NO161539B - Fremgangsmaate for fjerning av hydrogensulfid fra gassblandinger. - Google Patents
Fremgangsmaate for fjerning av hydrogensulfid fra gassblandinger. Download PDFInfo
- Publication number
- NO161539B NO161539B NO842369A NO842369A NO161539B NO 161539 B NO161539 B NO 161539B NO 842369 A NO842369 A NO 842369A NO 842369 A NO842369 A NO 842369A NO 161539 B NO161539 B NO 161539B
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- gas
- aqueous medium
- nitrite
- removal
- aqueous
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 60
- 239000007789 gas Substances 0.000 title claims description 59
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims description 43
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims description 34
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 title description 36
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 42
- 239000012736 aqueous medium Substances 0.000 claims description 39
- LPXPTNMVRIOKMN-UHFFFAOYSA-M sodium nitrite Chemical compound [Na+].[O-]N=O LPXPTNMVRIOKMN-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 38
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 claims description 19
- 235000010288 sodium nitrite Nutrition 0.000 claims description 19
- 238000005406 washing Methods 0.000 claims description 18
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 14
- 239000006172 buffering agent Substances 0.000 claims description 11
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims description 11
- NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N Ammonia chloride Chemical compound [NH4+].[Cl-] NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- 235000019270 ammonium chloride Nutrition 0.000 claims description 5
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-M Bicarbonate Chemical class OC([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 4
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims description 3
- 229910019142 PO4 Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 150000001642 boronic acid derivatives Chemical class 0.000 claims description 2
- 235000021317 phosphate Nutrition 0.000 claims description 2
- 150000003013 phosphoric acid derivatives Chemical class 0.000 claims description 2
- 125000005498 phthalate group Chemical class 0.000 claims description 2
- IOVCWXUNBOPUCH-UHFFFAOYSA-M Nitrite anion Chemical compound [O-]N=O IOVCWXUNBOPUCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 19
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 18
- 239000002609 medium Substances 0.000 description 16
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 16
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 12
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 12
- 239000008367 deionised water Substances 0.000 description 11
- 229910021641 deionized water Inorganic materials 0.000 description 11
- KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N citric acid Chemical compound OC(=O)CC(O)(C(O)=O)CC(O)=O KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 8
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 8
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 8
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 8
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 8
- 239000006227 byproduct Substances 0.000 description 7
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 7
- 239000008246 gaseous mixture Substances 0.000 description 7
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 7
- 239000002912 waste gas Substances 0.000 description 7
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 6
- 239000000872 buffer Substances 0.000 description 6
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 6
- 150000002826 nitrites Chemical class 0.000 description 6
- 239000000047 product Substances 0.000 description 6
- -1 shale Substances 0.000 description 6
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 5
- 229910052784 alkaline earth metal Inorganic materials 0.000 description 5
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 5
- 229910021538 borax Inorganic materials 0.000 description 5
- 235000010339 sodium tetraborate Nutrition 0.000 description 5
- BSVBQGMMJUBVOD-UHFFFAOYSA-N trisodium borate Chemical compound [Na+].[Na+].[Na+].[O-]B([O-])[O-] BSVBQGMMJUBVOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- UIIMBOGNXHQVGW-UHFFFAOYSA-M Sodium bicarbonate Chemical compound [Na+].OC([O-])=O UIIMBOGNXHQVGW-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 4
- RAHZWNYVWXNFOC-UHFFFAOYSA-N Sulphur dioxide Chemical compound O=S=O RAHZWNYVWXNFOC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000010936 aqueous wash Methods 0.000 description 4
- 238000002309 gasification Methods 0.000 description 4
- 239000000463 material Substances 0.000 description 4
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 4
- VHUUQVKOLVNVRT-UHFFFAOYSA-N Ammonium hydroxide Chemical compound [NH4+].[OH-] VHUUQVKOLVNVRT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 239000005083 Zinc sulfide Substances 0.000 description 3
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 3
- 239000000908 ammonium hydroxide Substances 0.000 description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- MWUXSHHQAYIFBG-UHFFFAOYSA-N nitrogen oxide Inorganic materials O=[N] MWUXSHHQAYIFBG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 3
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 3
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 3
- DRDVZXDWVBGGMH-UHFFFAOYSA-N zinc;sulfide Chemical compound [S-2].[Zn+2] DRDVZXDWVBGGMH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- GRYLNZFGIOXLOG-UHFFFAOYSA-N Nitric acid Chemical compound O[N+]([O-])=O GRYLNZFGIOXLOG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000005864 Sulphur Substances 0.000 description 2
- 239000002250 absorbent Substances 0.000 description 2
- 230000002745 absorbent Effects 0.000 description 2
- 239000003513 alkali Substances 0.000 description 2
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000007853 buffer solution Substances 0.000 description 2
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 2
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 2
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 2
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 2
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 2
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 2
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 2
- 229910001385 heavy metal Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 2
- 229910017604 nitric acid Inorganic materials 0.000 description 2
- 235000017557 sodium bicarbonate Nutrition 0.000 description 2
- 229910000030 sodium bicarbonate Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 2
- 229910052984 zinc sulfide Inorganic materials 0.000 description 2
- ATRRKUHOCOJYRX-UHFFFAOYSA-N Ammonium bicarbonate Chemical compound [NH4+].OC([O-])=O ATRRKUHOCOJYRX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910000013 Ammonium bicarbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 241000754798 Calophyllum brasiliense Species 0.000 description 1
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 1
- 102000004316 Oxidoreductases Human genes 0.000 description 1
- 108090000854 Oxidoreductases Proteins 0.000 description 1
- AZFNGPAYDKGCRB-XCPIVNJJSA-M [(1s,2s)-2-amino-1,2-diphenylethyl]-(4-methylphenyl)sulfonylazanide;chlororuthenium(1+);1-methyl-4-propan-2-ylbenzene Chemical compound [Ru+]Cl.CC(C)C1=CC=C(C)C=C1.C1=CC(C)=CC=C1S(=O)(=O)[N-][C@@H](C=1C=CC=CC=1)[C@@H](N)C1=CC=CC=C1 AZFNGPAYDKGCRB-XCPIVNJJSA-M 0.000 description 1
- 238000003916 acid precipitation Methods 0.000 description 1
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 1
- 239000013543 active substance Substances 0.000 description 1
- 230000001154 acute effect Effects 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 150000001340 alkali metals Chemical class 0.000 description 1
- 235000012538 ammonium bicarbonate Nutrition 0.000 description 1
- 239000001099 ammonium carbonate Substances 0.000 description 1
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 description 1
- 239000002585 base Substances 0.000 description 1
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 1
- 239000002802 bituminous coal Substances 0.000 description 1
- 230000003139 buffering effect Effects 0.000 description 1
- 229910002091 carbon monoxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 239000003034 coal gas Substances 0.000 description 1
- 239000000571 coke Substances 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 description 1
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 1
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 description 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 1
- 239000003599 detergent Substances 0.000 description 1
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 1
- 239000003344 environmental pollutant Substances 0.000 description 1
- 239000003337 fertilizer Substances 0.000 description 1
- 238000010952 in-situ formation Methods 0.000 description 1
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 1
- 238000002386 leaching Methods 0.000 description 1
- IDNHOWMYUQKKTI-UHFFFAOYSA-M lithium nitrite Chemical compound [Li+].[O-]N=O IDNHOWMYUQKKTI-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- AAJBNRZDTJPMTJ-UHFFFAOYSA-L magnesium;dinitrite Chemical compound [Mg+2].[O-]N=O.[O-]N=O AAJBNRZDTJPMTJ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 230000008018 melting Effects 0.000 description 1
- 238000002844 melting Methods 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 229910000402 monopotassium phosphate Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000019796 monopotassium phosphate Nutrition 0.000 description 1
- 229940005654 nitrite ion Drugs 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 1
- 150000002898 organic sulfur compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 238000005504 petroleum refining Methods 0.000 description 1
- RAFRTSDUWORDLA-UHFFFAOYSA-N phenyl 3-chloropropanoate Chemical compound ClCCC(=O)OC1=CC=CC=C1 RAFRTSDUWORDLA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- PJNZPQUBCPKICU-UHFFFAOYSA-N phosphoric acid;potassium Chemical compound [K].OP(O)(O)=O PJNZPQUBCPKICU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 231100000719 pollutant Toxicity 0.000 description 1
- IWZKICVEHNUQTL-UHFFFAOYSA-M potassium hydrogen phthalate Chemical compound [K+].OC(=O)C1=CC=CC=C1C([O-])=O IWZKICVEHNUQTL-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 235000010289 potassium nitrite Nutrition 0.000 description 1
- 239000004304 potassium nitrite Substances 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 239000003380 propellant Substances 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 1
- 235000011121 sodium hydroxide Nutrition 0.000 description 1
- 150000003752 zinc compounds Chemical class 0.000 description 1
Classifications
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
- B01D53/14—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
- B01D53/1493—Selection of liquid materials for use as absorbents
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
- B01D53/14—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
- B01D53/1468—Removing hydrogen sulfide
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C07—ORGANIC CHEMISTRY
- C07C—ACYCLIC OR CARBOCYCLIC COMPOUNDS
- C07C7/00—Purification; Separation; Use of additives
- C07C7/148—Purification; Separation; Use of additives by treatment giving rise to a chemical modification of at least one compound
- C07C7/14833—Purification; Separation; Use of additives by treatment giving rise to a chemical modification of at least one compound with metals or their inorganic compounds
- C07C7/1485—Purification; Separation; Use of additives by treatment giving rise to a chemical modification of at least one compound with metals or their inorganic compounds oxides; hydroxides; salts
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Water Supply & Treatment (AREA)
- Treating Waste Gases (AREA)
- Gas Separation By Absorption (AREA)
- Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)
Description
Foreliggende oppfinnelse vedrører fjerning av hydrogensulfid fra gassblandinger, spesielt gassblandinger inneholdende hydrokarboner slik som f.eks. naturgass.
Fjerningen av H2S fra en gasstrøm er et problem som lenge har konfrontert og utfordret arbeidere i mange forskjellige industrier. Et viktig eksempel er naturgassindustrien hvor H2S-innholdet i visse gasstrømmer utvunnet fra natur-gassforekomster i mange områder i verden, er for høy for å kunne aksepteres kommersielt. Foruten de miljømessige og sikkerhetsmessige risikoer som stilles ved tilstedeværelsen av H2S i naturgasstrømmer, kan tilstedeværelsen av slike svovelholdige forbindelser resultere i avsetning av svovelsalter som kan bevirke tilstopping og korrosjon av overføringsledninger, ventiler, reguleringsinnretninger og lignende. Selv om naturgassen forbrennes med fakkel som en spillstrøm, er det nødvendig at E^S-materialet enten blir fullstendig fjernet eller i det minste redusert til et nivå hvor forbrenningsproduktene fra fakkel-forbrenningen ikke introduserer skadelige mengder forurensninger, slik som f.eks. SO2» en bestanddel i "surt regn".
Fjerningen av H2S fra naturgass er bare ett eksempel på hvor H2S-fjerning må oppnås. I gassfremstillingsindustrien eller koksfremstillingsindustrien, blir kullgass inneholdende uakseptable mengder H2S vanligvis produsert ved nedbrytningsdestillasjon av bitiminøst kull med høyt svovelinnhold. Et annet I^S-forurensningsproblem møtes ved fremstillingen av vanngass eller syntesegass hvor det ikke er uvanlig å produsere gasstrømmer inneholdende H2S ved føring av damp over et sjikt av hvitglødende koks eller kull inneholdende en mindre mengde svovel. f^S-fjerning er også et hyppig forekommende problem innen petroleum-raffineringsindiustrien, fordi det hovedsakelige råmateriale som benyttes, råolje, typisk inneholder mindre mengder svovel, hovedsakelig i form av organiske svovel-forbindelser. Under forløpet av de mange prosesser som rå-oljen eller fraksjoner derav utsettes for, blir en eller flere gasstrømmer inneholdende H2S relativt vanlig produsert .
Uansett kilden for gasstrømmen har problemet med fjerning av H2S derfra blitt løst på en rekke forskjellige måter som generelt innebærer en eller flere av følgende teknikker: Selektiv absorpsjon med en rekke forskjellige absorpsjonsmidler; absorpsjon med passende absorpsjons-middel; og selektiv reaksjon med en reagens som gir et lett separerbart produkt. Detaljene ved disse teknikker er velkjente for fagmannen. Det store antall tidligere kjente prosesser, patenter og publikasjoner som omhandler fjerning av H2S fra gassblandinger, bekrefter to fakta: (1) ønskeligheten og, i de fleste tilfeller, nødvendigheten av fjerning av H2S fra gasstrømmene; og (2) at det hittil ikke er funnet noen helt ønsket prosess.
Det er kjent at salpetersyrling og nitritter, mest vanlig benyttet som oksydasjonsmidler, kan reagere i vandige opp-løsinger med hydrogensulfid for dannelse av forskjellige oksydasjonsprodukter avhengig av pH-verdien. Hittil har det imidlertid ikke vært foreslått å fjerne hydrogensulfid fra gassblandinger, f.eks. naturgasstrømmer, ved behandling av gassblandingen med et vandig vaske- eller behandlingsmedium under anvendelse av et vannoppløselig nitritt.
Det er derfor et formål med foreliggende oppfinnelse å tilveiebringe en ny fremgangsmåte for fjerning av H2S fra gassblandinger.
Et annet formål med foreliggende oppfinnelse er å tilveiebringe en fremgangsmåte; for H2S fra gassblandinger hvorved produksjonen av uønskede biprodukter minimaliseres.
Et ytterligere formål med foreliggende oppfinnelse er å tilveiebringe en fremgangsmåte for fjerning av H2S fra gassblandinger hvori H2S-biproduktene relativt lett kan fjernes.
De ovenfor angitte og andre formål ved foreliggende oppfinnelse vil fremgå fra det nedenstående.
Ifølge foreliggende oppfinnelse er det således tilveiebragt en fremgangsmåte for selektiv fjerning av hydrogensulfid fra en gassblanding inneholdende naturgass, hydrogensulfid og karbondioksyd, og denne fremgangsmåten er kjennetegnet ved at man behandler gassblandingen med et vandig medium inneholdende natriumnitritt i en mengde på fra 0,1 vekt-# opptil metning, idet nevnte vandige medium er bufret til en pH-verdi på ca. 5,5 eller derover.
Det er foretrukket at pH-verdien for det vandige medium er fra 6 til 10.
Fremgangsmåten ifølge foreliggende oppfinnelse omfatter behandling, f.eks. vasking, av en gassblanding inneholdende hydrogensulfid med et vandig medium inneholdende en effektiv mengde av et vannoppløselig nitritt, idet pH-verdien til det vandige medium er ca. 5,5 eller høyere, fortrinnsvis fra ca. 6 til ca. 10.
Gassblandinger som er særlig egnet for fjerning av H2S ifølge foreliggende fremgangsmåte er naturlig forekommende gasser, syntesegasser, prosessgasser og driv-gasser produsert ved forgassingsmetoder, f.eks. gasser produsert ved forgassing av kull, petroleum, skifer, tjæresand, osv. Spesielt foretrukket er naturgasstrømmer, kalde forgassingsstrømmer og raffineri-råmaterialer bestå-ende av gassformige hydrokarbonstrømmer og andre gassformige hydrokarbonstrømmer. Med betegnelsen "natur-gass" eller "naturgasstrømmer" som benyttet heri, menes en blanding av gasser omfattende hovedsakelig metan med mindre mengder av minst følgende komponenter: Nitrogen, karbonmonooksyd, karbondioksyd og etan. Den her benyttede betegnelse "hydrokarbonstrøm(mer)" er ment å innbefatte strømmer inneholdende betydelige mengder hydrokarbon (både parafiniske og aromatiske) idet det erkjennes at slike strømmer inneholder betydelige "urenheter" som teknisk ikke er definert som et hydrokarbon. Igjen er strømmer inneholdende hovedsakelig en enkelt hydrokarbon, f.eks. metan, meget godt egnet for utførelse av foreliggende oppfinnelse. Strømmer avledet fra forgassingen og/eller den partielle oksydasjon av gasser eller væskeformige hydrokarboner, kan behandles ved hjelp av foreliggende oppfinnelse. Således kan fremgangsmåten anvendes med en hvilken som helst gasstrøm inneholdende H2S som ikke inneholder komponenter som vil reagere selektivt i noen særlig grad, med den aktive komponent i utvaskingsmediet, dvs. det oppløselige nitritt. H2S-innholdet i den type strøm det tas sikte på, vil variere sterkt, men vil generelt variere fra 0,01 til 15 volum-%. Inn-holdet av H2S i gassblandingen er åpenbart ikke en begrensende faktor ved utførelse av foreliggende fremgangsmåte.
Foreliggende fremgangsmåte benytter et vandig medium, som kan anses som et vaske- eller kontaktmedium, innholdende et vannoppløselig nitritt. Betegnelsen "vandig medium" skal innbefatte oppløsninger som oppslemminger eller andre vandige blandinger. Etter hvert som behandlingen av gassblandingen inneholdende H2S-materialet forløper ifølge foreliggende fremgangsmåte, blir således elementært svovel ofte dannet slik at det vandige medium, som innlednings-vis kan være en virkelig oppløsning, blir en oppslemming inneholdende det oppløselige, ureagerte nitritt, forskjellige oksydasjonsprodukter av hydrogensulfidet og partikkelformig, elementært svovel. De oppløselige nitrittene som er egnet i foreliggende fremgangsmåte, er generelt alkali- og jordalkalimetallnitrittene, slik som f.eks. nariumnitritt, kaliumnitritt, litiumnitritt, kalsiumnitritt, magnesium-nitritt osv. Slike metall-nitritter er kjennetegnet ved høy oppløselighet i vann og, i tilfellet for natriumnitritt, er relativt billige. Selv om tungmetallnitritter vil virke, er de mindre ønsket, p.g.a. deres sterkt reduserte oppløselighet i vann. Dess-uten er tungmetallnitrittene noe mer risikable å håndtere, fordi de termisk er mye mindre stabile enn alkali- og jordalkalimetallnitrittene. Spesielt foretrukne p.g.a. deres lette tilgjengelighet og høye oppløselighet er alkalimetallnitrittene, spesielt natriumnitritt. Konsentrasjonen av det vannoppløselige nitritt i det vandige medium kan variere meget avhengig av gassblandingens H2S-konsentrasjon, den ønskede grad av H2S-fjerning, volumet av gassblanding som behandles, og andre slike parametre.
Ifølge oppfinnelsen anvendes det vannoppløselige nitritt
som nevnt i en mengde fra 0,15é til omkring metning, mer spesielt fra 5 til 40 vekt-£, beregnet som nitritt.
Ved utførelse av foreliggende fremgangsmåte er det nødvendig at pH-verdien opprettholdes over ca. 5,5, fortrinnsvis over 7. Ved en lavere pH-verdi dekomponerer nitrittet, hvilket leder til utnyttelse av det aktive nitritt og dannelsen av store mengder nitrogenoksyder (NC> ) . Videre blit S00 dannet ved lavere pH-verdier og ut-luftes i avløpsgassen. Siden pH-verdien til en vandig oppløsning (10-30 vekt-%) av et alkalimetall- eller jord-alkalimetallnitritt vanligvis er fra 6 til 8, vil det forstås at et buffermiddel ikke er nødvendig. Tilstedeværelsen av et buffermiddel som vil opprettholde det vandige medium ved en pH-verdi på minst 7 til 10 er ønsket, fordi det minimaliserer store svingninger i pH-verdien, hvilken kan påvirke prosessens effektivitet. C02 og andre sure gasser som vanligvis er til stede i strømmer inneholdende H2S, blir f.eks. hurtigere absorbert ved høye pH-verdier. På den annen side vil et buffermiddel også hjelpe til å hindre en hurtig nedsettelse av pH-verdien, skulle en syreforurensning uventet bli innført i systemet, og som, i fravær av buffermiddelet, ville senke pH-verdien til under ca. 5 og derved resultere i dekomponering av det oppløselige nitritt og dannelse av SC^. Ikke-begrensende eksempler på egnede buffermidler innbefatter borater slik som natirumborat; fosfater, slik som kaliumdihydrogenfosfat; bikarbonater, slik som natriumbikarbonat; ftalater slik som kaliumhydrogenftalat; ammoniumklorid-buffere og blandinger derav. Det vil forstås at slike buffermidler vil bli sammenblandet med de nødvendige mengder av forskjellige syrer og baser for opp-nåelse av den ønskede pH-verdi. Ikke-begrensende eksempler på egnede buffermidler og fremgangsmåter og fremstilling av slike er angitt i "Buffer Solutions Operational Definitions of pH", R.A. Robinson, Handbook of Physics and Chemistry, 61. utgave.
"Behandlingen" av den gassformige blanding inneholdende H2S tar sikte på en hvilken som helst metode ved hjelp av hvilken den gassformige blanding bringes i intim kontakt med det vandige medium eller vaskemediet inneholdende det vannoppløselige nitritt. Således kan den gassformige blanding binges i kontakt med det vandige medium i en hvilken som helst konvensjonell gass-væske-kontaktor. Det vandige medium kan f.eks. sprøytes over gassblandingen, eller et takket tårn kan benyttes. Gassen kan bobles gjennom en beholder inneholdende det vandige medium eller gassblandingen og vandig medium kan bringes i kontakt i en gass-væske-motstrømsekstraktor. Det vil lett forstås for en fagmann innen teknikken at mange andre metoder for å bevirke behandling eller vasking av gassblandingen med det vandige medium kan benyttes. Derfor er en hvilken som helst konvensjonell metode for kontakt funnet hensikts-messig og effektiv for utøvelse.
Den spesielle metode for behandling av den gassformige blanding, enten den betegnes som anbringelse i kontakt, vasking eller lignende, bør være slik at det gis anledning for en kontakttid mellom gassblandingen og det vandige medium som er tilstrekkelig lang til å sikre reaksjon av det vannoppløselige nitritt med H2S. Det vil forstås at kontakttiden kan variere betraktelig avhengig av H2S-innhold, gasstrømningshastighet, volum av vandig vaskemedium osv. Generelt kan imidlertid kontakttider varierende fra 0,01 til 270 skunder eller mer, benyttes.
Temperaturer som anvendes i foreliggende fremgangsmåte er generelt ikke kritiske, med unntagelse av at temperaturen holdes under smeltepunktet for svovel, et av omdannelses-biproduktene til H2S-materialet. Fra et praktisk synspunkt blir fremgangsmåten vanligvis utført ved omgivelses-temperaturer, idet temperaturer på 10-80°C er egnet, og idet temperaturer på 20-45°C er foretrukket.
Trykkforhold i fremgangsmåten kan variere sterkt. F.eks. kan trykkene i fremgangsmåten variere fra en atmosfære til flere hundre atmosfærer, idet trykk fra ca. en atmosfære til ca. 50 atmosfærer er foretrukket, spesielt i tilfelle for naturgasstrømmer. Trykk-temperatur-forholdene som er involvert i prosesser med gass-vaeske-kontakt og vasking er helt ut kjent for fagmannen innen teknikken, og behøver ikke å forklares nærmere her.
Som kjent inneholder gassblandinger som inneholder H2S som urenhet, også vanligvis C02, idet den sistnevnte komponen-ten vanligvis er til stede i mengder som er større enn H2S-materialet. I mange systemer som er konstruert for fjerning av H2S fra gassblandinger representerer tilstedeværelsen av C02, spesielt i relativt store mengder, et særlig akutt problem, fordi C02 vil reagere med og således oppbruke den aktive komponent som også benyttes for å fjerne H2S. I tilfellet for fjerning av H2S fra sure naturgasstrømmer under anvendelse av alkaliske væsker, f.eks. kaustisk soda, vil således f.eks. betydelig absorpsjon av C02 hurtig minske konsentrasjonen av det alkaliske vaskemiddel. Det er et spesielt trekk ved foreliggende oppfinnelse at tilstedeværelsen av relativt store mengder CO2 i den gassformige blanding ikke er betydelig ufordelaktig for foreliggende fremgangsmåte hva angår tap av aktivt nitritt. Ved foretrukne pH-nivåer er reaksjonen mellom oppløst CO2 og nitrittion relativt inkonsekvent med det resultat at minimalt aktivt middel, f.eks. oppløselig nitritt, brukes opp ved CC^-absorpsjon. Som påpekt ovenfor blir foreliggende fremgangsmåte med fordel utført i nærvær av et buffermiddel. Som velkjent vil absorpsjonen av CO2 i en vandig oppløsning resultere i dannelsen av bikarbonat-ioner. Følgelig vil tilstedeværelsen av CO2 i den gassformige blanding som behandles ifølge foreliggende fremgangsmåte, resultere i in situ-dannelse av et buffermiddel, forsåvidt som bikabonatkonsentrasjonen, etter hvert som behandlingen forløper, øker og således øker buffervirkningen.
For mer fullstendig å illustrere foreliggende oppfinnelse, gis følgende eksempler.
I eksemplene 1-13, som følger, ble følgende metode benyttet. En 1 liters beholder med en høyde på omkring 17,8 cm og med et tverrsnittsareal påomtrent 58,1 cm^ ble fylt med tilstrekkelig vandig medium inneholdende vann-oppløselig nitritt for å tilveiebringe en væskesøylehøyde i beholderen på omtrent 14 cm. Et sprøyterør ble anbragt i beholderen og i en avstand fra bunnen på omkring 1,3 cm for å tillate omtrent 12,7 cm vertikal kontakt mellom gassen som kom ut fra bunnen av sprøyterøret og væske-søylen. Under vaskingen ble det vandige medium kontinuerlig omrørt med en magnetisk rører, og strømnings-hastighet, pH-verdi og sammensetning for avløpsgass ble bestemt periodisk. Trykk- og temperaturbetingelser var de for omgivelsene, og alle gassmålingene ble foretatt med standard Drager-rør. Den benyttede gass hadde følgende sammensetning (beregnet på volum):
Eksempel 1
I dette eksempelet besto det vandige medium, som hadde en begynnende pH-verdi på 9,3, av 80 g natriumnitritt oppløst i 720 g deionisert vann. Resultatene er angitt i nedenstående tabell 1.
Eksempel 2
I dette eksempelet besto det vandige medium, som hadde en begynnende pH-verdi på 8,95, av 80 g natriumnitritt, 16 g natriumborat (buffer) og 704 g deionisert vann. Resultatene er angitt i nedenstående tabell 2.
Selv om det vandige medium forble klart under vaske-prosessen, ble det notert at et bunnfall av svovel kom til syne omkring 30 minutter etter at reaksjonen var stoppet.
Eksempel 3
Det vandige medium benyttet i dette eksempelet besto av 80 g natriumnitritt, 16 g natriumbikarbonat (buffermiddel) og 704 g deionisert vann, og hadde en begynnende pH-verdi på 7,86. Resultatene er angitt i nedenstående tabell 3.
Eksempel 4
I dette eksempelet, som viser effekten av høye gass-strømningshastigheter og intet buffermiddel, besto det vandige medium, som hadde en begynnende pH-verdi på 9,31, av 80 g natriumnitritt og 720 g deionisert vann. Resultatene er angitt i nedenstående tabell 4.
Det ble notert at omtrent to minutter ut i forsøket dannet det seg et bunnfall av elementært svovel.
Eksempel 5
Dette eksempel demonstrerer effekten av bruk av sitron-syrebuffer ved relativt høye gasstrømningshastigheter. Det vandige medium ble fremstilt ved oppløsning av 80 g natriumnitritt i 720 g deionisert vann og tilsetning av 0,5 ml 10% vandig sitronsyreoppløsning. pH-verdien til å begynne med for det vandige medium var 6,0. Resultatene er angitt i nedenstående tabell 5.
Etter fire minutter ble det notert at det ble dannet et bunnfall av elementært svovel.
Eksempel 6
I dette eksempel besto det vandige vaskemedium av 80 g natriumnitritt, 16 g ammoniumklorid og 704 g deionisert vann. Til denne oppløsning ble det tilsatt 3 ml 30% ammoniumhydroksyd for å tilveiebringe en bufferoppløsning med en begynnende pH-verdi på 8,97. Resultatene er angitt i nedenstående tabell 6.
Eksempel 7
Det vandige vaskemedium benyttet i dette eksempelet besto av 80 g natriumnitritt, 40 g natriumborat (buffer) og 702 g deionisert vann. Det ble notert at natriumboratet ikke fullstendig oppløste seg og en viss mengde forble uoppløst gjennom hele forsøket. Den begynnende pH-vedien til det vandige medium var 9,02. Resultatene er gitt i nedenstående tabell1 7.
Eksempel 8
I dette eksempelet besto det vandige medium av 80 g natriumnitritt, 40 g natriumbikarbopnat (buffer) og 680 g deionisert vann. Den begynnende pH-verdi for det vandige medium var 7,96. Resultatene er gitt i nedenstående tabell 8.
Det ble notert at etter ca. 96 minutter var det dannet en liten mende svovelbunnfall.
Eksempel 9
Det vandige medium benyttet i dette eksempelet besto av 80 g natriumnitritt oppløst i 680 g deionisert vann hvortil det var tilsatt 40 g ammoniumklorid. Til denne oppløsning ble det tilsatt 5 ml 30% ammoniumhydroksyd-oppløsning for å gi et bufret vandig medium med en begynnelses-pH-verdi på 9,0. Resultatene er angitt i nedenstående tabell 9.
Det ble notert at etter 33 minutter ble oppløsningen lyse-gul og etter ca. 117 minutter dannet det seg en liten mengde av et svovelbunnfall.
Eksempel 10
Det bufrede, vandige medium benyttet i dette eksempelet besto av 82,5 g natriumnitritt, 16,0 g natriumborat og 708,5 g vann. Den innledende pH-verdi til det vandige medium var 8,88. Resultatene er angitt i nedenstående tabell 10.
Etter omkring 100 minutter begynte det å danne seg en liten mengde av et svovelbunnfall.
Eksempel 11
I dette eksempelet besto det vandige vaskemedium av 81,5 g natriumnitritt, 16,0 g ammoniumbikarbonat og 704 g vann. Begynnelses-pH-verdien for vaskemediet var 8,01. Resultatene er angitt i nedenstående tabell 11.
Det ble notert at etter forsøket var ferdig, var det intet bunnfall til stede i vaskebeholderen, skjønt oppløsningen hadde en orange farge.
Eksempel 12
I dette eksempelet besto vaskemediet av 80,0 g natriumnitritt, 16,0 g ammoniumklorid og 704 g deionisert vann hvortil det var tilsatt 2 ml 30% ammoniumhydroksyd for å gi et bufret, vandig vaskemedium med en innledende pH-verdi på 9,0. Resultatene er angitt i nedenstående tabell 12.
Etter omtrent 122 min inn i forsøket ble det notert at et svovelbunnfall begynte å danne seg.
Eksempel 13
Dette eksempel viser effekten av å utføre fremgangsmåten ifølge foreliggende oppfinnelse ved en lavere pH-verdi. Det vandige vaskemedium besto av 80 g natriumnitritt opp-løst i 720 g deionisert vann, hvortil det var tilsatt tilstrekkelig salt syre til å gi et vandig vaskemedium med en innledende pH-verdi på 5,5. Resultatene er angitt i nedenstående tabell 13.
Som det fremgår, var det ved en pH-verdi på 5,5 eller lavere, en meget stor utvikling av N0X« I tillegg ble det dannet vesentlig SC^. Ved nedsettelse av pH-verdien til 3,7 ble rikelige mengder N0X utviklet. Det fremgår dermed at for å unngå dannelsen av for store mengder N0X og svoveldioksyd, burde pH-verdien til det vandige vaskemedium holdes ved minst over ca. 5,5 og fortrinnsvis over 6.
For å demonstrere effektiviteten av foreliggende fremgangsmåte i faktiske feltforsøk, gis følgende eksempler.
Eksempel 14
I dette forsøk utført ved Conoco's "Grub Lease"-teststed nr. 258, ble naturgasstrømmen oppvarmet i en vaskebeholder som hadde et volum på 4.504,6 liter fylt med 2.271,2 liter av et vandig vaskemedium inneholdende 9 vekt-% natriumnitritt og tilstrekkelig konsentert sitronsyre til å gi en innledende pH-verdi på 6,8. Prosessparametrene er vist i det nedenstående:
Forsøket ble utført i en periode på omkring 2 måneder hvorunder pH-verdien forble ved ca. 6,7. f^S- og eier-konsentrasjoner i tilførsel- og avløpsgasstrømmene ble målt med standard Drager-rør. Det fremgår at mens tilførselsgassen inneholder H2S i mengder varierende fra 7 til 50 ppm, inneholdt avløpsgassen intet målbart H2S.
Eksempel 15
Et annet forsøk ble utført med et område tilhørende Gulf Oil nær Santa Maria, California. Det vandige vaskemedium ble fremstilt ifølge metoden i eksempel 14. System-parametrene er gitt i det nedenstående:
I dette forsøk inneholdt tilførselsgassen en mye høyere konsentrasjon av H2S og for å teste effektiviteten til fremgangsmåten på en mer nøyaktig måte, ble følgelig H2S-innholdet i gassen, tilførselen og avløpet, overvåket over en 120 timers periode (5 dager). Resultatene er gitt i nedenstående tabell 14. Som det fremgår, var foreliggende fremgangsmåte over en periode på fem dager meget effektiv med hensyn til fjerning av H2S fra naturgasstrømmen. Det skal påpekes at over femdagersperioden oppnådde fremgangsmåten en fjerning av H2S på over 90%. I betraktning av at den maksimalt til-latelige konsentrasjon av H2S i naturgass-avløpsstrømmer i staten California er 800 ppm, vil det forstås at foreliggende fremgangsmåte er meget effektiv. I dette henseendet fremgår det at bare etter 15 minutters vasking var H2S-innholdet redusert fra 5.720 ppm til 880 ppm.
Som det fremgår fra eksemplene ovenfor tilveiebringer foreliggende fremgangsmåte en meget effektiv metode for fjerning av H2S fra gassblandinger, spesielt naturgass-strømmer. Fremgangsmåten er effektiv over et bredt område av gasstrømningshastigheter, pH-verdier og konsentrasjoner av det vannoppløselige nitritt. Av spesiell viktighet er det faktum at biproduktene fra ^S-fjerningen kan avhendes raskere enn biprodukter fra andre I^S-fjerningsprosesser. Som velkjent innebærer mange I^S-fjerningsprosesser bruken av oppslemminger slik som sinkforbindelser og gir som et biprodukt sinksulfid. Sinksulfid representerer et meget stor avhendingsproblem. Mens i noen tilfeller foreliggende fremgangsmåte resulterer i dannelsen av elementært, fast svovel, er avhendingsproblemene forbundet med svovel betydelig mindre enn de som er forbundet med et fast stoff slik som zinksulfid. Elementært svovel er et råmateriale i mange prosesser og kan således anses som et nyttig og selgbart biprodukt fra fremgangsmåten. Dette er spesielt tilfelle i mange underutviklede land hvor tilstrekkelig, sur naturgass er til stede, men forsyninger av svovel for knappe. I slike land kunne fremgangsmåten optimeres for å maksimere svoveldannelse og derved gi et verdifullt råmateriale som kan anvendes i fremstillingen av gjødnings-stoffer og andre produkter som det er sterkt behov for i slike land. Det skal også påpekes at slik det fremgår fra tabell 14, blir foreliggende fremgangsmåte i alminnelighet ikke påvirket i ugunstig retning av relativt store mengder CC>2 i tilførselsgassen, et problem som lenge har forstyr-ret H2S-fjerningsprosessene.
Selv om oksydas jonen av H2S med nitritt i en vandig oppløsning er kjent, som angitt ovenfor, var det uventet at reaksjonen kunne foretas på basis av en effektiv metode for fjerning av H2S fra gassblandinger. Nitritter og/eller salpetersyrling, i vandige oppløsninger, er temmelig mottagelige for dekomponering til NO- og N02(NOx)-produkter som i seg selv kan representere et miljøproblem dersom avløpsgassen fakkelforbrennes og potensielt et større problem dersom avløpsgassen skal bearbeides videre, f.eks. i kompresjonsstasjoner eller lignende. Dersom pH-verdien til det vandige medium holdes over 5,5 og fortrinnsvis over ca. 6, fremstilles imidlertid minimale mengder N0X slik det fremgår fra ovenstående data. Miljø-messig er mengden av N0X som generelt dannes, under akseptable grenser for en gasstrøm som skal fakkelforbrennes. I tilfellet for en avløpsgasstrøm som skal behandles f.eks. i en kompresjonsstasjon, og dersom nivået av N0X var for høyt for det spesielle behandlingstrinn, kan avløpsgassen ytterligere behandles ved hjelp av velkjente metoder for å fjerne N0X eller senke det til innen akseptable grenser.
Claims (4)
1. Fremgangsmåte for selektiv fjerning av hydrogensulfid fra en gassblanding inneholdende naturgass, hydrogensulfid og karbondioksyd, karakterisert ved at man behandler gassblandingen med et vandig medium inneholdende natriumnitritt 1 en mengde på fra 0,1 vekt-% opptil metning, idet nevnte vandige medium er bufret til en pH-verdi på ca.
5,5 eller derover.
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at nevnte vandige medium bufres for opp-nåelse av en pH-verdi I området 7-10.
3. Fremgangsmåte Ifølge krav 1, karakterisert ved at det som bufringsmiddel anvendes borater, fosfater, ftalater, bikarbonater, ammoniumklorid og blandinger derav, i nevnte vandige medium.
4. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at behandlingen omfatter vasking av gassblandingen ved føring av gassblandingen oppover gjennom nevnte vandige medium.
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US06/549,274 US4515759A (en) | 1983-11-03 | 1983-11-03 | Process of removing hydrogen sulfide from gas mixtures |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO842369L NO842369L (no) | 1985-05-06 |
NO161539B true NO161539B (no) | 1989-05-22 |
NO161539C NO161539C (no) | 1989-08-30 |
Family
ID=24192327
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO842369A NO161539C (no) | 1983-11-03 | 1984-06-13 | Fremgangsmaate for fjerning av hydrogensulfid fra gassblandinger. |
Country Status (14)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US4515759A (no) |
JP (1) | JPS60118215A (no) |
AU (1) | AU582550B2 (no) |
BE (1) | BE900963A (no) |
BR (1) | BR8405578A (no) |
CA (1) | CA1239770A (no) |
DE (1) | DE3422967A1 (no) |
DK (1) | DK295784A (no) |
FR (1) | FR2554361B1 (no) |
GB (1) | GB2148930B (no) |
IN (1) | IN163436B (no) |
IT (1) | IT1175895B (no) |
NL (1) | NL8402057A (no) |
NO (1) | NO161539C (no) |
Families Citing this family (21)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
EP0229587B1 (de) * | 1985-10-11 | 1991-05-15 | UTB Umwelttechnik Buchs AG | Verfahren zum Entschwefeln von schwefelwasserstoffhaltigem Gas und Vorrichtung zur Durchführung des Verfahrens |
US4891205A (en) * | 1986-02-24 | 1990-01-02 | The Dow Chemical Company | Stabilized chelating agents for removing hydrogen sulfide |
US4758371A (en) * | 1986-03-11 | 1988-07-19 | Nl Industries, Inc. | Process and composition for removal of mercaptans from gas streams |
US4690805A (en) * | 1986-03-11 | 1987-09-01 | Nl Industries, Inc. | Process for removal of mercaptans from gas streams |
US4880609A (en) * | 1988-11-23 | 1989-11-14 | Champion Chemicals, Inc. | Chelate catalyst system for H2 S removal from a gas stream |
US5480860A (en) * | 1988-12-23 | 1996-01-02 | Petrolite Corporation | Methods for reducing sulfides in sewage gas |
US4978512B1 (en) * | 1988-12-23 | 1993-06-15 | Composition and method for sweetening hydrocarbons | |
CA2017047C (en) * | 1989-08-01 | 1999-08-17 | Jerry J. Weers | Method of scavenging hydrogen sulfide from hydrocarbons |
US5356458A (en) * | 1991-08-12 | 1994-10-18 | Clearwater Industries Corporation | Computerized chemical injection system for hydrogen sulfide control in a waste water stream |
US5821111A (en) * | 1994-03-31 | 1998-10-13 | Bioengineering Resources, Inc. | Bioconversion of waste biomass to useful products |
US6136577A (en) * | 1992-10-30 | 2000-10-24 | Bioengineering Resources, Inc. | Biological production of ethanol from waste gases with Clostridium ljungdahlii |
US5705135A (en) * | 1993-11-04 | 1998-01-06 | Gas Research Institute | Composition and process for the removal of hydrogen sulfide from gaseous streams |
DE69638265D1 (de) | 1996-07-01 | 2010-11-11 | Emmaus Foundation Inc | BIOLOGISCHE HESTELLUNG VON ESSIGSäURE AUS ABGASEN |
US20060236735A1 (en) * | 2005-04-26 | 2006-10-26 | Envirosolv Energy Llc | Integrated hydrogen sulfide absorber system for making potassium-sulfur fertilizer |
DE602008002999D1 (de) * | 2008-03-17 | 2010-11-25 | Res Inst Petroleum Industry | Verbesserung von Süsslösungen zur Entfernung von Schwefelwasserstoff aus Gasströmen |
US8702994B2 (en) * | 2009-03-31 | 2014-04-22 | United Laboratories International, Llc | Sodium nitrite oxidation of hydrogen sulfide |
US8512449B1 (en) | 2010-12-03 | 2013-08-20 | Jacam Chemical Company 2013, Llc | Oil-soluble triazine sulfide scavenger |
US8993488B2 (en) | 2011-02-24 | 2015-03-31 | United Laboratories International, Llc | Process for removal of hydrogen sulfide in downhole oilfield applications |
US11286433B2 (en) | 2017-08-01 | 2022-03-29 | Gaps Technology, Llc | Compositions and methods for remediating hydrogen sulfide in hydrocarbon based liquids |
BR112020001417A2 (pt) * | 2018-04-23 | 2020-08-18 | Gaps Technology, Llc | composições e métodos para remediar o sulfeto de hidrogênio e outros contaminantes em líquidos à base de hidrocarbonetos e soluções aquosas |
CN114367177A (zh) * | 2022-01-14 | 2022-04-19 | 河南工程学院 | 两步反应脱除工业气体中硫化氢的绿色生产方法及装置 |
Family Cites Families (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US676209A (en) * | 1896-02-19 | 1901-06-11 | Hugo Strache | Process of purifying water-gas. |
DE422726C (de) * | 1923-09-24 | 1925-12-10 | Chemischer Produkte Dr Fritz H | Reduktion von Nitriten unter Gewinnung von Ammoniak, Schwefel und Thiosulfat |
US2665190A (en) * | 1950-07-28 | 1954-01-05 | Allied Chem & Dye Corp | Purification of waste gases containing chlorine by treatment with an alkaline nitrite solution to effect removal of the chlorine constituent therefrom |
US3754074A (en) * | 1967-11-20 | 1973-08-21 | North American Rockwell | Removal of nitrogen oxides and other impurities from gaseous mixtures |
US4151263A (en) * | 1977-07-29 | 1979-04-24 | Air Products And Chemicals, Inc. | Removal of sulfur oxides from gases by scrubbing with ammoniacal solutions |
-
1983
- 1983-11-03 US US06/549,274 patent/US4515759A/en not_active Expired - Lifetime
-
1984
- 1984-06-12 GB GB08414976A patent/GB2148930B/en not_active Expired
- 1984-06-13 NO NO842369A patent/NO161539C/no unknown
- 1984-06-15 DK DK295784A patent/DK295784A/da not_active Application Discontinuation
- 1984-06-22 DE DE19843422967 patent/DE3422967A1/de not_active Withdrawn
- 1984-06-28 NL NL8402057A patent/NL8402057A/nl not_active Application Discontinuation
- 1984-07-05 CA CA000458230A patent/CA1239770A/en not_active Expired
- 1984-10-15 AU AU34234/84A patent/AU582550B2/en not_active Ceased
- 1984-10-23 IT IT23277/84A patent/IT1175895B/it active
- 1984-10-31 BE BE0/213938A patent/BE900963A/fr not_active IP Right Cessation
- 1984-10-31 BR BR8405578A patent/BR8405578A/pt unknown
- 1984-11-02 JP JP59230493A patent/JPS60118215A/ja active Pending
- 1984-11-02 FR FR8416769A patent/FR2554361B1/fr not_active Expired
- 1984-11-12 IN IN777/CAL/84A patent/IN163436B/en unknown
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
GB2148930A (en) | 1985-06-05 |
AU3423484A (en) | 1985-08-01 |
IT1175895B (it) | 1987-07-15 |
DK295784D0 (da) | 1984-06-15 |
GB8414976D0 (en) | 1984-07-18 |
NL8402057A (nl) | 1985-06-03 |
CA1239770A (en) | 1988-08-02 |
FR2554361B1 (fr) | 1988-06-10 |
DK295784A (da) | 1985-05-04 |
BR8405578A (pt) | 1985-09-10 |
JPS60118215A (ja) | 1985-06-25 |
BE900963A (fr) | 1985-02-15 |
DE3422967A1 (de) | 1985-05-15 |
GB2148930B (en) | 1987-09-23 |
NO842369L (no) | 1985-05-06 |
AU582550B2 (en) | 1989-04-06 |
NO161539C (no) | 1989-08-30 |
FR2554361A1 (fr) | 1985-05-10 |
IT8423277A0 (it) | 1984-10-23 |
IN163436B (no) | 1988-09-24 |
US4515759B1 (no) | 1989-12-12 |
US4515759A (en) | 1985-05-07 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO161539B (no) | Fremgangsmaate for fjerning av hydrogensulfid fra gassblandinger. | |
CA3059554C (en) | Systems and processes for removing hydrogen sulfide from gas streams | |
NO313037B1 (no) | Fremgangsmåte for fjerning av karbondioksid, svovelholdige og nitrogenholdige forbindelser | |
Ayres et al. | Industrial Metabolism, the Environment, and Application of Materials-Balance. Principles for Selected Chemicals | |
NO158564B (no) | Fremgangsmaate for aa fjerne hydrogensulfid, sulfider og mercaptaner fra en gasstroem. | |
US5034203A (en) | Removal of mercury from natural gas utilizing a polysulfide scrubbing solution | |
NO153390B (no) | Fremgangsmaate ved fjerning av hydrogensulfid, sulfider og mercaptaner fra en gasstroem. | |
EP0215505B1 (en) | Removing h2s from a sour gaseous stream | |
US3932583A (en) | Method of removing hydrogen sulfide from a gas containing carbon dioxide | |
US3139324A (en) | Method for purifying gases | |
US7611685B2 (en) | Method for hydrogen sulphide and/or mercaptans decomposition | |
NO751818L (no) | ||
US4758371A (en) | Process and composition for removal of mercaptans from gas streams | |
EP2004547B1 (en) | Process for the production of stable aqueous suspensions of sulphur starting from hydrogen sulphide and possible disposal of the suspensions thus obtained | |
US2863732A (en) | Water treatment | |
US8858902B2 (en) | Selective removal of sulfide from aqueous alkali solutions | |
Robinson | Sulfur removal and recovery | |
US4871520A (en) | Process and composition for H2 S removal | |
US3849540A (en) | Method of sweetening natural gas | |
US4690805A (en) | Process for removal of mercaptans from gas streams | |
NO176836B (no) | Fremgangsmåte for fjerning av sulfider | |
EP2596849A1 (en) | Method of removing a gaseous contaminant, preferably H2S, from a contaminated gas stream | |
AU660117B2 (en) | Use of decahydro pyrazino (2,3-b) pyrazine for the reduction of the proportion of free or combined hydrogen sulphide present in a fluid | |
US3065059A (en) | Production of sulfur | |
US2052892A (en) | Process for the recovery of sulphur from its combinations with hydrogen or oxygen |