ES2303631T3 - Procedimiento para la separacion selectiva de sulfuro de hidrogeno y co2 a partir de gas crudo. - Google Patents

Procedimiento para la separacion selectiva de sulfuro de hidrogeno y co2 a partir de gas crudo. Download PDF

Info

Publication number
ES2303631T3
ES2303631T3 ES04722813T ES04722813T ES2303631T3 ES 2303631 T3 ES2303631 T3 ES 2303631T3 ES 04722813 T ES04722813 T ES 04722813T ES 04722813 T ES04722813 T ES 04722813T ES 2303631 T3 ES2303631 T3 ES 2303631T3
Authority
ES
Spain
Prior art keywords
absorption
stage
gas
flash
desorption
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.)
Expired - Lifetime
Application number
ES04722813T
Other languages
English (en)
Inventor
Johannes Menzel
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.)
ThyssenKrupp Industrial Solutions AG
Original Assignee
Uhde GmbH
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 Uhde GmbH filed Critical Uhde GmbH
Application granted granted Critical
Publication of ES2303631T3 publication Critical patent/ES2303631T3/es
Anticipated expiration legal-status Critical
Expired - Lifetime legal-status Critical Current

Links

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L3/00—Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
    • C10L3/06—Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by C10G, C10K3/02 or C10K3/04
    • C10L3/10—Working-up natural gas or synthetic natural gas
    • C10L3/101—Removal of contaminants
    • C10L3/102—Removal of contaminants of acid contaminants
    • 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
    • B01D53/1406—Multiple stage absorption
    • 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
    • B01D53/1425—Regeneration of liquid 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
    • B01D53/14—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
    • 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
    • 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
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L3/00—Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
    • C10L3/06—Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by C10G, C10K3/02 or C10K3/04
    • C10L3/10—Working-up natural gas or synthetic natural gas
    • 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
    • C01B2203/0465—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
    • 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)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Analytical Chemistry (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Inorganic Chemistry (AREA)
  • Gas Separation By Absorption (AREA)
  • Treating Waste Gases (AREA)
  • Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)
  • Exhaust Gas Treatment By Means Of Catalyst (AREA)
  • Hydrogen, Water And Hydrids (AREA)

Abstract

Procedimiento para la separación selectiva de hidruros de azufre, componentes orgánicos de azufre y CO2 a partir de gases crudos como por ejemplo gas natural o gas de síntesis, con utilización de una primera etapa de absorción, (41), y de una segunda etapa de absorción, (49), para la separación de CO2 esencialmente puro y con uso de una etapa de desorción (50) para la obtención de un gas rico en hidruro de azufre, en el que el absorbente regenerado procedente de la etapa de desorción, (50), se conduce de regreso hacia ambas etapas de absorción (41, 49), aplicándose en calidad de absorbente un disolvente químicamente inactivo, y el agente de absorción (enriquecido en hidruro de azufre, compuestos orgánicos de azufre y CO2) procedente de la primera etapa de absorción (41) junto con la solución regenerada caliente (12) procedente de la etapa de desorción (50), se precalienta en un intercambiador de calor (44) y seguidamente se relaja en un recipiente de flash de alta presión, (47), y a continuación se la hace llegar a la segunda etapa de absorción (49), y el agente de absorción procedente de ,la segunda etapa de absorción (49) se hace llegar de regreso a la etapa de desorción (50), (26/27), caracterizado porque .- el agente de absorción procedente de la etapa de absorción (41) bajo una elevada presión, que se encuentra entre la presión de la columna de absorción (41) y la presión de la columna de desorción (50), se relaja bajo una presión más elevada elegida en el recipiente de flash de elevada presión (47), .- la corriente de gas que se libera bajo la mayor presión se enfría en un condensador (48) y seguidamente se conduce a la segunda etapa de absorción, (49), en la que los componentes de azufre se separan por completo mediante la corriente parcial (mencionada inicialmente) del agente de absorción regenerado (15, 16, 17) procedente de la etapa de desorción (50), y .- después de la segunda etapa de absorción (49) se ha previsto una etapa de flash (55), en la que se relaja el absorbente cargado procedente de la segunda etapa de absorción y el gas de flash que se libera (19), que esencialmente contiene CO2 y porcentajes de H2S, se conduce, en una tubería que conduce por lo menos de manera indirecta hacia la segunda etapa de absorción, y el absorbente (26) se conduce a la etapa de desorción.

Description

Procedimiento para la separación selectiva de sulfuro de hidrógeno y CO_{2} a partir de gas crudo.
La invención está dirigida a un procedimiento para la separación selectiva de sulfuro de hidrógeno, componentes de azufre orgánicos y CO_{2}, a partir de gas natural crudo del tipo mencionado en el preámbulo de la reivindicación 1, como se describe en por ejemplo el documento US 5 820 837-A.
Los gases que contienen materiales útiles, como por ejemplo gas natural o gas sintético, contienen entre otros, impurezas formadoras de ácidos como CO_{2}, H_{2}S, COS, CS_{2} y/o mercaptanos así como HCN, que deben ser removidos para la utilización ulterior de los gases. Las estipulaciones legales no sólo obligan a la reducción de las emisiones de azufre, sino también de las proporciones de CO_{2}, que por otra parte reducen el valor calorífico. Las impurezas pueden representar venenos perjudiciales para los catalizadores, ocasionar corrosiones, y otros efectos de este tipo. A efectos de remover los sulfuros de hidrógeno, es posible aplicar agentes de absorción químicos como etanolamina, soluciones de sales alcalinas, entre otros, o también agentes de absorción físicos como por ejemplo selexol, carbonato de propileno, metanol, entre otros, siendo también posible separar los componentes orgánicos de azufre mediante agentes de absorción físicos.
Mediante la elección y aplicación de un agente de absorción selectivo es de por si ya posible lograr una selectividad realmente buena en la separación de sulfuro de hidrógeno y de compuestos de azufre orgánicos con respecto al dióxido de carbono. En calidad de agentes de absorción de acción selectiva se utilizan tanto agentes de absorción de acción química como por ejemplo las aminas selectivas, así como agentes de absorción físicos como por ejemplo selexol, pursiol, genosorb o morphysorb. Sin embargo, esta selectividad no es suficiente cuando una relación especialmente desfavorable entre sulfuro de hidrógeno y componentes de azufre orgánicos por una parte y el dióxido de carbono por otra parte, presentes en el gas de aplicación conduce a un gas ácido con un contenido de componentes de azufre tan bajo, que el gas ácido ya no puede elaborarse en una instalación de Claus.
Los agentes de absorción químicos y su empleo se han descrito por ejemplo en el documento US-4 112 051 (Sartori et al.). A diferencia de este procedimiento que emplea disolventes químicamente activos, la presente invención está dirigida en especial a agentes de absorción que no son químicamente activos, por una parte para obtener CO_{2} lo más puro posible como material útil, y por otra parte a la obtención de un gas ácido o de gas para su empleo en un proceso de Claus con las características de calidad necesarias para ello. Por lo general, el gas ácido procedente de la regeneración del agente de absorción se somete a una elaboración ulterior en una instalación de Claus, con el objeto de obtener azufre. En este caso, el dióxido de carbono contenido en el gas ácido tiene un efecto desfavorable sobre este proceso de Claus, ya que el dióxido de carbono, como material de lastre, aumenta la corriente de gas de proceso en la instalación de Claus, lo que obliga aumentar de manera correspondiente la capacidad de la instalación. Por otra parte, una instalación de Claus con un gas ácido que contiene menos del 10% en volumen de H_{2}S, deja de ser económicamente rentable por razones técnicas.
Por ello, para elaborar un gas ácido "débil" de este tipo en una instalación de Claus, es necesario recurrir a medidas adicionales. Por lo general, el aumento de la concentración de los componentes de azufre tiene lugar disponiendo que los componentes de azufre contenidos en el gas ácido de baja concentración, se separan otra vez mediante una segunda columna de absorción después de una eventual concentración, adicional, mediante solución de absorción regenerada, con lo que, debido a las relaciones, de por si ya mejores, de sulfuro de hidrógeno y componentes de azufre orgánicos referidos a dióxido de carbono en el gas ácido procedente de la primera etapa de absorción, se logra una concentración correspondientemente más elevada de componentes de azufre en el gas ácido de la segunda etapa de absorción. Sin embargo, esta modalidad operativa requiere mucha energía y una gran inversión, ya que la totalidad de la corriente del gas ácido procedente de la primera etapa de absorción ha de llevarse en primer lugar a la necesaria presión de absorción.
Otras posibilidades para el tratamiento de gases ácidos, que presentan un escaso contenido en componentes de azufre, como la obtención de azufre mediante procesos de oxidación directa o la generación de ácido sulfúrico, conducen a grandes corrientes de mezclas de gases de proceso, y con ello también a grandes instalaciones de proceso.
En el documento Patente US 5 240 476 (Hegarty) se reivindica la coabsorción en relación con la depuración de gas de combustión en una central eléctrica que funciona con una turbina combinada de gas y vapor de agua, basada en la gasificación de carbón. Para la regeneración de la solución de lavado cargada, se relaja su presión a un valor cercano a la presión del entorno, con lo que se libera en forma de gas una primera parte del CO_{2} lavado por la coabsorción, y se reconduce hacia el gas bruto. El CO_{2} residual se separa por despojamiento (stripping) de la solución de lavado remanente, aún cargada parcialmente, con gas que esencialmente contiene nitrógeno. Seguidamente, en un paso adicional, se reduce su presión a un valor cercano a la presión del entorno. En una columna de despojamiento calefaccionada mediante un hervidor de material de sumidero, se separa de la misma el hidruro de azufre que ha quedado en ella, y se entrega como material bruto (materia prima) a una instalación de Claus.
En el caso del procedimiento comunicado en este documento Patente US- 5 240 476 (Hegarty), para la separación del CO_{2} de la solución de lavado cargada se emplea el nitrógeno de desecho que se presenta en la descomposición del aire. Por ello la aplicación de este procedimiento se limita a la vecindad inmediata de una gasificación de carbón operada por oxidación parcial, por lo que no es adecuada para la depuración de gas natural bruto de manera análoga al gas de síntesis sin N_{2}. Para ello el gas bruto aplicado con un importante insumo de aparatos, se trata en dos etapas con solución en columnas de absorción individuales conectadas en serie.
En cuanto al campo tecnológico especializado, en lo que se refiere a la bibliografía en materia de patentes, también se hace referencia a los documentos EP-0 033 029-A1 o al correspondiente documento US-4 242 108, al documento EP 1 004 344 o al correspondiente documento DE-198 54 353-A1, al documento EP-0 520 316 A1, y al documento US-4 498 911, con una gran cantidad de CO_{2} en el gas, para mencionar sólo algunos ejemplos.
Otro procedimiento de este tipo es el conocido del documento US-5 820 837 A o DE-32 22 382-C2, en los que el gas a depurarse se conduce primero por un primer absorbedor en donde se lo pone seguidamente en contacto con un disolvente completamente regenerado. El disolvente cargado se hace llegar por medio de un calefactor, a un recipiente de flash (vaporización rápida), y los gases allí liberados se conducen hacia un segundo absorbedor, donde se los pone nuevamente en contacto con disolvente completamente regenerado. Sin embargo, de esta manera sólo se logra un gas de Claus con 33% de H_{2}S, como se expone con mayor detalle en lo que sigue.
El objetivo de la invención consiste en la creación de una solución mediante la cual por una parte el hidruro de azufre y los compuestos orgánicos de azufre pueden separarse de una manera lo más selectiva posible, lo que por una parte conduzca a un escaso contenido de dióxido de carbono en el gas ácido, y por otra parte evite el inconveniente de un elevado insumo de aparatos para la separación del CO_{2}.
Mediante un procedimiento del tipo designado inicialmente en la presente, se logra este objeto conforme a la invención gracias a los aspectos caracterizantes de la reivindicación principal.
Mediante la modalidad operativa conforme a la invención se logra una serie de ventajas, por ejemplo la producción de un gas de Claus conforme a las especificaciones, partiéndose de las relaciones H_{2}S/CO_{2} desfavorables en el gas de alimentación, así como la producción adicional de CO_{2} casi puro bajo elevada presión.
Una mejora de la acción es la que consiste en el hecho de que después de la segunda etapa de absorción se ha previsto una etapa de flash, en la cual se reduce la presión del absorbente cargado procedente de la segunda etapa de absorción y el gas de flash, que se libera y que esencialmente contiene CO_{2} y proporciones en H_{2}S, se conduce por medio de una tubería que conduce por lo menos indirectamente hacia la segunda etapa de absorbente, y el absorbente se conduce a la etapa de desorción.
Otras ventajas y aspectos de la invención resultan de las reivindicaciones secundarias, pudiendo ser especialmente ventajoso que el absorbente cargado sea calentado después de la segunda etapa de absorción y antes de su ingreso en la etapa de desorción, teniendo el calentamiento lugar en un intercambio de calor indirecto con la corriente de absorbente procedente de la etapa de desorción.
Para un subsiguiente empobrecimiento del dióxido de carbono todavía contenido en el agente de absorción que sale de la segunda columna de absorción, se procede a reducir la presión del agente de absorción en un recipiente de flash de baja presión. La fase gaseosa vuelve a conducirse de regreso mediante un compresor de gas de flash, hacia la segunda columna de absorción. En este caso, en el equipamiento conforme a la invención puede haberse previsto una etapa de flash directamente antes de la segunda etapa de absorción, en el que se reduce la presión del absorbente procedente de la etapa de condensación, y se reconduce hacia la primera etapa de absorción el gas útil que se libera, que esencialmente contiene hidrocarburos, H_{2}S y CO_{2}.
Además de las ventajas adicionales de la invención, consignadas más adelante en la presente, conforme a la invención es conveniente que la absorción se lleve a cabo con una presión de servicio de 10 a 150 bar, y/o con una elevación de la temperatura del agente de absorción enriquecido procedente del absorbedor, a de 50 a 200ºC.
Si además la corriente principal de agente de absorción que sale del recipiente de flash de alta presión contiene una cantidad todavía excesiva en dióxido de carbono, puede preverse en otra configuración de la invención que se reduzca la presión de la solución de absorción enriquecida que sale del recipiente de flash de alta presión, conduciéndose el gas de flash mediante un condensador en común de la segunda columna de absorción junto con el gas de flash procedente de la etapa de flash, y conduciéndose la solución de absorción que sale del flash de baja presión, hacia la cabecera de la columna de desorción.
En la columna de desorción se reduce la presión sobre las corrientes, de los circuitos principal y secundario, de agente de absorción que ha sido sometido a flash bajo presión reducida, presentándose en el sumidero de la columna por despojamiento (stripping) mediante vapor de agua de despojamiento o gas de despojamiento, la corriente de agente de absorción regenerada, casi exenta de gas ácido. Entonces, conforme a la invención, en la cabecera de la columna de desorción se obtiene una fracción concentrada de gas ácido con el elevado contenido deseado en hidruro de azufre y compuestos orgánicos de azufre. Para la recuperación del agente de desorción, la corriente de gas ácido que sale de la cabecera de desorción, es enfriada una vez más también mediante un condensador.
De la misma manera, para la recuperación del agente de absorción también se enfría a través de un refrigerador el gas de flash del recipiente de flash de baja presión, antes de que el gas de flash sea conducido hacia el compresor del gas de flash. El dióxido de carbono casi puro, obtenido bajo elevada presión en la cabecera de la segunda columna de absorción, puede reutilizarse en el proceso, obtenerse como producto comercializable, o utilizarse para fines de reinyección en el gas natural y en los campos petrolíferos, gracias a la presión preliminar, que ya ha sido elevada. El elevado nivel de presión puede utilizarse para la recuperación energética mediante una máquina expansora.
En comparación con la modalidad operativa convencional, arriba descrita, en la que el aumento de la concentración de los componentes de azufre tiene lugar mediante un segundo circuito de absorción post conectado, para lo cual es necesario utilizar un compresor para llevar el gas ácido que contiene poco hidruro de azufre y componentes orgánicos de azufre, a la presión de absorción necesaria, tiene la modalidad operativa aquí descrita la ventaja decisiva que una parte importante del gas ácido, por relajación a presión y temperatura más elevadas, ya posee el elevado nivel de presión necesario para la absorción con agentes de absorción físicos, por lo que ya no es necesario comprimir esta corriente parcial.
Gracias a la absorción de estos gases de flash en la absorción de corriente secundaria, ya se eleva manifiestamente la selectividad para el hidruro de azufre y compuestos orgánicos de azufre referidos al dióxido de carbono, lo que conduce a una concentración reforzada de hidruro de azufre y de compuestos orgánicos de azufre en el gas ácido.
Es posible reforzar más aún la selectividad para el hidruro de azufre y para los compuestos orgánicos de azufre, referidos al dióxido de carbono, mediante la inclusión de las etapas de flash de baja presión, adicionales, con condensación y transporte de regreso hacia la segunda columna de absorción, por lo que mediante este ventajosa modalidad operativa es posible lograr una concentración de hidruro de azufre y compuestos orgánicos de azufre, también para gases de aplicación, que presentan una relación muy desfavorable de hidruro de azufre y compuestos orgánicos de azufre con respecto a dióxido de carbono, de por ejemplo 1 : 40.
Por otra parte, la concentración deseada de los componentes de azufre en el gas ácido puede ajustarse por medio de la presión de la etapa de flash de baja presión, resultando para la mayoría de los casos de aplicación una presión ventajosa de 3 a 10 bar, lo que para la recondensación de los gases de flash de baja presión conduce a ahorros considerables adicionales en los costos operativos y de inversión, en comparación con una absorción convencional de dos etapas.
Otras ventajas, detalles y características de la invención, resultan de la siguiente descripción así como con ayuda del dibujo. En el mismo:
la Figura 1 muestra un diagrama de instalaciones conforme a la invención para la realización del procedimiento conforme a la invención; y
la Figura 2 muestra un diagrama de instalaciones convencional con los mismos símbolos de referencia.
\vskip1.000000\baselineskip
En el diagrama, todas las tuberías y corrientes de proceso se han designado con los números 1 a 30, mientras que todas las partes de instalación aplicadas llevan el número de referencia 41 y siguientes.
Para empezar, la instalación representada en la Figura 1 presenta una primera columna de absorción designada 41, representada a la izquierda del esquema de conexiones, que se alimenta con gas natural o de síntesis por medio de la tubería 1, que recorre la columna de absorción de abajo hacia arriba y que por arriba, mediante la tubería 2 sale en forma de gas purificado. En este caso, el gas de alimentación, 1, se conduce hacia el sumidero de la columna de absorción, 41. Los componentes de gas ácido contenidos en el gas se separan a contracorriente de la solución regenerada, 14, entregada en la cabecera de la columna de absorción, 41, teniendo los elementos de intercambio de materiales contenidos en la columna de absorción, 41, a su cargo la necesaria transferencia de los materiales.
El agente de absorción (tubería 3) cargado con gas ácido, extraído del sumidero de la columna de absorción, 41, se hace llegar a un recipiente de flash de gas de reciclado, 42, donde se descomprime y se reconduce en el circuito por medio de un condensador de gas de reciclado, 43, y la tubería 4 en el sumidero de la columna de absorción, 41, en especial cuando deben recuperarse los materiales gaseosos útiles disueltos en el agente de absorción tales como hidrocarburo, hidrógeno y monóxido de carbono.
En la marcha ulterior del proceso, la solución que abandona el recipiente de flash del gas de reciclado, 42, se hace llegar por medio de la tubería 5 a un primer intercambiador de calor, 44, donde se la precalienta, después de lo cual se la hace llegar mediante la tubería 6 a un intercambiador de calor adicional 46 para su calentamiento ulterior, y desde allí se la conduce hacia un recipiente de flash de elevada presión, 47. La fase gaseosa que se libera en el flash de alta presión se conduce por medio de la tubería 8 hacia un refrigerador 48, mientras que el condensado que se va presentando se conduce mediante las tuberías 11, 24, de la columna de desorción 50 prevista en el proceso, habiéndose incorporado para la elevación de la selectividad para el hidruro de azufre y para los compuestos orgánicos de azufre, además del recipiente de flash de alta presión, 47, un recipiente de flash de baja presión, 56, en la trayectoria de las tuberías, 20, 25.
El gas de flash, 48, que sale del refrigerador, 48, procedente de las tuberías 9 y 23, se hace llegar a un sumidero de una segunda columna de absorción, 49. A contracorriente, a la cabecera de la segunda columna de absorción, 49, y por medio de las tuberías, 15, 16, 17, como corriente parcial agente de absorción regenerado, se hace llegar desde el sumidero de la columna de desorción 50 por intermedio de los intercambiadores de calor 52 y 54. Por medio de la tubería 10, sale CO_{2} puro como material útil en la cabecera de la segunda columna de absorción. El agente de absorción enriquecido que se presenta allí en la columna 49, se relaja mediante la tubería 18 para una elevación adicional de la selectividad para hidruro de azufre y compuestos orgánicos de azufre, en un recipiente de flash, 55, conduciéndose el agente de absorción en forma de corriente parcial 26 por medio de un intercambiador de calor 52 y la tubería 27, a la cabecera de la columna de desorción, 50.
La segunda corriente parcial del agente de absorción que sale del desorbedor 50, se hace llegar mediante la tubería 12 al primer intercambiador de calor anteriormente mencionado, 44, de la corriente de disolvente que sale del recipiente de flash, 42. Después de atravesar el intercambiador de calor 44 se enfría el agente de absorción, regenerado, por intermedio de las tuberías 13, 14, mediante el refrigerador 60, y se lo hace llegar a la cabecera de la columna de absorción, 41.
Puede reconocerse que con la conexión conforme a la invención de los diversos componentes de la instalación se logra el objetivo de la invención de una manera especialmente favorable, es decir, el de procesar de la manera la más efectiva posible los componentes del gas ácido separados por absorción, es decir los hidruros de azufre y los compuestos orgánicos de azufre, a efectos de lograr un gas de Claus lo más rico posible en H_{2}S, el que con la designación de la flecha 29 abandona el sistema de la instalación, obteniéndose simultáneamente CO_{2} casi puro como material útil. En este caso es posible, tal como prevé la invención, precalentar el agente de absorción en el intercambiador de calor 44 bajo una elevada presión mediante la solución generada caliente, 12, procedente de la columna de desorción, 50, ajustándose el valor de la presión entre la presión de la columna de absorción, 41, y la presión de la columna de desorción, 50.
En la Figura 2 se ha reproducido un esquema de conexiones convencional para una instalación, para simplificar las comparaciones siguientes, en las que las partes iguales de la instalación llevan los símbolos de referencia aquí empleados. El ejemplo descrito aquí no contiene ninguna etapa de flash de gas de reciclado, 42, y tampoco ningún compresor de gas de reciclado, 43. Como ejemplo, supongamos un gas con un caudal de 10.000 kmol/h, de la siguiente composición:
CO_{2} con 201 kmol/h, H_{2} con 66 kmol/h, N_{2} con 15 kmol/h, CH_{4} con 29 kmol/h, CO_{2} con 3.572 kmol/h, H_{2}S con 100 kmol/h y 17,5 kmol/h de vapor de agua. Las corrientes resultantes para estos ejemplos en la modalidad de empleo conforme a la invención, se han consignado en la siguiente Tabla 1:
1
2
TABLA 2 Contraejemplo teórico (de cálculo) de una conexión típica de absorbente/desorbente conforme a la Figura 2
3
Sin embargo, como se desprende de la Tabla precedente, para un gas de utilización con una relación H_{2}S/CO_{2}, muy desfavorable, de 31: 36, es posible lograr una muy buena calidad de Claus, de 60 volumen % de H_{2}S, por lo que con una instalación de Claus estándar sencilla es posible someter el gas de Claus a un tratamiento adicional. Como se desprende de la Tabla 2, que representa una modalidad operativa convencional, es posible lograr esta calidad con la modalidad operativa conforme a la invención, a pesar de que la relación entre H_{2}S y CO_{2} es peor que en el ejemplo conforme al estado de la técnica (en este caso 1 : 36; en aquel caso, 1 : 26). Según el estado de la técnica conforme a la Tabla 2, se obtiene además solamente un gas de Claus con 33% en volumen de H_{2}S, lo que conduce a que la instalación de Claus sería de una configuración manifiestamente más costosa que para el caso de la modalidad operativa conforme a la invención.
Si se aplica un gas de aplicación con una relación de H_{2}S de 1 : 36, lo que en este caso es posible conforme a la invención, resultaría de esto, conforme al estado de la técnica, un gas de Claus con sólo aproximadamente 22% en volumen, lo que conduciría a una ampliación adicional significativa de la instalación de Claus necesaria.
Por ello y a título de resumen cabe comprobar que la cooperación de los elementos mencionados en las reivindicaciones, como el recipiente de flash 47, 56, la segunda columna de absorción, 49, y en una configuración más perfeccionada el empleo del recipiente de flash, 55, permite obtener un sorprendente selectividad elevada, que conduce a un gas de Claus de aproximadamente 60% en volumen de H_{2}S.
La utilización del recipiente de flash, 55, que normalmente sirve en los procesos de absorción físicos como denominado recipiente de flash de gas de reciclado con vistas a la recuperación de componentes material útiles coabsorbidos, como los hidrocarburos, en el lavado del gas natural, de CO o de H_{2} en el caso de la generación de gas de síntesis, tiene una manifiesta elevación de la selectividad H_{2}S/CO_{2} en virtud del efecto flash de la corriente saliente 18.
En la Figura 1 se han designado todas las tuberías y corrientes de proceso con los números 1 a 30, y todas las partes de la instalación con los números 41 y siguientes:
1.
Gas de síntesis - Tubería de alimentación
2.
Gas puro - evacuación
3.
Derivación del sumidero desde la columna de absorción 41
4.
Tubería de recirculación del sumidero en la columna de absorción 41
5.
Recipiente de flash (42) - bypass
6.
Intercambiador de calor (46) - tubería de alimentación
7.
Intercambiador de calor (46)- bypass
8.
Gas de flash de alta presión- descarga del recipiente de flash de alta presión 47
9.
Columna de absorción (49) - Tubería de alimentación
10.
Columna de absorción (49) - Tubería de alimentación
12.
Intercambiador de calor (44) - Tubería de alimentación
13.
Tubería de agente de absorción
14.
Tubería de agente de absorción hacia la cabecera de la columna de absorción 41
15.
Tubería de corriente parcial desde la etapa de desorción 50 en la etapa de absorción 49
16.
Tubería de corriente parcial desde la etapa de desorción 50 en la etapa de absorción 49
17.
Tubería de corriente parcial desde la etapa de desorción 50 en la etapa de absorción 49
18.
Etapas de absorción (49) - Tubería de descarga en el recipiente de flash 55
19.
Tubería de descarga desde la cabecera del recipiente de flash 55
20.
Recipiente de flash de alta presión (47) - Tubería de descarga
21.
Tubería de recirculación hacia el flash de baja presión, 56
22.
Tubería de cabecera desde flash de baja presión, 56
23.
Tubería de alimentación hacia el refrigerador 48
24.
Tubería de recirculación hacia cabecera de la columna de desorción 50
25.
Tubería de recirculación hacia cabecera de la columna de desorción 50
26.
Tubería de recirculación hacia cabecera de la columna de desorción 50
27.
Tubería de alimentación hacia cabecera de la columna de desorción 50
28.
Tubería de descarga de cabecera del desorbedor 50
29.
Flecha de Gas de Claus rico en H_{2}S
41.
Columna de absorción
42.
Recipiente de flash de gas de reciclado
43.
Condensador del gas de reciclado
44.
Intercambiador de calor
46.
Intercambiador de calor
47.
Recipiente de flash de alta presión
48.
Refrigerador
49.
Segunda columna de absorción
50.
Columna de desorción
52.
Intercambiador de calor
54.
Intercambiador de calor
55.
Recipiente de flash
56.
Recipiente de flash - baja presión
58.
Condensador
60.
Refrigerador.

Claims (6)

1. Procedimiento para la separación selectiva de hidruros de azufre, componentes orgánicos de azufre y CO_{2} a partir de gases crudos como por ejemplo gas natural o gas de síntesis, con utilización de una primera etapa de absorción, (41), y de una segunda etapa de absorción, (49), para la separación de CO_{2} esencialmente puro y con uso de una etapa de desorción (50) para la obtención de un gas rico en hidruro de azufre, en el que el absorbente regenerado procedente de la etapa de desorción, (50), se conduce de regreso hacia ambas etapas de absorción (41, 49), aplicándose en calidad de absorbente un disolvente químicamente inactivo, y
el agente de absorción (enriquecido en hidruro de azufre, compuestos orgánicos de azufre y CO_{2}) procedente de la primera etapa de absorción (41) junto con la solución regenerada caliente (12) procedente de la etapa de desorción (50), se precalienta en un intercambiador de calor (44) y seguidamente se relaja en un recipiente de flash de alta presión, (47), y a continuación se la hace llegar a la segunda etapa de absorción (49), y
el agente de absorción procedente de la segunda etapa de absorción (49) se hace llegar de regreso a la etapa de desorción (50), (26/27),
caracterizado porque
.- el agente de absorción procedente de la etapa de absorción (41) bajo una elevada presión, que se encuentra entre la presión de la columna de absorción (41) y la presión de la columna de desorción (50), se relaja bajo una presión más elevada elegida en el recipiente de flash de elevada presión (47),
.- la corriente de gas que se libera bajo la mayor presión se enfría en un condensador (48) y seguidamente se conduce a la segunda etapa de absorción, (49), en la que los componentes de azufre se separan por completo mediante la corriente parcial (mencionada inicialmente) del agente de absorción regenerado (15, 16, 17) procedente de la etapa de desorción (50), y
.- después de la segunda etapa de absorción (49) se ha previsto una etapa de flash (55), en la que se relaja el absorbente cargado procedente de la segunda etapa de absorción y el gas de flash que se libera (19), que esencialmente contiene CO_{2} y porcentajes de H_{2}S, se conduce, en una tubería que conduce por lo menos de manera indirecta hacia la segunda etapa de absorción, y el absorbente (26) se conduce a la etapa de desorción.
2. Procedimiento conforme a la reivindicación 1, caracterizado porque se calienta el absorbente cargado (18) después de la segunda etapa de absorción (49) y antes de su ingreso en la etapa de desorción, teniendo lugar el calentamiento en el intercambio indirecto de calor (52) con la corriente de absorbente (15) procedente de la etapa de desorción (15).
3. Procedimiento conforme a la reivindicación 1 ó 2, caracterizado porque directamente antes de la segunda etapa de absorción (49) se halla dispuesta una etapa de flash (55), en la que se relaja el absorbente (9) procedente de la etapa de condensación (48) y porque el gas útil que se va liberando, que esencialmente contiene hidrocarburos, H_{2}S y CO_{2}, se reconduce a la primera etapa de absorción (41).
4. Procedimiento conforme a la reivindicaciones 1 ó 2-3, caracterizado porque la absorción tiene lugar bajo una presión de servicio de 10 a 150 bar.
5. Procedimiento conforme a la reivindicación 1 ó 3- 4, caracterizado porque se lleva a cabo una elevación de la temperatura del agente de absorción enriquecido procedente del absorbedor, a de 50 a 200ºC.
6. Procedimiento conforme a la reivindicación 1, caracterizado porque la solución de absorción enriquecida que sale del recipiente de flash de elevada presión, (47), se relaja en un flash de baja presión (56), conduciéndose el gas de flash mediante una condensador en común (58) de la segunda columna de absorción (49) junto con el gas de flash procedente de la etapa de flash, (55), y conduciéndose la solución de absorción que sale flash de baja presión, (56), a la cabecera de la columna de desorción.
ES04722813T 2003-03-26 2004-03-24 Procedimiento para la separacion selectiva de sulfuro de hidrogeno y co2 a partir de gas crudo. Expired - Lifetime ES2303631T3 (es)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
DE10313438 2003-03-26
DE10313438A DE10313438A1 (de) 2003-03-26 2003-03-26 Verfahren zur selektiven Entfernung von Schwefelwasserstoff und CO2 aus Rohgas

Publications (1)

Publication Number Publication Date
ES2303631T3 true ES2303631T3 (es) 2008-08-16

Family

ID=33038763

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
ES04722813T Expired - Lifetime ES2303631T3 (es) 2003-03-26 2004-03-24 Procedimiento para la separacion selectiva de sulfuro de hidrogeno y co2 a partir de gas crudo.

Country Status (9)

Country Link
US (1) US7604684B2 (es)
EP (1) EP1606041B1 (es)
CN (1) CN100406106C (es)
AT (1) ATE392939T1 (es)
CA (1) CA2532993C (es)
DE (2) DE10313438A1 (es)
ES (1) ES2303631T3 (es)
NO (1) NO329963B1 (es)
WO (1) WO2004085036A2 (es)

Families Citing this family (45)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CA2531818C (en) 2003-09-09 2010-06-08 Fluor Corporation Improved solvent use and regeneration
US8007096B2 (en) * 2003-10-29 2011-08-30 Hewlett-Packard Development Company, L.P. Ink compositions for use in highlighter markers and associated methods
WO2005044955A1 (de) * 2003-11-10 2005-05-19 Basf Aktiengesellschaft Verfahren zur gewinnung eines unter hohem druck stehenden sauergasstroms durch entfernung der sauergase aus einem fluidstrom
DE102005030028A1 (de) * 2005-06-27 2006-12-28 Uhde Gmbh Verfahren und Vorrichtung zur Absorption von Sauergas aus Erdgas
FR2911516B1 (fr) * 2007-01-19 2009-11-13 Total Sa Procede de purification d'un melange gazeux contenant des gaz acides
PL1953130T3 (pl) * 2007-01-30 2011-11-30 Mt Biomethan Gmbh Sposób i instalacja do przetwarzania surowych gazów, zawierających metan i dwutlenek węgla, w szczególności do przetwarzania biogazu, w celu pozyskania metanu
TW200912228A (en) * 2007-06-27 2009-03-16 Twister Bv Method and system for removing H2S from a natural gas stream
CN101108988B (zh) * 2007-08-10 2011-03-23 辽宁凯田再生能源环保有限公司 生物气净化设备及其净化工艺
DE102007048565B3 (de) * 2007-10-09 2009-01-22 Dge Dr.-Ing. Günther Engineering Gmbh Verfahren und Anlage zur Regeneration einer bei der Reinigung von Gasen anfallenden aminhaltigen Waschlösung
WO2010039785A1 (en) * 2008-10-02 2010-04-08 Fluor Technologies Corporation Configurations and methods of high pressure acid gas removal
EP2342000A1 (en) * 2008-10-14 2011-07-13 Timmins, Cyril High pressure physical absorption process for use in carbon capture in energy production processes
US8435325B2 (en) * 2008-10-23 2013-05-07 Hitachi, Ltd. Method and device for removing CO2 and H2S
DE102008062387A1 (de) * 2008-12-17 2010-07-01 Uhde Gmbh Verfahren zur Reinigung von technischen Gasen und Gewinnung von Sauergasen
US20100219061A1 (en) * 2009-03-02 2010-09-02 Saudi Arabian Oil Company Enhancement of acid gas enrichment process
DE102009018444A1 (de) * 2009-04-22 2010-10-28 Uhde Gmbh Verfahren zur Entfernung von sauren Gaskomponenten aus einem Gasgemisch
US8241404B2 (en) * 2009-06-17 2012-08-14 General Electric Company Methods of recycling carbon dioxide to the gasification system
US20100319254A1 (en) * 2009-06-17 2010-12-23 Thacker Pradeep S Methods and system for separating carbon dioxide from syngas
US7811361B2 (en) * 2009-06-30 2010-10-12 Uop Llc Process for a gas removal zone
US20100132552A1 (en) * 2009-07-08 2010-06-03 Lechnick William J Zone or process for improving an efficiency thereof
US20110068585A1 (en) * 2009-09-24 2011-03-24 Alstom Technology Ltd Method and system for capturing and utilizing energy generated in a flue gas stream processing system
CA2683983A1 (en) * 2009-10-21 2011-04-21 Carbon Solutions Inc. Stabilization and remote recovery of acid gas fractions from sour wellsite gas
FR2954178B1 (fr) 2009-12-21 2014-02-21 Air Liquide Procede d'epuration d'un gaz contenant du dioxyde de carbone
EP2608871B1 (en) * 2010-08-24 2021-03-24 CCR Technologies, Ltd. Process for recovery of processing liquids
DE102010051396A1 (de) 2010-11-16 2012-05-16 Thyssenkrupp Uhde Gmbh Verfahren zur Entfernung schwersiedender Kohlenwasserstoffe aus Lösungsmittelströmen
CN102059037A (zh) * 2010-11-22 2011-05-18 重庆欣雨压力容器制造有限责任公司 从天然气尾气中提纯二氧化碳的工艺
US20120152120A1 (en) * 2010-12-15 2012-06-21 Uop Llc Production of carbon dioxide from synthesis gas
DE102011108308A1 (de) 2011-07-25 2013-01-31 Thyssenkrupp Uhde Gmbh Wärmerückgewinnung bei Absorptions- und Desorptionsprozessen bei reduzierter Wärmeaustauschfläche
DE102011108749A1 (de) 2011-07-28 2013-01-31 Thyssenkrupp Uhde Gmbh Wärmerückgewinnung bei Absorptions- und Desorptionsprozessen
US9340739B1 (en) * 2011-09-02 2016-05-17 David C. Morrow Enhanced landfill gas treatment
WO2013079116A1 (en) * 2011-12-01 2013-06-06 Statoil Petroleum As Process with continuously stirred tank reactor absorber and flash tank stripper
DE112011105958B4 (de) 2011-12-16 2023-01-26 Dge Dr.-Ing. Günther Engineering Gmbh Verfahren und Anlage zur Abtrennung von Kohlendioxid aus methan- und schwefelwasserstoffhaltigen Biogasen
DE102012021478A1 (de) * 2012-11-05 2014-05-08 Thyssenkrupp Uhde Gmbh Verfahren und Vorrichtung zur Entfernung von absorbierbaren Gasen aus unter Druck befindlichen, mit absorbierbaren Gasen verunreinigten Industriegasen ohne Zuführung von Kühlenergie
US20150027055A1 (en) * 2013-07-29 2015-01-29 Exxonmobil Research And Engineering Company Separation of hydrogen sulfide from natural gas
DE102014118345A1 (de) * 2014-12-10 2016-06-16 L'Air Liquide, Société Anonyme pour l'Etude et l'Exploitation des Procédés Georges Claude Verfahren und Anlage zur Reinigung von Rohsynthesegas
CN104535723B (zh) * 2014-12-25 2017-02-22 华能国际电力股份有限公司 一种变工况稠浆型二氧化碳捕集工艺测试***
KR102326948B1 (ko) 2016-04-21 2021-11-16 퓨얼 셀 에너지, 인크 이산화탄소 포획을 위해 용융 탄산염 연료 전지 애노드 배기를 후가공처리하는 방법
WO2017189744A1 (en) * 2016-04-27 2017-11-02 Fuelcell Energy, Inc. Carbon dioxide removal system for anode exhaust of a fuel cell
CN109314261B (zh) 2016-04-29 2023-01-31 燃料电池能有限公司 甲烷化阳极废气以提高二氧化碳捕获
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
EP3666365A1 (de) * 2018-12-14 2020-06-17 L'air Liquide, Société Anonyme Pour L'Étude Et L'exploitation Des Procédés Georges Claude Verfahren zur regenerierung eines beladenen waschmittels aus einer physikalisch wirkenden gaswäsche und vorrichtung für eine physikalisch wirkende gaswäsche
US11801472B2 (en) * 2019-01-28 2023-10-31 Saudi Arabian Oil Company Amine sweetening in flash gas
US10662061B1 (en) 2019-08-20 2020-05-26 Saudi Arabian Oil Company Two-stage adsorption process for Claus tail gas treatment
CN110756004A (zh) * 2019-10-30 2020-02-07 中国石油化工股份有限公司 一种深度净化硫化氢和有机硫的联合工艺
KR20230011914A (ko) 2020-03-11 2023-01-25 퓨얼셀 에너지, 인크 탄소 포집을 위한 증기 메탄 개질 유닛
CN112194550B (zh) * 2020-10-15 2023-08-25 大连理工大学 一种分离富含碳二碳三干气的方法与装置

Family Cites Families (17)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3594985A (en) * 1969-06-11 1971-07-27 Allied Chem Acid gas removal from gas mixtures
US3767766A (en) * 1971-02-22 1973-10-23 Chevron Res Method of removing gaseous sulfides from gaseous mixtures
US3877893A (en) * 1973-05-10 1975-04-15 Allied Chem Absorption and separation of normally liquid gas contaminants
AU506199B2 (en) 1975-06-26 1979-12-20 Exxon Research And Engineering Company Absorbtion of co2 from gaseous feeds
US4242108A (en) 1979-11-07 1980-12-30 Air Products And Chemicals, Inc. Hydrogen sulfide concentrator for acid gas removal systems
US4397660A (en) * 1981-06-15 1983-08-09 Shell Oil Company Process for the removal of H2 S and CO2 from a gas mixture
US4498911A (en) 1983-06-29 1985-02-12 Shell Oil Company Simultaneous removal of water and hydrogen sulfide from gaseous carbon dioxide
DE3408851A1 (de) * 1984-03-10 1985-09-12 Basf Ag, 6700 Ludwigshafen Verfahren zum entfernen von co(pfeil abwaerts)2(pfeil abwaerts) und/oder h(pfeil abwaerts)2(pfeil abwaerts)s aus gasen
US5240476A (en) 1988-11-03 1993-08-31 Air Products And Chemicals, Inc. Process for sulfur removal and recovery from a power generation plant using physical solvent
US5137550A (en) 1991-04-26 1992-08-11 Air Products And Chemicals, Inc. Cascade acid gas removal process
DE4121436A1 (de) 1991-06-28 1993-01-07 Linde Ag Verfahren zur selektiven h(pfeil abwaerts)2(pfeil abwaerts)s-auswaschung
US6506349B1 (en) * 1994-11-03 2003-01-14 Tofik K. Khanmamedov Process for removal of contaminants from a gas stream
CA2177449C (en) * 1996-05-20 2003-04-29 Barry Steve Marjanovich Process for treating a gas stream to selectively separate acid gases therefrom
DE19854353A1 (de) 1998-11-25 2000-06-21 Clariant Gmbh Verfahren zur Reinigung von Gasen
EP1022046A1 (de) 1999-01-22 2000-07-26 Krupp Uhde GmbH Verfahren zur Entfernung von Kohlendioxid, Schwefelverbindungen, Wasser und aromatischen und höheren aliphatischen Kohlenwasserstoffen aus technischen Gasen
DE19945326B4 (de) * 1999-01-22 2008-03-27 Uhde Gmbh Verfahren zur Entfernung von Kohlendioxid, Schwefelverbindungen, Wasser und aromatischen und höheren aliphatischen Kohlenwasserstoffen aus technischen Gasen
US7147691B2 (en) * 2002-09-27 2006-12-12 1058238 Alberta Ltd. Acid gas enrichment process

Also Published As

Publication number Publication date
CA2532993A1 (en) 2004-10-07
NO329963B1 (no) 2011-01-31
NO20054940L (no) 2005-12-21
CN1795039A (zh) 2006-06-28
WO2004085036A2 (de) 2004-10-07
US7604684B2 (en) 2009-10-20
DE502004006914D1 (de) 2008-06-05
US20060196357A1 (en) 2006-09-07
NO20054940D0 (no) 2005-10-25
DE10313438A1 (de) 2004-11-04
EP1606041B1 (de) 2008-04-23
WO2004085036A3 (de) 2004-11-25
EP1606041A2 (de) 2005-12-21
ATE392939T1 (de) 2008-05-15
CA2532993C (en) 2012-07-17
CN100406106C (zh) 2008-07-30

Similar Documents

Publication Publication Date Title
ES2303631T3 (es) Procedimiento para la separacion selectiva de sulfuro de hidrogeno y co2 a partir de gas crudo.
ES2397500T3 (es) Eliminación de gases ácidos en un sistema de generación de energía por gasificación con producción de hidrógeno
CN101875484B (zh) 用于从合成气分离酸性气体的方法和设备
JP4317213B2 (ja) 炭素捕捉の配置及び方法
US8500864B2 (en) Method and plant for treating crude gas, in particular biogas, containing methane and carbon dioxide in order to produce methane
US7803271B2 (en) Method of extracting the hydrogen sulfide contained in a hydrocarbon gas
US3453835A (en) Absorption of co2 employing separately cooled absorbent streams
US9573093B2 (en) Heat recovery in absorption and desorption processes
US8641802B2 (en) Method for treating a process gas flow containing CO2
KR20110085983A (ko) 암모니아 스트라이퍼 오프가스용 재흡수장치
JP5655245B2 (ja) ガス精製中に得られるアミン含有スクラビング溶液を再生する方法およびシステム
EP3047893B1 (en) Reclaiming device and method and recovery device for co2, h2s, or both
CN109569193B (zh) 一种吸收与再生同步的脱硫方法
US9504984B2 (en) Generating elemental sulfur
CN211770296U (zh) 用于从经变换和未变换的粗合成气生产多种气体产物的设施
CN211384447U (zh) 通过用洗涤介质进行气体洗涤来纯化粗合成气的设施
US2614904A (en) Gas separation
RU2012114920A (ru) Способ и установка для удаления воды из природного газа или промышленных газов с использованием физических растворителей
KR101458244B1 (ko) 고체 연료의 압력 기화에 의해 생성된 생성물 가스를 처리하기 위한 방법 및 장치
BR0213753B1 (pt) processo para a remoção de h2s de um gás rico em h2s e para a produção de enxofre.
JP2014227553A (ja) 硫黄回収器からの硫黄含有の廃ガスを処理するための方法及び装置
PT2373400E (pt) Procedimento para purificação de gases e obtenção de gases ácidos
CN115297944A (zh) 用于处理含有酸性气体的气体混合物的方法和设备
KR20010070022A (ko) 화학 용매를 재생시키기 위한 질소 시스템
ES2719606T3 (es) Reducción de las impurezas orgánicas en aguas residuales