NO166218B - Fremgangsmaate for hydrolysering av cos. - Google Patents
Fremgangsmaate for hydrolysering av cos. Download PDFInfo
- Publication number
- NO166218B NO166218B NO840046A NO840046A NO166218B NO 166218 B NO166218 B NO 166218B NO 840046 A NO840046 A NO 840046A NO 840046 A NO840046 A NO 840046A NO 166218 B NO166218 B NO 166218B
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- catalyst
- gas
- cos
- hydrolysis
- general formula
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 42
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 claims description 64
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims description 56
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 claims description 53
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 claims description 52
- 229910001868 water Inorganic materials 0.000 claims description 21
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 20
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 14
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims description 13
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims description 11
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims description 11
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims description 11
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 claims description 6
- SECXISVLQFMRJM-UHFFFAOYSA-N N-Methylpyrrolidone Chemical compound CN1CCCC1=O SECXISVLQFMRJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- TWNQGVIAIRXVLR-UHFFFAOYSA-N oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Al]O[Al]=O TWNQGVIAIRXVLR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- LCGLNKUTAGEVQW-UHFFFAOYSA-N Dimethyl ether Chemical compound COC LCGLNKUTAGEVQW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 239000011521 glass Substances 0.000 claims description 4
- 230000003301 hydrolyzing effect Effects 0.000 claims description 4
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 4
- 229920001223 polyethylene glycol Polymers 0.000 claims description 3
- 229920002565 Polyethylene Glycol 400 Polymers 0.000 claims description 2
- 150000001409 amidines Chemical group 0.000 claims description 2
- RUOJZAUFBMNUDX-UHFFFAOYSA-N propylene carbonate Chemical compound CC1COC(=O)O1 RUOJZAUFBMNUDX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- HXJUTPCZVOIRIF-UHFFFAOYSA-N sulfolane Chemical compound O=S1(=O)CCCC1 HXJUTPCZVOIRIF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- STCOOQWBFONSKY-UHFFFAOYSA-N tributyl phosphate Chemical compound CCCCOP(=O)(OCCCC)OCCCC STCOOQWBFONSKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 60
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N aluminium oxide Inorganic materials [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 18
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 16
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 10
- 239000011324 bead Substances 0.000 description 9
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 9
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 9
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 8
- XTHFKEDIFFGKHM-UHFFFAOYSA-N Dimethoxyethane Chemical compound COCCOC XTHFKEDIFFGKHM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 7
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 6
- 239000012973 diazabicyclooctane Substances 0.000 description 6
- -1 thiocarbonates Chemical class 0.000 description 6
- IMNIMPAHZVJRPE-UHFFFAOYSA-N triethylenediamine Chemical compound C1CN2CCN1CC2 IMNIMPAHZVJRPE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 5
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 5
- CSCPPACGZOOCGX-UHFFFAOYSA-N Acetone Chemical compound CC(C)=O CSCPPACGZOOCGX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 4
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 4
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 4
- 230000001965 increasing effect Effects 0.000 description 4
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 4
- 239000006096 absorbing agent Substances 0.000 description 3
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 description 3
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 3
- 125000002950 monocyclic group Chemical group 0.000 description 3
- 238000005201 scrubbing Methods 0.000 description 3
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 3
- GIWQSPITLQVMSG-UHFFFAOYSA-N 1,2-dimethylimidazole Chemical compound CC1=NC=CN1C GIWQSPITLQVMSG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- PVXVWWANJIWJOO-UHFFFAOYSA-N 1-(1,3-benzodioxol-5-yl)-N-ethylpropan-2-amine Chemical compound CCNC(C)CC1=CC=C2OCOC2=C1 PVXVWWANJIWJOO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- QMMZSJPSPRTHGB-UHFFFAOYSA-N MDEA Natural products CC(C)CCCCC=CCC=CC(O)=O QMMZSJPSPRTHGB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000012496 blank sample Substances 0.000 description 2
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 2
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 2
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 2
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 2
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 2
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 2
- 238000001228 spectrum Methods 0.000 description 2
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- SGUVLZREKBPKCE-UHFFFAOYSA-N 1,5-diazabicyclo[4.3.0]-non-5-ene Chemical group C1CCN=C2CCCN21 SGUVLZREKBPKCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 2-Aminoethan-1-ol Chemical compound NCCO HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002202 Polyethylene glycol Substances 0.000 description 1
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002250 absorbent Substances 0.000 description 1
- 230000002745 absorbent Effects 0.000 description 1
- 238000013019 agitation Methods 0.000 description 1
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 description 1
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 239000003125 aqueous solvent Substances 0.000 description 1
- 125000002619 bicyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- JJWKPURADFRFRB-UHFFFAOYSA-N carbonyl sulfide Chemical compound O=C=S JJWKPURADFRFRB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000004587 chromatography analysis Methods 0.000 description 1
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 1
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 1
- 230000009849 deactivation Effects 0.000 description 1
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- 238000007872 degassing Methods 0.000 description 1
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 description 1
- ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N diethanolamine Chemical compound OCCNCCO ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000005218 dimethyl ethers Chemical class 0.000 description 1
- 230000002708 enhancing effect Effects 0.000 description 1
- 238000000855 fermentation Methods 0.000 description 1
- 230000004151 fermentation Effects 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 1
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 1
- 238000004817 gas chromatography Methods 0.000 description 1
- 238000002309 gasification Methods 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 239000002815 homogeneous catalyst Substances 0.000 description 1
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 1
- 238000011090 industrial biotechnology method and process Methods 0.000 description 1
- 238000011835 investigation Methods 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 239000005373 porous glass Substances 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 150000003141 primary amines Chemical class 0.000 description 1
- 238000010926 purge Methods 0.000 description 1
- 238000007670 refining Methods 0.000 description 1
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 description 1
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 description 1
- 230000002441 reversible effect Effects 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 150000003335 secondary amines Chemical class 0.000 description 1
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 description 1
- 229910001220 stainless steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010935 stainless steel Substances 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- 150000003464 sulfur compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 description 1
- 230000002194 synthesizing effect Effects 0.000 description 1
- 239000012970 tertiary amine catalyst Substances 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
- B01J31/00—Catalysts comprising hydrides, coordination complexes or organic compounds
- B01J31/02—Catalysts comprising hydrides, coordination complexes or organic compounds containing organic compounds or metal hydrides
- B01J31/0234—Nitrogen-, phosphorus-, arsenic- or antimony-containing compounds
- B01J31/0235—Nitrogen containing compounds
- B01J31/0237—Amines
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
- B01D53/34—Chemical or biological purification of waste gases
- B01D53/74—General processes for purification of waste gases; Apparatus or devices specially adapted therefor
- B01D53/86—Catalytic processes
- B01D53/8603—Removing sulfur compounds
- B01D53/8606—Removing sulfur compounds only one sulfur compound other than sulfur oxides or hydrogen sulfide
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G45/00—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Biomedical Technology (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Treatments For Attaching Organic Compounds To Fibrous Goods (AREA)
Description
Foreliggende oppfinnelse angår en fremgangsmåte for hydrolysering av COS som er til stede i en gasstrøm.
Nærmere bestemt angår foreliggende oppfinnelse en fremgangsmåte for hydrolysering av COS som er til stede i en gasstrøm til H2S og CO2 under betingelser som var nødvendige for å gjennomføre hydrolysen, idet gasstrømmen bringes 1 kontakt med et surt gassfjernende oppløsningsmiddel inneholdende en katalysator.
Fjerning av karbonylsulfid fra blandinger av gass ved flytende absorpsjonsmidler er en viktig industriell teknikk. Raffinering og syntetisering av gasser, oppnådd enten fra petroleumfraksjoner eller kull, inneholder ofte vesentlige mengder COS. Fremstilling av olefiner, spesielt C2H4 og , fra petroleumfraksjoner, medfører også absorpsjon av COS på grunn av de nær hverandre liggende kokepunkter for COS og C3H6. Det er nødvendig å fjerne COS ned til noen ppm av flere grunner, for eksempel katalysatorsensitivitet overfor COS ved efterfølgende arbeider, pålagte reguleringer i forbindelse med svovelinnhold i avgasser, samt korrosjonsaspekter når det gjelder svovelforbindelser i rørledninger. I tillegg er nærvær av COS identifisert som grunnene til ikke reversible nedbrytningsprosesser når det gjelder flere kommersielle fjerningsprosesser for sure gasser. Dette nødvendiggjør ytterligere kapital og energi for å gjenvinne og/eller erstatte resulterende brukt oppløsningsmiddel.
COS kan absorberes sammen med E^S og CO2 i et antall kjemiske og fysiske oppløsningsmidler. US-PS 3 965 244, 4 100 256 og 4 112 049 beskriver alle bruk av kjemiske oppløsningsmidler for å hydrolysere COS. Hovedeksemplene på kjemiske oppløs-ningsmidler er vandige oppløsninger av primære og sekundære aminer som monoetanolaminer MEA, samt dietanolamin DEA. Mens COS kan fjernes fra gass effektivt ved hjelp av disse oppløsningsmidler, nedbryter forbindelsen generelt oppløs-ningsmidlene ved å danne uønskede og stabile forbindelser som tiokarbonater, når det gjelder MEA og DEA. Vesentlige mengder termisk energi er nødvendig for å regenerere brukte oppløs-ningsmidler, noe som øker behandlingsomkostningene.
Tendensen i den kjente teknikk har vært å benytte fysikalske oppløsningsmidler i stede for disse kjemiske oppløsnings-midler. Fysikalske oppløsningsmidler har ikke den mangel at de danner uønskede stabile forbindelser som beskrevet ovenfor, og kan absorbere mere gass under trykk enn de kjemiske oppløsningsmidler. Fysikalske oppløsningsmidler som polyetylenglykoldimetyletere, kommersielt tilgjengelig under betegnelsen "Selexol", og kold metanol, kommersielt tilgjengelig under betegnelsen "Rectisol", fjerner sure gasser basert på prinsippet med fysikalsk absorpsjon, det vil si Henry's lov. Brukt alene er imidlertid fysikalske oppløs-ningsmidler ofte utilstrekkelige, spesielt når de benyttes i kullforgasningstrinn der store mengder COS er til stede.
For å overvinne denne mangel er det vanlig kommersiell praksis å gjennomføre gassfase-COS-hydrolyse over en egnet katalysator. Katalysatorer som Pt på AI2O3 har vært benyttet for denne hydrolyse. For eksempel vil COS hydrolysere partielt over CO-skiftkatalysatorer i nærvær av tilstrekkelig damp (0,1 mol damp pr. mol gass) ved høye temperaturer, for eksempel 120 til 300" C. Det er to problemer med denne type prosesser. For det første er COS-hydrolysen ufullstendig og begrenset av reaksjonslikevekten hvis H2S og CO2 ikke fjernes. For det andre vil, hvis H2S og CO2 fjernes først ved lavere temperatur, gasstrømmen må oppvarmes for COS-hydrolyse, fulgt av et annet trinn av I^S-f jerning. Denne prosedyre er kostbar på grunn av de store energibehov.
EP-PS 0 008 449 beskriver tilsetning av en monocyklisk aminkatalysator til et vandig oppløsningsmiddel for å bevirke COS-hydrolyse. Gjennomføring av denne metode krever imidlertid en høy katalysatorkonsentrasjon, opp til for eksempel 90%, og er kun effektiv når små mengder COS er til stede. Denne metode har også den mangel at uønskede salter har en tendens til å dannes fra kontakten mellom hydrolyseproduktene og overskytende monocyklisk katalysator.
US-PS 3 966 875 og 4 Oll 066 beskriver anvendelse av homogene katalysatorer i fysikalsk sure gassfjerningsoppløsnings-mldler. Disse referanser beskriver imidlertid kun bruk av monocykliske amin-katalysatorer som 1,2-dimetylimidazol, og lærer bruk av separate hydrolyse- og absorpsjonstårn. Disse monocykliske katalysatorer har kun moderat virkning når det gjelder COS-hydrolyse.
Holoman et al. beskriver i US-PS 4 096 085 tilsetning av et bicyklo-tertiært amin til et surt gass-skrubbesystem. Dette patent beskriver tilsetning av en liten mengde bicykloamin til et kjemisk oppløsningsmiddel for å inhibere korrosjon i systemet. Det er nu vist at det er nødvendig med en større konsentrasjon bicykllsk amin enn det som er beskrevet i dette mothold for å bevirke COS-hydrolyse. I tillegg tilsettes ifølge dette patent disse forbindelser kun til kjemisk sure gassfjerningsoppløsningsmidler.
Det er nu funnet at COS-hydrolyse til H2S og C02 kan forbedres ved å benytte bicyklo-tertiære aminkatalysatorer. Bicyklo-tertiære aminkatalysatorer kan øke COS-hydrolysen i et surt gassfjerningsoppløsningsmiddel i flytende fase, eller på et fast bærersystem i gassfasen.
Ifølge oppfinnelsen tilveiebringes det en fremgangsmåte for hydrolyse av COS til H2S og CO2, som gjennomføres når raffineri-, syntese- eller andre COS-holdige gasser, bringes i kontakt med visse bicyklo-tertiære aminer.
Oppfinnelsen angår således en fremgangsmåte av den inn-ledningsvis nevnte art og denne fremgangsmåte karakteriseres ved at det som katalysator benyttes et bicyklo-tertiært amin med den generelle formel I
der X betyr CH eller N; R og R' betyr H, CH3- eller C2H5-; R" betyr H eller CH3-, men kun hvis R' ikke er C2H5-; og m, p og q er i 1; eller et bicyklo-tertiært amidin med den generelle formel II:
der R betyr H, CH3- eller C2H5-; m er 3, 4 eller 5; og p er 2, 3 eller 4, idet katalysatoren tilsettes til det sure gassfjerningsoppløsningsmiddel i et konsentrasjonsområde av 0,02 til 8,0 gmol/1.
Den nøyaktige mekanismen ved hjelp av hvilken COS-hydrolysen kan katalyseres ved hjelp av disse bicykliske tertiære aminer er ikke helt ut forstått. Bruken av disse forbindelser som katalysatorer for hydrolyse, kan imidlertid resultere i total fjerning av COS i prosesstrømmen. En mulig grunn for den overlegne katalytiske virkning av disse forbindelser er at deres unike bicykliske strukturer gir lett tilgang til katalytiske seter.
Disse forbindelser er effektive for å øke COS-hydrolyse både i kjemiske og fysikalske surgassfjerningsoppløsningsmidler i flytende fase, selv om fysikalske oppløsningsmidler generelt er foretrukket. Eksempler på slike fysikalske oppløsnings-midler er dimetyleter av polyetylenglykoler, "PEG 400", propylenkarbonat, N-3-hydroksyetyl-morfolin, N-metyl-2-pyrrolidon, metanol, sulfolan, tributylfosfat og vann.
Denne COS-holdlge gass bringes karakteristisk i kontakt med et surt gassfjerningsmiddel inneholdende en eller flere av de ovenfor angitte forbindelser i et absorpsjonstårn, i et typisk surgass-skrubbesystem. Hydrolysen skjer in situ, efter fysikalsk absorpsjon av COS i oppløsningsmidlet under ikke ekstreme betingelser for temperatur og trykk. Fordi de resulterende hydrolyseprodukter, H2S og CO2, vanligvis har helt forskjellige oppløsningsmidler i de konvensjonelle sure gass-fyslkalske oppløsningsmidler, kan svovelfjerning gjennomføres effektivt.
Fordi fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen arbeider med et vidt spektrum av oppløsningsmidler, varieres driftsbetingelsene for prosessen i sterk grad. Generelt bør trykket ligge innen området ca. 1 til 136 atmosfærer for strømmene Inneholdende de sure gasser, og for absorberen og desorberen. Det foretrukne området vil være ca. 1 til 82 atmosfærer. Trykkområdet bør ligge mellom frynse- og kokepunktet for oppløsningsmidlene. Dette er mellom ca. -20 og til 350°C, der et område på minst -10 til 200^, er foretrukket. Katalysatorene bør være til stede i en konsentrasjon på minst 0,02 til 8 gmol/1, med en konsentrasjon på ca. 0,05 til 1 gmol/1 som foretrukket. Vann bør være til stede i oppløsnings-middelsystemet i en konsentrasjon av 0,1 til 60 vekt-# med en foretrukket konsentrasjon på ca. 0,5 til 10 vekt-#.
Det er funnet at disse katalysatorer, når de tilsettes til et oppløsningsmiddel, øker oppløseligheten for den ene eller begge av H2S og C02, slik at oppløsningsmiddelkapasiteten og/eller selektiviteten forbedres. Katalysatoren som involveres i den krevde prosess kan benyttes i et hvilket som helst gassfjerningsoppløsningsmiddel, og i en hvilken som helst prosess som er konstruert for H2S- og/eller CO2-fjerning, for å oppnå de ovenfor angitte fordeler. Foreliggende oppfinnelse er en forbedring av de prosesser som er beskrevet i US-PS 3 966 875 og 4 Oll 066 idet oppfin-nelsens bicykliske aminkatalysatorer viser vesentlig mer aktivitet enn de monocykliske katalysatorer I henhold til de ovenfor angitte referanser. Foreliggende oppfinnelse tillater også en enkelttrinns-prosess, mens referansene krever separat hydrolyse og absorpsjon.
Disse bicyklo-tertiære aminer kan katalysere COS-hydrolyse i lave temperaturer, nemlig ved ca. 20 til 100°C, i gassfasen. Ved denne metode kan en COS-hydrolyseenhet med bicyklo-tertiære aminer på et egnet fast pakningsmateriale benyttes til å hydrolysere COS enten før gassen trer inn I absorberen eller efter at gassen partielt er vasket fri for H2S, C02 og COS. I det sistnevnte tilfellet blir gassen efter hydrolyse-behandlingen ført tilbake til absorberen for å fjerne resten av de sure gasser. Som når det gjelder væskefasehydrolysen som beskrevet ovenfor, katalyserer disse bicyklo-tertiære aminer, på grunn av sin unike struktur, COS-hydrolysen effektivt uten å danne nedbrytningsprodukter med H2S og C02.
De bicyklo-tertiære aminkatalysatorer i hydrolysekolonnen kan bæres på en hvilken som helst type fast bærer, som er kjent i denne teknikk. Det faste bærersystemet bør være kjemisk inert, ha partikler med høyt overflateareal, som er i stand til å bære og å holde katalysatorene uten å vaskes bort med oppløsningsmidlene. Karakteristiske eksempler på denne type faste bærere er kuler av porøst glass eller porøs aluminiumoksyd .
COS-hydrolyse skjer ved temperaturer innen området 20 til 100°C. Dette områder er betydelig lavere enn de nødvendige områder for de tidligere kjente gassfase-hydrolysesystemer. Trykket i systemet justeres fortrinnsvis til å ligge i nærheten av mategasstrykket, selv om vide variasjoner kan tolereres. Karakteristisk arbeider systemet ved trykk inn under området 1 til 70 atmosfærer.
Katalysatoren bør være til stede 1 en konsentrasjon slik at vektforholdet mellom katalysator og fast bærer ligger et sted mellom 0,0005 og 1,0. Vann bør være til stede i systemet i en mengde på minst lik den støkiometriske mengde COS. Fordi vanninnholdet I innløpsgassen vanligvis er flere ganger den støkiometriske mengde COS, er behovet for innsprøytning av damp i systemet, som beskrevet 1 den kjente teknikk, typisk fjernet.
Gassfasehydrolyse gir et høyere gassgjennomløp og en høyere fjerningsgrad enn væskefasehydrolyse på grunn av lavere trykkfall og fravær av væskefase-masseoverføringsmotstand. Denne prosess tillater også en høyere katalytisk belastning pr. reaktorvolumenhet mens man unngår potensielt katalysator-tap i oppløsningsmiddelregenereringskolonnen.
Sammenlignet med de vanlige gass/faststoff-COS-hydrolyse-metoder krever foreliggende fremgangsmåte lite eller Ingen damp som tilsetning til systemet. Dette skyldes det faktum at det er til stede tilstrekkelig H20 for hydrolysen i mategassen, og fordi hydrolysen skjer ved lavere temperaturer er det Ikke nødvendig med ekstra damp for oppvarming. Dette eliminerer også henholdsvis reduserer behovet for avkjøling av strømmen før den føres til oppløsningsmiddelsystemet for ytterligere vasking. Fordi graden av hydrolyse er begrenset av likevekten, er reaksjonen eksoterm, jo høyere temperaturen i systemet er, jo lavere er den maksimale oppnåbare omdanning. Foreliggende lavtemperatur-hydrolyse kan derfor gi høyere omdanning av COS enn høytemperatur-prosessen Ifølge den kjente teknikk.
De følgende eksempler er Illustrerende for oppfinnelsen uten å begrense den.
Eksempel 1
En gassblanding bestående av CH4, C02, H2S, COS (ca. 1% her) og He ble sprøytet inn i 160 ml glassflasker i en mengde av 150 ml pr. minutt inntil utløps- og innløpsgassammensetningen var identisk. Hver flaske ble derefter chargert med en målt mengde oppløsningsmiddel (32 ml, 3 vekt-# H2O) med og uten katalysator ved hjelp av en kanyle gjennom septum, mens et likt volum gass ble fortrengt gjennom en annen kanyle. Flaskene ble derefter umiddelbart anbragt på en rysteappa-ratur ved romtemperatur av 17 til 20°C i et tidsrom på ca. 30 minutter, for at reaksjonen skulle skje. Gassprøvene ble tatt for gasskromatografisk analyse.
For hvert oppløsningsmiddel - katalysatorpar ble det også gjennomført en blank prøve uten katalysator, for å tilveie-bringe en basislinje for sammenligningens skyld. Netto mengde COS-fjerning fra gassfasen over og ut over den rene fysikalske absorpsjon fra den blanke prøve, ble benyttet for å beregne katalysatorhydrolysens aktivitet, definert som følger:
der
COS (t) uten katalysator = gassfase-COS-konsentrasjon ved tiden t uten katalysator i oppløsningsmidlet;
COS (t) med katalysator = gassfase-COS-konsentrasjon ved tiden t med katalysator i oppløsningsmidlet;
At = tiden i minutter for gass/væske-kontakt i flaskene; og
Katalysatorkonsentrasjon = katalysatorkonsentrasjonen i oppløsningsmidlet varierende fra 0,1 til 1 M (det vil si gmol/1)
Katalysatorene og oppløsningsmidlene som benyttet var som følger:
Resultatene av dette forsøk for de fem katalysatorer i ni vanlige fysikalske oppløsningsmidler er vist i tabell 1.
Disse resultater viser klart at disse katalysatorer er i stand til å hydrolysere COS innen et vidt spektrum av vanligvis benyttede fysikalske oppløsningsmidler. Det ble også funnet at katalysatoraktiviteten hadde en tendens til å synke med økende pKg-verdier. C^_^-katalysatorer benyttet ifølge den krevede prosess viser betydelig høyere aktivitet enn C5, 1,2-dimetylimidazol.
Eksempel 2
For å vise forbedringen av katalysatorene i de fysikalske oppløsningsmidler for COS-fjerning fra en gass, i et mer karakteristisk vaskesystem, ble det gjennomført forsøk i en laboratoriepakket kolonne, kjørt med gass-væske-motstrøms-opplegg ved bruk av "DABCO" (C2) katalysator i "Selexol" oppløsningsmiddel (Sl). Driftsbetingelsene var som følger:
Paknings-
materiale - ca. 0,3 cm rustfri stålpakning Innløpsgass-
sammensetning = 1% COS i CO2
Trykk - 1 atmosfære
Innløpsvæske - "Selexol" med 2,5 vekt-# H20 og uten "DABCO" (C2) katalysator.
Den pakkede kolonne ble kjørt partielt flommet med oppløs-ningsmiddel, det vil si at kolonnen til å begynne med ble fylt med oppløsningsmiddel til en på forhånd bestemt høyde, at gassen så ble innført i bunnen for å ekspandere væsken til toppen av kolonnen. Gassen passerte opp kolonnen som diskrete gassbobler efter hvert som væsken rant som en kontinuerlig fase. Resultatene av flere driftsbetingelser er angitt i tabell 2.
Disse resultater viser at tilsetningen av"DABCO"-katalysator (C2) til et fysikalsk surt gassfjerneoppløsningsmiddel sterkt øker COS-fjerningen, spesielt ved høyere temperaturer.
Eksempel 3
For ytterligere å demonstrere katalysatoreffektiviteten med henblikk på å fjerne COS fra en gass, er det kjørt forsøk i en strømningsreaktor der en COS-holdig gass ble spylt gjennom en væskedam under omrøring.
Katalysator = "DABCO" (C2)
Oppløsnings-
middel - N-metyl-2-pyrrolidon (S5) med 2,5 vekt-96
H20
Væskevolum = 150 ml
Gass-
sammensetning » 1,6 til 2% COS, 2, 2% CH4 og resten He med spor av CO.
Temperatur = 25"C
Trykk = 1 atmosfære
Dette eksempel viser at oppløsningsmidlet selv har COS-hydrolyseaktivitet, men at den, ved tilsetning av katalysator, COS-fjerningen økes ved ytterligere hydrolyse.
Eksempel 4
På samme måte som strømningsreaktorforsøkene i eksempel 3, er det gjennomført forsøk med C4~katalysator "Selexol" opp-løsningsmiddel (Sl).
Katalysator = 1,5-diazabicyklo[4,3,0]non-5-en (C4)
Oppløsnings-
middel - "Selexol" (Sl) med 2,5 vekt-£ H20
Væskevolum - 250 ml
Gasshastighet - 150 ml/min.
Innløpsgass-
sammensetning = 1* COS i resten CO2
Temperatur = 20-25°C
Trykk = 1 atmosfære
Dette forsøk viser at dette spesielle oppløsningsmidlet i seg selv ikke har noen hydrolyseaktivitet, men at COS-fjerningen økes på grunn av nærværet av katalysator ved 0,2M kataly-satorkonsentras jon.
Eksempel 5
Dette forsøk ble gjennomført for å bestemme hvorvidt det under betingelse i US-PS 4 096 085 der bicyklo-tertiære aminer ble tilsatt som korrosjonsinibitorer, det ville være noen vesentlig COS-hydrolyse på grunn av tilsetningen av disse forbindelser.
Konsentrasjonsområdene for US-PS 4 096 085 er 10-15 vekt-* blcykloamin (C2), i inhibitorformuleringen og 10 til 2000 ppm inhibitor i den vandige MDEA- eller DEA-oppløsning.
Den typiske konsentrasjon for vandig MDEA eller DEA ligger innen området 30 til 50 vekt-*, slik at den maksimale bicykloamln-konsentrasjon som tilsettes som korrosjons-inhibitorer I disse oppløsninger kan beregnes som følger: Maksimal bicykloamln-vektkonsentrasjon = (50 vekt-*) (2000 ppm) = (0,5) (2000 x IO-<6>) - 0,001 = 0,1*
Ved denne konsentrasjon kan den molare konsentrasjon i søkerens typiske oppløsningsmiddel, 2,5 vekt-* H2O i "Selexol"; beregnes som følger:
Denne er meget nær foreliggende forsøk ved bruk av 0,01M (det vil si gmol/1) "DABCO"-katalysator, (C2), i 2,5 vekt-* H2O/"Selexol"-oppløsningsmiddel, (Sl), i rysteflaskeprøvene. Resultatene av dette forsøk ved 27° C og 0,5 timers rystetid er angitt i tabell 5.
Det er klart fra den ovenfor angitte tabell at O.OIM "DABCO"-katalysator i oppløsningsmidlet ikke bidro til noen COS-fjerning i forhold til eller ut over det oppløsningsmidlet kan absorbere ved normal gassoppløselighet.
Eksempel 6
En C2/aluminiumoksyd-kulekolonne for gassfase-COS-hydrolyse ble fremstilt som følger: 32 g C2 ble oppløst i 200 ml aceton og derefter blandet med 400 g aluminiumoksydkuler. Blandingen ble overført til en stålpanne på en ryster I ca. 8 timer ved omgivelsestempe-ratur. Den ble derefter overført til en gassmetter med N2-spyling over kulene i 2,5 dager. Kulene ble derefter veiet hvorved man oppnådde en totalvekt på 435,8 g (ca. 4,8 g aceton var fremdeles innfanget).
Under den antagelse at all C2 var på kulene, hadde man 0,08 g C2 pr. gram kuler. 418,1 g av dette materialet (Inneholdende 30,97 g C2) ble derefter pakket i en 2,5 cm x 104 cm glasskolonne.
Aluminiumoksydkulene som ble benyttet ved denne undersøkelse var kommersielt tilgjengelig og hadde følgende egenskaper:
For å bestemme den grad med hvilken COS-hydrolyse katalyseres av det bicyklo-tertiære amin og ikke av aluminiumoksyd alene, ble det gjennomført forsøk ved bruk av en blank aluminiumoksyd-kulekolonne som ved kontroll, forsøk 1, og ved bruk av en 8 g C2/100 g aluminiumoksyd-kulekolonne fremstilt i henhold til eksempel 6, forsøk 2. Disse forsøk ble gjennom-ført ved en kolonnetemperatur ved 20° C og et trykk på 1 atmosfære. Mategass inneholdende COS ble ført gjennom en vannmetter for å fange opp H2O for COS-hydrolysen før inngang til kolonnen. Driftsbetingelsene for forsøkene var som følger:
Driftsbetingelser
Gasstrømning - 3258,4 ml/min. inneholdende 1,01* COS (resten CO2)
Væskestrøm = 3339,8 ml/min.
Kolonne-
temperatur = 20° C
Vanmetnings-
temperatur = 32,2°C
Resultatene av disse to forsøk er vist i tabell 6.
De angitte resultater viser at mens aluminiumoksydkulene alene kan gi COS-hydrolyse, er aktivitetene lavere og synker hurtigere enn med C2/aluminiumoksydkuler. Brukslevetiden for aluminiumoksydkulene alene er kun ca. halvparten av den til C2/aluminiumoksydkulene. En mulig grunn til den korte brukslevetiden for aluminiumoksydkulene er at COS-fjerningen kan skyldes sorpsjon i stedet for hydrolyse, og skyldes metning av kulene i det COS ikke lenger kan absorberes. Grunnen til deaktivering av C2/aluminiumoksyd-kulekolonnen er ikke bestemt, men det antas at fuktighetskondensasjon/absorpsjon på de aktiverte porøse aluminiumoksydkuler er hoved-grunnen. Det kondenserte/absorberte HgO i poremunnen kan øke motstanden mot COS-transport til katalysatorsetet.
Katalysator/aluminiumoksyd-kulekolonnen kan reaktiveres ved spyling med tørr N2 ved ca. 70 til 100°C i ca. 5 timer.
Eksempel 8
Virkningen av vanndamptrykk på COS-hydrolyse med aluminium-kuler alene, og med C2/aluminiumoksydkuler ble bestemt. Porøse aluminiumoksydkuler impregnert med ca. 8 vekt-* C2-katalysator, og aluminiumoksydkuler uten noen katalysator, ble pakket i en separat 2,5 cm x 104 cm glasskolonne. En tørr mategass inneholdende ca. 1* COS i CO2 ble ført gjennom en vannmetter for å fang opp vann før inngang til den pakkede kolonne. Innløps- og utløpsgassammensetnlngen ble analysert ved gasskromatografi. Driftsbetingelsene og de oppnådde resultater er angitt i tabell 7. De ovenfor angitte resultater viser at mengden vann som er til stede har en større virkning på COS-hydrolysen. COS-hydrolysehastigheten synker når vanndamptrykket øker. Hydrolysereaksjonen synes å ha en maksimal hastighet ved ca. 2* H2O i mategassen. Dette kan forklares kvalitativt ved det faktum at de porøse aluminiumoksydkuler er et sterkt sorpsjonsmlddel for vann. For mye vann, det vil si over 20* volum innløpsmakslmum, blokkerer eller reduserer tilgjenge-lige aktive seter for COS-molekyler. Efter hvert som mengden vann synker til under 2% volum-innløpsmaksiroum, begynner reaksjonshastigheten å avhenge av tilgjengeligheten av vann, og reduseres tilsvarende.
Sammenligning av prosentuell COS-fjerning ved stabil drift for forsøk ved bruk av C2/aluminiumoksydkuler (forsøkene 1 til 3); med forsøkene ved bruk av kun aluminiumoksydkuler (forsøkene 4 til 6); viser den økede hydrolyseaktivitetet som skyldes nærværet av den bicyklo-tertiære aminkatalysator, det vil si 95* COS-fjerning (forsøk 3), sammenlignet med 68* COS-fjerning under tilsvarende betingelser (forsøk 6).
Claims (1)
1.
Fremgangsmåte for hydrolyserIng av COS som er til stede i en gasstrøm til H2S og CO2 under betingelser som var nødvendige for å gjennomføre hydrolysen, idet gasstrømmen bringes i kontakt med et surt gassfjernende oppløsningsmiddel inneholdende en katalysator, karakterisert ved at man som katalysator benytter et bicyklo-tertiært amin med
den generelle formel (I)
der X betyr CH eller N; R og R' betyr H, CE3- eller C2H5-; R" betyr H eller CH3-, men kun hvis R' ikke er C2H5-; og m, p og q er 5 1; eller
et bicyklo-tertiært amidin med den generelle formel (II):
der R betyr H, CH3- eller C2H5-; m er 3, 4 eller 5; og p er 2, 3 eller 4, idet katalysatoren tilsettes til det sure gassfjerningsoppløsningsmiddel i et konsentrasjonsområde av 0,02 til 8,0 gmol/1.
2,
Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at man benytter forbindelser der X i den generelle formel (I) betyr CH; R, R' og R" betyr H; og m, p og q betyr 1; eller
R 1 den generelle formel (II) betyr H; m er lik 5 og p er lik 3.
3.
Fremgangsmåte Ifølge krav 1 eller 2, karakterisert ved at man benytter forbindelser der X 1 den generelle formel (I) betyr N; R, R' og R" betyr E; og m, p og q betyr 1 eller
R 1 den generelle formel (II) betyr H; m er lik 3 og p er lik 3.
4.
Fremgangsmåte Ifølge krav 2, karakterisert ved at man som surt gassfjernende oppløsningsmiddel benytter et fysisk oppløsningsmiddel valgt blant dimetyleter av polyetylenglykoler, "PEG 400", propylenkarbonat, N-P-hydrok8yetylmorfolin, N-metyl-2-pyrrolidon, metanol, sulfolan, trlbutylfosfat og vann.
5.
Fremgangsmåte Ifølge kravene 1 og 4, karakterisert ved at man benytter en katalysatorkonsentrasjon på 0,05 til 1 gmol/1.
6.
Fremgangsmåte Ifølge kravene 1 til 5, karakterisert ved at fremgangsmåten gjennomføres ved et trykk Innen området ca. 1 til 82 bar.
7.
Fremgangsmåte Ifølge kravene 1 til 6, karakterisert ved at fremgangsmåten gjennomføres ved en temperatur innen området -10 til +200<*>C.;8.
Fremgangsmåte for hydrolysering av COS-gass i en gasstrøm til H2S og CO2 under betingelser nødvendige for å bevirke hydrolysen, der gasstrømmen bringes 1 kontakt i gassfase med en katalysator på en fast porøs bærer, karakterisert ved at det som katalysator benyttes et bicyklo-tertiært amin eller -amidin i henhold til ett av kravene 1 til 3.;9.
Fremgangsmåté ifølge krav 8, karakterisert ved at man som fast porøs bærer benytter aluminiumoksyd.;10.
Fremgangsmåte ifølge krav 8, karakterisert ved at man som fast porøs bærer benytter glass.;11*
Fremgangsmåte ifølge kravene 8 til 10, karakterisert ved at hydrolysen gjennomføres ved en temperatur Innen området 20 til 100°C.
12.
Fremgangsmåte ifølge kravene 8 til 11, karakterisert ved at hydrolysetrykket justeres til omtrent mategasstrykket.
13.
Fremgangsmåte ifølge kravene 8 til 12, karakterisert ved at katalysatoren er til stede i en konsentrasjon slik at vektforholdet katalysator:fast bærermateriale er fra 0,0005 til 1,0.
14.
Fremgangsmåte Ifølge kravene 8 til 13, karakterisert ved at vanndamptrykket er ca. 2# av det totale damptrykk 1 systemet.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US06/456,222 US4482529A (en) | 1983-01-07 | 1983-01-07 | Catalytic hydrolysis of COS in acid gas removal solvents |
US06/512,288 US4524050A (en) | 1983-01-07 | 1983-07-08 | Catalytic hydrolysis of carbonyl sulfide |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO840046L NO840046L (no) | 1984-07-09 |
NO166218B true NO166218B (no) | 1991-03-11 |
NO166218C NO166218C (no) | 1991-06-19 |
Family
ID=27038159
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO840046A NO166218C (no) | 1983-01-07 | 1984-01-06 | Fremgangsmaate for hydrolysering av cos. |
Country Status (9)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US4524050A (no) |
EP (1) | EP0113482B1 (no) |
KR (1) | KR840007432A (no) |
AU (1) | AU2301584A (no) |
BR (1) | BR8400022A (no) |
CA (1) | CA1222996A (no) |
DE (1) | DE3380925D1 (no) |
MX (1) | MX161405A (no) |
NO (1) | NO166218C (no) |
Families Citing this family (64)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4749555A (en) * | 1986-10-02 | 1988-06-07 | Shell Oil Company | Process for the selective removal of hydrogen sulphide and carbonyl sulfide from light hydrocarbon gases containing carbon dioxide |
US5298228A (en) * | 1992-09-08 | 1994-03-29 | Atlantic Richfield Company | Method and apparatus for treating hydrocarbon gas streams contaminated with carbonyl sulfide |
US5871412A (en) * | 1997-02-04 | 1999-02-16 | Behr America, Inc. | Technical field |
US6099815A (en) * | 1999-03-23 | 2000-08-08 | The Sulfatreat Company | Method for removing carbonyl sulfide from fluids using carbon monoxide |
MXPA05010039A (es) * | 2003-03-21 | 2005-10-26 | Dow Global Technologies Inc | Composicion mejorada y metodo para eliminar sulfuro de carbonilo del gas acido que lo contiene. |
WO2008020994A1 (en) * | 2006-08-09 | 2008-02-21 | Fluor Technologies Corporation | Configurations and methods for removal of mercaptans from feed gases |
KR101290234B1 (ko) * | 2007-08-09 | 2013-07-30 | 플루오르 테크놀로지스 코포레이션 | 완전한 황 제거 및 올레핀 포화에 의해 연료 가스를 처리하기 위한 구성 및 방법 |
WO2009086407A2 (en) | 2007-12-28 | 2009-07-09 | Greatpoint Energy, Inc. | Steam generating slurry gasifier for the catalytic gasification of a carbonaceous feedstock |
CA2713661C (en) | 2007-12-28 | 2013-06-11 | Greatpoint Energy, Inc. | Process of making a syngas-derived product via catalytic gasification of a carbonaceous feedstock |
WO2009111332A2 (en) | 2008-02-29 | 2009-09-11 | Greatpoint Energy, Inc. | Reduced carbon footprint steam generation processes |
CN101959996B (zh) | 2008-02-29 | 2013-10-30 | 格雷特波因特能源公司 | 用于气化作用的颗粒状组合物及其制备和连续转化 |
US8297542B2 (en) | 2008-02-29 | 2012-10-30 | Greatpoint Energy, Inc. | Coal compositions for catalytic gasification |
US8366795B2 (en) | 2008-02-29 | 2013-02-05 | Greatpoint Energy, Inc. | Catalytic gasification particulate compositions |
US20090260287A1 (en) * | 2008-02-29 | 2009-10-22 | Greatpoint Energy, Inc. | Process and Apparatus for the Separation of Methane from a Gas Stream |
US8286901B2 (en) | 2008-02-29 | 2012-10-16 | Greatpoint Energy, Inc. | Coal compositions for catalytic gasification |
US20090217575A1 (en) | 2008-02-29 | 2009-09-03 | Greatpoint Energy, Inc. | Biomass Char Compositions for Catalytic Gasification |
WO2009111331A2 (en) * | 2008-02-29 | 2009-09-11 | Greatpoint Energy, Inc. | Steam generation processes utilizing biomass feedstocks |
CN101983228A (zh) | 2008-04-01 | 2011-03-02 | 格雷特波因特能源公司 | 从气流中除去一氧化碳的酸性变换方法 |
CN101981163B (zh) | 2008-04-01 | 2014-04-16 | 格雷特波因特能源公司 | 从气体物流中分离甲烷的方法 |
CN102112585B (zh) * | 2008-06-27 | 2013-12-04 | 格雷特波因特能源公司 | 用于sng生产的三列催化气化*** |
WO2010033846A2 (en) | 2008-09-19 | 2010-03-25 | Greatpoint Energy, Inc. | Char methanation catalyst and its use in gasification processes |
JP5384649B2 (ja) | 2008-09-19 | 2014-01-08 | グレイトポイント・エナジー・インコーポレイテッド | 炭素質フィードストックのガス化のための方法 |
KR101290477B1 (ko) | 2008-09-19 | 2013-07-29 | 그레이트포인트 에너지, 인크. | 탄소질 공급원료의 기체화 방법 |
US8202913B2 (en) * | 2008-10-23 | 2012-06-19 | Greatpoint Energy, Inc. | Processes for gasification of a carbonaceous feedstock |
CN102272267A (zh) | 2008-12-30 | 2011-12-07 | 格雷特波因特能源公司 | 制备催化的碳质微粒的方法 |
US8734548B2 (en) | 2008-12-30 | 2014-05-27 | Greatpoint Energy, Inc. | Processes for preparing a catalyzed coal particulate |
US8728182B2 (en) | 2009-05-13 | 2014-05-20 | Greatpoint Energy, Inc. | Processes for hydromethanation of a carbonaceous feedstock |
CN104119956B (zh) * | 2009-05-13 | 2016-05-11 | 格雷特波因特能源公司 | 含碳原料的加氢甲烷化方法 |
US8268899B2 (en) | 2009-05-13 | 2012-09-18 | Greatpoint Energy, Inc. | Processes for hydromethanation of a carbonaceous feedstock |
CN102597181B (zh) | 2009-08-06 | 2014-04-23 | 格雷特波因特能源公司 | 碳质原料的氢化甲烷化方法 |
CN102549121B (zh) | 2009-09-16 | 2015-03-25 | 格雷特波因特能源公司 | 整体加氢甲烷化联合循环方法 |
WO2011034891A1 (en) | 2009-09-16 | 2011-03-24 | Greatpoint Energy, Inc. | Two-mode process for hydrogen production |
CA2771578A1 (en) | 2009-09-16 | 2011-03-24 | Greatpoint Energy, Inc. | Processes for hydromethanation of a carbonaceous feedstock |
CN102575181B (zh) | 2009-09-16 | 2016-02-10 | 格雷特波因特能源公司 | 集成氢化甲烷化联合循环方法 |
AU2010310846B2 (en) | 2009-10-19 | 2013-05-30 | Greatpoint Energy, Inc. | Integrated enhanced oil recovery process |
CA2773845C (en) * | 2009-10-19 | 2014-06-03 | Greatpoint Energy, Inc. | Integrated enhanced oil recovery process |
US8733459B2 (en) | 2009-12-17 | 2014-05-27 | Greatpoint Energy, Inc. | Integrated enhanced oil recovery process |
US8669013B2 (en) * | 2010-02-23 | 2014-03-11 | Greatpoint Energy, Inc. | Integrated hydromethanation fuel cell power generation |
US8652696B2 (en) | 2010-03-08 | 2014-02-18 | Greatpoint Energy, Inc. | Integrated hydromethanation fuel cell power generation |
US8557878B2 (en) | 2010-04-26 | 2013-10-15 | Greatpoint Energy, Inc. | Hydromethanation of a carbonaceous feedstock with vanadium recovery |
US8653149B2 (en) | 2010-05-28 | 2014-02-18 | Greatpoint Energy, Inc. | Conversion of liquid heavy hydrocarbon feedstocks to gaseous products |
US8748687B2 (en) | 2010-08-18 | 2014-06-10 | Greatpoint Energy, Inc. | Hydromethanation of a carbonaceous feedstock |
WO2012033997A1 (en) | 2010-09-10 | 2012-03-15 | Greatpoint Energy, Inc. | Hydromethanation of a carbonaceous feedstock |
CA2815243A1 (en) | 2010-11-01 | 2012-05-10 | Greatpoint Energy, Inc. | Hydromethanation of a carbonaceous feedstock |
EP2635660A1 (en) | 2010-11-01 | 2013-09-11 | Greatpoint Energy, Inc. | Hydromethanation of a carbonaceous feedstock |
US8648121B2 (en) | 2011-02-23 | 2014-02-11 | Greatpoint Energy, Inc. | Hydromethanation of a carbonaceous feedstock with nickel recovery |
WO2012145497A1 (en) | 2011-04-22 | 2012-10-26 | Greatpoint Energy, Inc. | Hydromethanation of a carbonaceous feedstock with char beneficiation |
CN103582693A (zh) | 2011-06-03 | 2014-02-12 | 格雷特波因特能源公司 | 碳质原料的加氢甲烷化 |
US20130046124A1 (en) | 2011-08-17 | 2013-02-21 | Greatpoint Energy, Inc. | Hydromethanation of a carbonaceous feedstock |
WO2013025812A1 (en) | 2011-08-17 | 2013-02-21 | Greatpoint Energy, Inc. | Hydromethanation of a carbonaceous feedstock |
WO2013052553A1 (en) | 2011-10-06 | 2013-04-11 | Greatpoint Energy, Inc. | Hydromethanation of a carbonaceous feedstock |
CN104685038B (zh) | 2012-10-01 | 2016-06-22 | 格雷特波因特能源公司 | 附聚的颗粒状低煤阶煤原料及其用途 |
CN104685039B (zh) | 2012-10-01 | 2016-09-07 | 格雷特波因特能源公司 | 附聚的颗粒状低煤阶煤原料及其用途 |
US9328920B2 (en) | 2012-10-01 | 2016-05-03 | Greatpoint Energy, Inc. | Use of contaminated low-rank coal for combustion |
IN2015DN02940A (no) | 2012-10-01 | 2015-09-18 | Greatpoint Energy Inc | |
CN108467757B (zh) | 2013-03-14 | 2021-06-22 | 代表Mt创新中心的斯塔米卡邦有限公司 | 减少cos和cs2的方法 |
AU2017329061B2 (en) * | 2016-09-13 | 2023-06-01 | 8 Rivers Capital, Llc | System and method for power production using partial oxidation |
US10464872B1 (en) | 2018-07-31 | 2019-11-05 | Greatpoint Energy, Inc. | Catalytic gasification to produce methanol |
US10344231B1 (en) | 2018-10-26 | 2019-07-09 | Greatpoint Energy, Inc. | Hydromethanation of a carbonaceous feedstock with improved carbon utilization |
US10435637B1 (en) | 2018-12-18 | 2019-10-08 | Greatpoint Energy, Inc. | Hydromethanation of a carbonaceous feedstock with improved carbon utilization and power generation |
US10618818B1 (en) | 2019-03-22 | 2020-04-14 | Sure Champion Investment Limited | Catalytic gasification to produce ammonia and urea |
CN112680256B (zh) * | 2020-12-14 | 2022-06-14 | 长春东狮科技(集团)有限责任公司 | 一种高炉煤气湿法脱氯脱硫的装置和方法 |
CN113786811B (zh) * | 2021-10-13 | 2024-04-30 | 山东迅达催化剂有限公司 | 一种可热再生和具有cos水解功能的吸附脱硫剂、制备方法及其应用 |
CN115400549B (zh) * | 2022-09-01 | 2024-04-16 | 四川大学 | 高再生循环性能的吗啉类环状胺脱硫剂及其制备方法 |
Family Cites Families (13)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
GB461001A (en) * | 1935-07-02 | 1937-02-02 | Ig Farbenindustrie Ag | Improvements in the removal of organically combined sulphur from gases |
US2524088A (en) * | 1944-08-17 | 1950-10-03 | Koppers Co Inc | Gas purification process |
US3620674A (en) * | 1967-02-13 | 1971-11-16 | Inst Francais Du Petrole | Process for regenerating volatile bases and volatile acids from the salts formed therewith |
DE2250169A1 (de) * | 1972-10-13 | 1974-04-25 | Metallgesellschaft Ag | Verfahren zur entschwefelung technischer brenngase und synthesegase |
US3965244A (en) * | 1974-11-27 | 1976-06-22 | Shell Oil Company | Selective removal of sulfur compounds from acid gas mixtures containing significant quantities of carbonyl sulfide |
US4001066A (en) * | 1975-06-24 | 1977-01-04 | General Battery Corporation | Interchange and alignment apparatus and method for heated platen heat sealing machine |
AU506199B2 (en) * | 1975-06-26 | 1979-12-20 | Exxon Research And Engineering Company | Absorbtion of co2 from gaseous feeds |
US4096085A (en) * | 1976-10-29 | 1978-06-20 | The Dow Chemical Company | Gas scrubbing system |
US4100256A (en) * | 1977-03-18 | 1978-07-11 | The Dow Chemical Company | Hydrolysis of carbon oxysulfide |
US4112049A (en) * | 1977-03-18 | 1978-09-05 | The Dow Chemical Company | Absorption of sulfur compounds from gas streams |
US4351812A (en) * | 1978-08-24 | 1982-09-28 | The Dow Chemical Company | Hydrolysis of carbon oxysulfide with morpholines and piperazines |
CA1124038A (en) * | 1978-08-24 | 1982-05-25 | Glenn D. Correll | Hydrolysis of carbon oxysulfide with morpholines and piperazines |
DE3000250A1 (de) * | 1980-01-05 | 1981-07-16 | Metallgesellschaft Ag, 6000 Frankfurt | Verfahren zum entfernen von h(pfeil abwaerts)2(pfeil abwaerts)s, co(pfeil abwaerts)2(pfeil abwaerts), cos und merkaptanen aus gasen durch absorption |
-
1983
- 1983-07-08 US US06/512,288 patent/US4524050A/en not_active Expired - Fee Related
- 1983-12-28 DE DE8383113188T patent/DE3380925D1/de not_active Expired - Lifetime
- 1983-12-28 EP EP83113188A patent/EP0113482B1/en not_active Expired
- 1983-12-30 KR KR1019830006337A patent/KR840007432A/ko not_active Application Discontinuation
-
1984
- 1984-01-03 AU AU23015/84A patent/AU2301584A/en not_active Abandoned
- 1984-01-05 BR BR8400022A patent/BR8400022A/pt unknown
- 1984-01-06 MX MX199987A patent/MX161405A/es unknown
- 1984-01-06 NO NO840046A patent/NO166218C/no unknown
- 1984-01-06 CA CA000444863A patent/CA1222996A/en not_active Expired
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
EP0113482B1 (en) | 1989-12-06 |
AU2301584A (en) | 1984-07-12 |
MX161405A (es) | 1990-09-21 |
US4524050A (en) | 1985-06-18 |
NO166218C (no) | 1991-06-19 |
NO840046L (no) | 1984-07-09 |
EP0113482A2 (en) | 1984-07-18 |
CA1222996A (en) | 1987-06-16 |
KR840007432A (ko) | 1984-12-07 |
DE3380925D1 (de) | 1990-01-11 |
BR8400022A (pt) | 1984-08-14 |
EP0113482A3 (en) | 1987-05-13 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO166218B (no) | Fremgangsmaate for hydrolysering av cos. | |
US4482529A (en) | Catalytic hydrolysis of COS in acid gas removal solvents | |
US3848057A (en) | Method and composition for removing acidic contaminants from gases | |
US4376101A (en) | Process for removing acid gases using a basic salt activated with a non-sterically hindered diamine | |
US4556546A (en) | Bis tertiary amino alkyl derivatives as solvents for acid gas removal from gas streams | |
EP2991752B1 (en) | Mixtures of physical absorption solvents and ionic liquids for gas separation | |
US4405586A (en) | N-Secondary butyl glycine promoted acid gas scrubbing process | |
JP2024054103A (ja) | 酸性ガスからの硫化水素の捕捉についての選択率及び能力を増大させる方法 | |
Savage et al. | Selective absorption of hydrogen sulfide and carbon dioxide into aqueous solutions of methyldiethanolamine | |
CA2771486A1 (en) | Carbon dioxide absorbent | |
US4376102A (en) | Process for removing acid gases using a basic salt activated with a diaminoalcohol | |
JPH05146625A (ja) | 燃焼排ガスからの酸性ガスの除去方法 | |
US2519284A (en) | Method of absorbing carbon monoxide | |
CN103157369A (zh) | 一种回收混合气体中二氧化碳的吸收剂 | |
CA3026093C (en) | Novel process designs for increased selectivity and capacity for hydrogen sulfide capture from acid gases | |
EP0080817B1 (en) | A process for removing acid gases using a basic salt activated with a non-sterically hindered diamino compound | |
CA1217036A (en) | Bis tertiary amino alkyl derivatives as solvents for acid gas removal from gas streams | |
SU1477454A1 (ru) | Способ очистки газа от диоксида углерода | |
JPH0142731B2 (no) | ||
US8952206B2 (en) | Formate based heat stable salt mitigation in physical solvent acid gas absorption processes | |
EP0245961B1 (en) | Acid gas scrubbing composition and process | |
NO163264B (no) | Fremgangsmaate for fjerning av h2s fra en vanligvis gassformig stroem. | |
EP0087207A1 (en) | A process for removal of H2S from gaseous streams with amino compounds | |
WO1997007082A1 (en) | Fuel gas stripping of rich amine to remove hydrocarbons | |
CA1179828A (en) | Sterically hindered amino acid promoted acid gas scrubbing process |