que una cierta cantidad de CO2 se libera del líquido de absorción calentado. Preferentemente, la despresurización se realiza a una presión en el intervalo de 1,5 bar absolutos a 5 bar absolutos, más preferentemente de 2 bar absolutos a 3 bar absolutos. Se ha descubierto que a estas presiones preferidas, una gran parte del CO2 se separa del líquido de absorción enriquecido en H2S y/o CO2, dando como resultado gas instantáneo que comprende principalmente CO2.
De manera adecuada, la etapa (c), da como resultado la separación de al menos el 50%, preferentemente al menos el 70% y más preferentemente al menos el 80% del CO2 del líquido de absorción enriquecido en H2S y/o CO2. La etapa (c) da como resultado gas instantáneo enriquecido en CO2 y líquido de absorción enriquecido en H2S.
En la etapa (d), el líquido de absorción que comprende H2S se pone en contacto a temperatura elevada con un gas de recuperación, transfiriendo de esta forma H2S al gas de recuperación para obtener líquido de absorción regenerado y gas de recuperación rico en H2S. La etapa (d) se realiza de manera adecuada en un regenerador. Preferentemente, la temperatura elevada en la etapa (d) es una temperatura en el intervalo de 70 a 150 ºC. El calentamiento se realiza preferentemente con vapor o aceite caliente. Preferentemente, el aumento de la temperatura se hace de un modo gradual. De manera adecuada, la etapa (d) se realiza a una presión en el intervalo de 1 a 3 bar absolutos, preferentemente de 1 a 2,5 bar absolutos.
En la etapa (e), al menos una parte del gas instantáneo que comprende CO2 se lleva a la unidad de hidrólisis de HCN/COS y/o al absorbedor de H2S/CO2. Preferentemente, al menos el 80%, más preferentemente al menos el 90%, aún más preferentemente todo el gas instantáneo enriquecido en CO2 se lleva a la unidad de hidrólisis de HCN/COS y/o al absorbedor de H2S/CO2.
De manera adecuada, el gas instantáneo obtenido en la etapa (d) comprende CO2 en el intervalo del 10 al 90% en volumen, preferentemente del 50 al 90% en volumen de CO2.
En el caso de que el gas de alimentación comprenda HCN y poco o nada de COS, el gas instantáneo que comprende CO2 se conduce preferentemente al absorbedor de H2S/CO2. En ausencia de una cantidad importante de COS, el gas instantáneo se compondrá en su mayoría de CO2 y muy poco o nada de COS. Por lo tanto, el gas instantáneo que comprende CO2 se puede dirigir al absorbedor de H2S/CO2 puesto que no es necesaria la retirada de COS. Esto permite el uso de una unidad de hidrólisis de HCN/COS menor.
En el caso de que el gas de alimentación comprenda una cantidad importante de COS, la síntesis de alimentación se dirige preferentemente a la unidad de hidrólisis de HCN/COS. Esto permite la retirada posterior de COS con el fin de prevenir o reducir la acumulación de COS en el proceso. En el presente documento la referencia a una cantidad importante de COS es a una cantidad en el intervalo de 1 ppmv a 500 ppmv, en función del gas de alimentación.
La invención se ilustrará usando la siguiente realización no limitante, con referencia a la figura esquemática.
En la figura, el gas que comprende H2S, CO2, HCN y el COS se conduce a través de la línea 1 a la unidad 2 de hidrólisis de HCN/COS, en la que tiene lugar la hidrólisis de HCN y COS. El gas resultante, empobrecido en HCN y en COS, se lava opcionalmente en la torre de lavado 4 para retirar cualquier NH3 formado, y se conduce a través de la línea 5 hasta un absorbedor 6. En el absorbedor 6, el gas empobrecido en HCN y en COS se pone en contacto con el líquido de absorción, transfiriendo de esta forma H2S y CO2 del gas al líquido de absorción para obtener líquido de absorción rico en CO2 y H2S y gas purificado. El gas purificado abandona el absorbedor 6 a través de la línea 7. El líquido de absorción rico en H2S y en CO2 se conduce a través de la línea 8 al calentador 9, donde se calienta. El líquido de absorción calentado resultante se despresuriza en el recipiente de evaporación instantánea 10, obteniendo de esta forma gas instantáneo rico en CO2 y líquido de absorción rico en H2S. El gas instantáneo rico en CO2 se conduce a través de la línea 11 a la unidad 2 de hidrólisis de HCN/COS. El líquido de absorción rico en H2S se conduce a un regenerador 12, donde se pone en contacto con una gas de recuperación a temperatura elevada, transfiriendo de esta forma H2S al gas de recuperación para obtener líquido de absorción y gas de recuperación rico en H2S. El gas de recuperación resultante rico en H2S se puede conducir a una unidad de recuperación de azufre (no mostrada).

Claims (10)

  1. REIVINDICACIONES
    1. Un proceso para producir gas purificado a partir de gas de alimentación que comprende H2S, CO2 y HCN y/o COS, comprendiendo el proceso las etapas de:
    (a)
    poner en contacto el gas de alimentación que comprende H2S, CO2 y HCN y/o COS, con un absorbente de hidrólisis de HCN/COS en presencia de agua, en una unidad de hidrólisis de HCN/COS, obteniendo de esta forma gas empobrecido en HCN y/o COS;
    (b)
    poner en contacto el gas empobrecido en HCN y/o COS con líquido de absorción en un absorbedor de H2S/CO2 para retirar H2S y CO2, obteniéndose de esta forma el gas purificado y líquido de absorción rico en H2S y CO2;
    (c)
    calentar y despresurizar, al menos, parte del líquido de absorción rico en H2S y CO2 para obtener gas instantáneo caliente enriquecido en CO2 y líquido de absorción enriquecido en H2S;
    (d)
    poner en contacto el líquido de absorción enriquecido en H2S a temperatura elevada con un gas de recuperación, transfiriendo de esta forma H2S al gas de recuperación para obtener un líquido de absorción regenerado y gas de recuperación rico en H2S; y
    (e)
    conducir al menos una parte del gas instantáneo caliente enriquecido en CO2 a la unidad de hidrólisis de HCN/COS y/o al absorbedor de H2S/CO2.
  2. 2.
    Un proceso de acuerdo con la reivindicación 1, en el que el gas de recuperación rico en H2S se conduce a una unidad de recuperación de azufre, preferentemente una unidad Claus, en la que el H2S se convierte en azufre elemental.
  3. 3.
    Un proceso de acuerdo con la reivindicación 1 o 2, en el que al menos el 80%, preferentemente al menos el 90%, más preferentemente al menos todo el gas instantáneo enriquecido en CO2 se conduce a la unidad de hidrólisis de HCN/COS y/o al absorbedor de H2S/CO2.
  4. 4.
    Un proceso de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones de 1 a 4, en el que el gas de alimentación comprende HCN y poco o nada de COS, y el gas instantáneo que comprende CO2 se conduce al absorbedor de H2S/CO2.
  5. 5.
    Un proceso de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones anteriores, en el que las condiciones de funcionamiento del absorbedor en la etapa (b) se eligen de modo que el H2S se absorbe preferentemente con respecto al CO2.
  6. 6.
    Un proceso de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones anteriores, en el que el gas de recuperación rico en H2S comprende H2S en el intervalo del 30 al 90 % en volumen, preferentemente del 40 a 90% en volumen de H2S, más preferentemente del 60 al 90% en volumen de H2S.
  7. 7.
    Un proceso de acuerdo con una cualquiera de las reivindicaciones anteriores, en el que el gas de alimentación comprende al menos el 0,5% en volumen de CO2, preferentemente al menos el 1% en volumen de CO2.
  8. 8.
    Un proceso de acuerdo con una cualquiera de las reivindicaciones anteriores, en el que la etapa (d) se realiza a una temperatura en el intervalo de 90 a 120 ºC y/o a una presión en el intervalo de 2 a 4 bar absolutos, preferentemente de 2 a 3 bares absolutos.
  9. 9.
    Un proceso de acuerdo con una cualquiera de las reivindicaciones anteriores, en el que el gas instantáneo obtenido en la etapa (d) comprende CO2 en un intervalo del 10 al 90 % en volumen, preferentemente del 50 al 90 % en volumen de CO2.
  10. 10.
    Un proceso de acuerdo con una cualquiera de las reivindicaciones anteriores, en el que el gas purificado se utiliza para generar energía.
ES08786489T 2007-07-31 2008-07-28 Proceso para producir gas purificado a partir de gas que comprende h2s, co2, y hcn y/o cos. Active ES2369511T3 (es)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
EP07113576 2007-07-31
EP07113576 2007-07-31

Publications (1)

Publication Number Publication Date
ES2369511T3 true ES2369511T3 (es) 2011-12-01

Family

ID=38776168

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
ES08786489T Active ES2369511T3 (es) 2007-07-31 2008-07-28 Proceso para producir gas purificado a partir de gas que comprende h2s, co2, y hcn y/o cos.

Country Status (9)

Country Link
US (1) US8475570B2 (es)
EP (1) EP2170489B1 (es)
JP (1) JP2010534758A (es)
CN (1) CN101801506B (es)
AT (1) ATE524229T1 (es)
AU (1) AU2008281856B2 (es)
CA (1) CA2694896A1 (es)
ES (1) ES2369511T3 (es)
WO (1) WO2009016139A1 (es)

Families Citing this family (16)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP2367631A4 (en) * 2008-12-23 2013-05-22 Rentech Inc CATALYST ACTIVATION IN FISHER-TROPSCH PROCESSES
EP2414075A1 (en) * 2009-03-30 2012-02-08 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process for producing purified synthesis gas
CN102378643A (zh) * 2009-03-30 2012-03-14 国际壳牌研究有限公司 用于生产纯化的合成气的方法
US8414683B2 (en) * 2010-05-28 2013-04-09 Uop Llc Integrated process for floating liquefied natural gas pretreatment
US8282707B2 (en) 2010-06-30 2012-10-09 Uop Llc Natural gas purification system
JP2013170091A (ja) 2012-02-20 2013-09-02 Toyo Eng Corp 合成ガスの製造方法
US20140134695A1 (en) * 2012-11-15 2014-05-15 Gas Technology Institute Integrated hybrid membrane/absorption process for co2 capture and utilization
US9505683B2 (en) * 2013-05-31 2016-11-29 Uop Llc Removal of sulfur compounds from natural gas streams
FR3014862B1 (fr) * 2013-12-17 2016-01-01 Axens Procede de purification du gaz de synthese par voie de lavage sur des solutions aqueuses d'amines
EP3165504A1 (en) 2015-11-09 2017-05-10 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process for metal carbonyl removal from syngas
US20170342339A1 (en) * 2016-05-26 2017-11-30 Alter Nrg Corp. Low-Effluent Syngas Handling System
CN107115787A (zh) * 2017-05-12 2017-09-01 华能（天津）煤气化发电有限公司 一种基于整体煤气化联合循环发电技术高效缓解mdea溶液劣化速率的设备系统和方法
JP6906766B2 (ja) * 2017-11-30 2021-07-21 株式会社神戸製鋼所 ガス処理方法及びガス処理装置
JP7356363B2 (ja) * 2020-01-17 2023-10-04 東洋エンジニアリング株式会社 合成ガスの製造方法および装置
JP7708028B2 (ja) * 2022-08-09 2025-07-15 Ｊｆｅスチール株式会社 炭化水素の製造方法、還元炉の操業方法および銑鉄の製造方法
CN120550560B (zh) * 2025-07-29 2025-10-03 山西华晨昊环保科技有限公司 一种净化工业副产硫化氢气体的工艺

Family Cites Families (13)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE2250169A1 (de) * 1972-10-13 1974-04-25 Metallgesellschaft Ag Verfahren zur entschwefelung technischer brenngase und synthesegase
US4189307A (en) 1978-06-26 1980-02-19 Texaco Development Corporation Production of clean HCN-free synthesis gas
US4254094A (en) * 1979-03-19 1981-03-03 Air Products And Chemicals, Inc. Process for producing hydrogen from synthesis gas containing COS
CA1219731A (en) * 1983-05-02 1987-03-31 John Happel Process for desulfurizing fuel gases
US4511668A (en) * 1983-10-25 1985-04-16 Catalysts & Chemicals Industries Co., Ltd. Catalyst for use in hydrolysis of carbonyl sulfide
US4810475A (en) * 1987-08-18 1989-03-07 Shell Oil Company Removal of HCN, and HCN and COS, from a substantially chloride-free gaseous stream
DE4014018A1 (de) * 1990-05-01 1991-11-07 Metallgesellschaft Ag Verfahren zum reinigen eines h(pfeil abwaerts)2(pfeil abwaerts)s und co(pfeil abwaerts)2(pfeil abwaerts) enthaltenden gases
DE4319234A1 (de) * 1993-06-09 1994-12-15 Linde Ag Verfahren zur Entfernung von HCN aus Gasgemischen und Katalysator zur Zersetzung von HCN
EP0661372A1 (en) * 1993-12-30 1995-07-05 Shell Internationale Researchmaatschappij B.V. Removing contaminants from synthesis gas
US6090356A (en) * 1997-09-12 2000-07-18 Texaco Inc. Removal of acidic gases in a gasification power system with production of hydrogen
JP2000086211A (ja) * 1998-07-06 2000-03-28 Jgc Corp 混合ガス中の硫化カルボニル及び／又はシアン化水素の転化方法
US8480982B2 (en) * 2007-02-22 2013-07-09 Fluor Technologies Corporation Configurations and methods for carbon dioxide and hydrogen production from gasification streams
US7935324B2 (en) * 2008-12-04 2011-05-03 Uop Llc Integrated warm gas desulfurization and gas shift for cleanup of gaseous streams

Also Published As

Publication number Publication date
CA2694896A1 (en) 2009-02-05
EP2170489B1 (en) 2011-09-14
AU2008281856B2 (en) 2011-06-30
CN101801506B (zh) 2012-10-10
AU2008281856A1 (en) 2009-02-05
WO2009016139A1 (en) 2009-02-05
US20100236407A1 (en) 2010-09-23
US8475570B2 (en) 2013-07-02
ATE524229T1 (de) 2011-09-15
JP2010534758A (ja) 2010-11-11
CN101801506A (zh) 2010-08-11
EP2170489A1 (en) 2010-04-07

Similar Documents

Publication Publication Date Title
AU2008281856B2 (en) Process for producing purified gas from gas comprising H2S, CO2 and HCN and/or COS
ES2316734T3 (es) Procedimiento para separar dioxido de carbono de mezclas de gas.
AU2010241062B2 (en) Process for producing purified synthesis gas
AU2010230279B2 (en) Process for producing purified synthesis gas
US8987175B2 (en) Process for producing a purified synthesis gas stream
AU2010230280B2 (en) Process for producing a purified synthesis gas stream
JP7085993B2 (ja) 工業的プロセスからのｃｏ２排出を減少する方法とシステム
CN101094910A (zh) 有关煤变为液体的方法的改进
CA3215768A1 (en) Production of ammonia, methanol, and synthesis products from one or more gasification products
EP1890791A1 (en) Process for the removal of contaminants
CN101175841A (zh) 从气体物流中除去二氧化碳
WO2012084871A1 (en) Process for removing contaminants from a gas stream
ES3047532T3 (en) Tertiary alkanolamine for gas treating