PL139021B1 - Method of removing h2s and co 2 from mixtures of gases - Google Patents
Method of removing h2s and co 2 from mixtures of gases Download PDFInfo
- Publication number
- PL139021B1 PL139021B1 PL1982236912A PL23691282A PL139021B1 PL 139021 B1 PL139021 B1 PL 139021B1 PL 1982236912 A PL1982236912 A PL 1982236912A PL 23691282 A PL23691282 A PL 23691282A PL 139021 B1 PL139021 B1 PL 139021B1
- Authority
- PL
- Poland
- Prior art keywords
- solvent
- desorbed
- gas
- enriched
- gas mixture
- Prior art date
Links
- 239000007789 gas Substances 0.000 title claims description 148
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 76
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims description 60
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims description 196
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 21
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 claims description 20
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 claims description 20
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 14
- 150000003512 tertiary amines Chemical class 0.000 claims description 13
- 230000002745 absorbent Effects 0.000 claims description 12
- 239000002250 absorbent Substances 0.000 claims description 12
- CRVGTESFCCXCTH-UHFFFAOYSA-N methyl diethanolamine Chemical group OCCN(C)CCO CRVGTESFCCXCTH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 5
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 4
- ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N diethanolamine Chemical compound OCCNCCO ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 125000002768 hydroxyalkyl group Chemical group 0.000 claims description 2
- UPUCFIMLARFWLZ-UHFFFAOYSA-N thiolane;hydrate Chemical compound O.C1CCSC1 UPUCFIMLARFWLZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 239000006096 absorbing agent Substances 0.000 description 25
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- HXJUTPCZVOIRIF-UHFFFAOYSA-N sulfolane Chemical compound O=S1(=O)CCCC1 HXJUTPCZVOIRIF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 8
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 8
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 4
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 4
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- ZMXDDKWLCZADIW-UHFFFAOYSA-N N,N-Dimethylformamide Chemical compound CN(C)C=O ZMXDDKWLCZADIW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- -1 aliphatic amines Chemical class 0.000 description 3
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 3
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N Propene Chemical compound CC=C QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 2
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 2
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 2
- ZUHZGEOKBKGPSW-UHFFFAOYSA-N tetraglyme Chemical class COCCOCCOCCOCCOC ZUHZGEOKBKGPSW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- BFSVOASYOCHEOV-UHFFFAOYSA-N 2-diethylaminoethanol Chemical compound CCN(CC)CCO BFSVOASYOCHEOV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- SECXISVLQFMRJM-UHFFFAOYSA-N N-Methylpyrrolidone Chemical compound CN1CCCC1=O SECXISVLQFMRJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UEEJHVSXFDXPFK-UHFFFAOYSA-N N-dimethylaminoethanol Chemical compound CN(C)CCO UEEJHVSXFDXPFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- AKNUHUCEWALCOI-UHFFFAOYSA-N N-ethyldiethanolamine Chemical compound OCCN(CC)CCO AKNUHUCEWALCOI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N Triethanolamine Chemical compound OCCN(CCO)CCO GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- SLINHMUFWFWBMU-UHFFFAOYSA-N Triisopropanolamine Chemical compound CC(O)CN(CC(C)O)CC(C)O SLINHMUFWFWBMU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 1
- 150000001408 amides Chemical class 0.000 description 1
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 1
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 description 1
- 229910002091 carbon monoxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 description 1
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 1
- 239000000571 coke Substances 0.000 description 1
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 1
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 1
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 229960002887 deanol Drugs 0.000 description 1
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 1
- 239000012972 dimethylethanolamine Substances 0.000 description 1
- 239000003344 environmental pollutant Substances 0.000 description 1
- 238000003912 environmental pollution Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 239000003546 flue gas Substances 0.000 description 1
- 238000002309 gasification Methods 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 1
- 125000002887 hydroxy group Chemical group [H]O* 0.000 description 1
- 238000011068 loading method Methods 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 1
- 238000005192 partition Methods 0.000 description 1
- 231100000719 pollutant Toxicity 0.000 description 1
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 150000003335 secondary amines 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
- B01D53/1456—Removing acid components
- B01D53/1462—Removing mixtures of hydrogen sulfide and carbon dioxide
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
- B01D53/14—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
- B01D53/1493—Selection of liquid materials for use as absorbents
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
- B01D53/34—Chemical or biological purification of waste gases
- B01D53/46—Removing components of defined structure
- B01D53/48—Sulfur compounds
- B01D53/52—Hydrogen sulfide
- B01D53/526—Mixtures of hydrogen sulfide and carbon dioxide
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C01—INORGANIC CHEMISTRY
- C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
- C01B17/00—Sulfur; Compounds thereof
- C01B17/16—Hydrogen sulfides
- C01B17/167—Separation
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10K—PURIFYING OR MODIFYING THE CHEMICAL COMPOSITION OF COMBUSTIBLE GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE
- C10K1/00—Purifying combustible gases containing carbon monoxide
- C10K1/08—Purifying combustible gases containing carbon monoxide by washing with liquids; Reviving the used wash liquors
- C10K1/10—Purifying combustible gases containing carbon monoxide by washing with liquids; Reviving the used wash liquors with aqueous liquids
- C10K1/12—Purifying combustible gases containing carbon monoxide by washing with liquids; Reviving the used wash liquors with aqueous liquids alkaline-reacting including the revival of the used wash liquors
- C10K1/14—Purifying combustible gases containing carbon monoxide by washing with liquids; Reviving the used wash liquors with aqueous liquids alkaline-reacting including the revival of the used wash liquors organic
- C10K1/143—Purifying combustible gases containing carbon monoxide by washing with liquids; Reviving the used wash liquors with aqueous liquids alkaline-reacting including the revival of the used wash liquors organic containing amino groups
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10K—PURIFYING OR MODIFYING THE CHEMICAL COMPOSITION OF COMBUSTIBLE GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE
- C10K1/00—Purifying combustible gases containing carbon monoxide
- C10K1/08—Purifying combustible gases containing carbon monoxide by washing with liquids; Reviving the used wash liquors
- C10K1/16—Purifying combustible gases containing carbon monoxide by washing with liquids; Reviving the used wash liquors with non-aqueous liquids
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
- Y02P20/00—Technologies relating to chemical industry
- Y02P20/151—Reduction of greenhouse gas [GHG] emissions, e.g. CO2
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Combustion & Propulsion (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Biomedical Technology (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Gas Separation By Absorption (AREA)
- Treating Waste Gases (AREA)
- Industrial Gases (AREA)
Description
Przedmiotem wynalazku jest sposób usuwania H2S i C02 z mieszaniny gazów z równoczesnym wytwarza¬ niem gazu zawierajacego H2S, który nadaje sie do stosowania w procesie Clausa. W wielu przypadkach konieczne jest usuwanie H2S i jezeli sa obecne, innych zanieczyszczen zawierajacych siarke takich jak COS z mieszaniny ga¬ zów, na przyklad aby mieszanina gazów nadawala sie do katalitycznej konwersji w obecnosci katalizatorów wrazliwych na siarke lub w celu zmniejszenia zanieczyszczania srodowiska, gdy ta mieszanina gazów lub otrzyma¬ ne z niej gazy spalinowe odprowadzane sa do atmosfery.Przykladami mieszanin gazów, z których zwykle usuwa sie H2S i/lub inne zwiazki zawierajace siarke sa ga¬ zy otrzymane przez czesciowe spalanie lub calkowite lub czesciowe zgazowanie oleju i wegla, gazów rafineryj¬ nych, gazu swietlnego, gazu ziemnego, gazu koksowniczego, gazu wodnego, propanu i propenu. W wielu przypad¬ kach H2S usuwa sie z takiej mieszaniny gazów stosujac ciekle rozpuszczalniki, czesto zasadowe. W duzej liczbie przypadków mieszanina gazów, z której usuwa sie H2S zawiera równiez C02, który równiez bedzie absorbowany w cieklym rozpuszczalniku razem z H2S. H2S i C02 beda usuwane z takiej mieszaniny gazów przy cisnieniu sprezonej mieszaniny gazów, to jest w wielu przypadkach przy cisnieniu podwyzszonym.Chociaz w wiekszosci przypadków H2S jest usuwany z mieszaniny gazów prawie calkowicie z podanych wyzej przyczyn, w wielu wypadkach czesc lub calosc C02 moze pozostac w mieszaninie gazów po usunieciu z niej H2S, poniewaz C02 az do pewnej zawartosci nie przeszkadza w dalszym stosowaniu oczyszczonej mieszani¬ ny gazów. Z tego powodu interesujacy bedzie proces, w którym mozna bedzie regulowac stosunek H2Sdo C02 usunietych z mieszaniny gazów, albo inaczej mówiac, w którym selektywnosc usuwania H2S nad C02 bedzie mozna regulowac. W wielu znanych sposobach usuwania H2S, wiele problemów stwarza usuwanie COS, poniewaz zwiazek ten nie absorbuje sie w duzym stopniu w rozpuszczalniku. Interesujaca bedzie metoda, która opanuje ten problem.Gaz zawierajacy H2S i C02 otrzymany po regeneracji rozpuszczalnika stosowanego do usuwania tych tak zwanych kwasnych gazów z mieszaniny gazów nie moze byc odprowadzany do atmosfery przed usunieciem z niego co najmniej wiekszosci H2S. Odpowiednim sposobem usuwania H2S z gazu jest konwersja do siarki cza¬ steczkowej, która sie oddziela. Konwersje H2S do siarki zwykle prowadzi sie w znanym procesie Clausa, w któ¬ rym czesc H2S utlenia sie do S02 i w reakcji H2S z S02 tworzy sie siarka i woda. Proces zachodzi w obecnosci odpowiedniego katalizatora lub bez katalizatora. Aby proces Clausa mozna bylo prowadzic zawartosc H2S w2 139 021 mieszaninie z C02 musi wynosic co najmniej 15% molowych. Jezeli zawartosc H2S wynosi od okolo 15 do oko¬ lo 40% molowych, proces Clausa mozna prowadzic przez oddzielenie jednej trzeciej gazu, spalenie H2S w nim do S02 a nastepnie zmieszanie otrzymanego gazu zawierajacego S02 z równowazna iloscia gazu zawierajacego H2S, po czym reakcje Clausa mozna prowadzic dalej w podwyzszonej temperaturze i korzystnie w obecnosci katalizatora. W przypadku gazu zawierajacego C02 i okolo 40% molowych lub wiecej H2S, proces Clausa mozna prowadzic przez spalenie gazu z powietrzem uzytym w ilosci wystarczajacej do konwersji jednej trzeciej czesci H2S w S02, a nastepnie reakcje H2S i S02 do utworzenia siarki i wody. Oprócz wlasciwosci usuwania H2S i C02 (i w razie potrzeby COS) z mieszaniny gazów, bardzo interesujaca techniczna cecha procesu jest ilosc energii potrzebnej do prowadzenia procesu. Wiekszosc potrzebnej energii stosuje sie do regeneracji wzbogaconego rozpuszczalnika, która w wiekszosci przypadków prowadzi sie przez odpedzanie za pomoca pary. Ilosc pary jest w znacznym stopniu zalezna od ilosci rozpuszczalnika cyrkulujacego w procesie, przy mniejszej ilosci cyrkuluja- cego rozpuszczalnika potrzebna jest mniejsza ilosc pary do regeneracji. Duze znaczenie ma równiez stopien obciazenia wzbogaconego rozpuszczalnika, który poddaje sie regeneracji. Zmniejszenie cyrkulacji rozpuszczalnika powinno równiez przyczynic sie do dalszych oszczednosci w zmniejszeniu kolumn absorpcyjnej i regeneracyjnej, wymiennika ciepla i stosowaniu mniejszej ilosci rozpuszczalnika do napelnienia kolumn.W opisie patentowym Stanów Zjednoczonych Ameryki nr 3039 251 ujawniono sposób usuwania H2S i C02 z mieszaniny gazów, które kontaktuja sie w przeciwpradzie przy podwyzszonym cisnieniu z ubogim roz¬ puszczalnikiem zawierajacym amine lll-rzedowa i fizyczny absorbent to jednak w sposobie tym nie odparowuje sie wzbogaconego rozpuszczalnika, co stanowi jeden z elementów sposobu wedlug wynalazku.Wynalazek dotyczy procesu, w którym z mieszaniny gazów usuwa sie H2S i C02 z wytworzeniem gazu od¬ powiedniego do stosowania w procesie Clausa, przy czym mozna regulowac ilosc usuwanego C02, mozna usuwac z mieszaniny gazów COS i ilosc rozpuszczalnika cyrkulujacego w procesie jest ograniczona. Wynalazek dotyczy sposobu usuwania H2S i C02 z mieszaniny gazów z równoczesnym wytwarzaniem gazu zawierajacego H2S, który nadaje sie do stosowania w procesie Clausa. Wedlug wynalazku, sposób usuwania H2S i C02 z mieszaniny gazów, które kontaktuje sie w podwyzszonym cisnieniu w przeciwpradzie ze zdesorbowanym rozpuszczalnikiem zawie¬ rajacym trzeciorzedowa amine i fizyczny absorbent, polega na tym, ze otrzymany wzbogacony rozpuszczalnik odparowuje sie przez rozprezenie cieczy do cisnienia nizszego od sumy cisnien czastkowych C02 i H2S we wzbo¬ gaconym rozpuszczalniku wdanej temperaturze, gaz zawierajacy H2S i C02 uwolniony w etapie rozprezania kon¬ taktuje sie w przeciwpradzie,ze zdesorbowanym rozpuszczalnikiem w warunkach selektywnych dla usuwania H2S a otrzymany wzbogacony rozpuszczalnik regeneruje sie do otrzymania rozpuszczalnika zdesorbowanego; czesc wzbogaconego rozpuszczalnika otrzymanego po etapie rozprezania cieczy regeneruje sie do otrzymania rozpusz¬ czalnika zdesorbowanego, czesc wzbogaconego rozpuszczalnika otrzymanego po etapie rozprezania cieczy odpe¬ dza sie za pomoca gazu otrzymanego w etapie kontaktowania gazu uwolnionego w etapie rozprezania cieczy za¬ wierajacego H2S i C02 ze zdesorbowanym rozpuszczalnikiem w warunkach selektywnych dla usuniecia H2S i od¬ pedzony rozpuszczalnik wprowadza sie jako czesciowo zdesorbowany rozpuszczalnik do etapu kontaktowania mieszaniny gazów ze zdesorbowanym rozpuszczalnikiem w miejscu blizszym do miejsca wprowadzania mieszani¬ ny gazów niz rozpuszczalnik zdesorbowany a gaz otrzymany po odpedzeniu wzbogaconego rozpuszczalnika za pomoca gazu otrzymanego w etapie kontaktowania gazu zawierajacego H2S i C02 ze zdesorbowanym rozpusz¬ czalnikiem w warunkach selektywnych dla usuniecia H2S, kontaktuje sie w przeciwpradzie ze zdesorbowanym rozpuszczalnikiem w warunkach selektywnych dla usuwania H2S i wzbogacony rozpuszczalnik otrzymany w tym ostatnim etapie regeneruje sie do otrzymania rozpuszczalnika zdesorbowanego a gaz pochodzacy ze wszystkich etapów regeneracji zawierajacy H2S nadaje sie do stosowania w procesie Clausa.Okreslenie „rozpuszczalnik zdesorbowany" w tym opisie i zastrzezeniach oznacza rozpuszczalnik zasadniczo nie zawierajacy H2S i C02. Okreslenie „rozpuszczalnik wzbogacony" oznacza rozpuszczalnik zawierajacy znacz¬ ne ilosci C02 i H2S a „rozpuszczalnik czesciowo zdesorbowany" oznacza rozpuszczalnik zawierajacy znaczne ilosci C02 lecz nie zawierajacy H2S lub zawierajacy ograniczona jego ilosc. Rozpuszczalnik zawiera trzeciorze¬ dowa amine, fizyczny absorbent i korzystnie wode. H2S i C02 sa zdolne do reakcji z trzeciorzedowymi aminami.Odpowiednimi aminami trzeciorzedowymi sa aminy alifatyczne, zwlaszcza te, które zawieraja co najmniej jedna grupe hydroksya IkiIowa w czasteczce. Przykladami takich amin sa trietanoloamina, tripropanoloamina, triizo- propanoloamina, etylodietanoloamina, dimetyloetanoloamina, dietyloetanoloamina. Szczególnie korzystna jest metylodietanoloamina.Fizycznym absorbentem jest zwiazek, w którym H2S i C02 rozpuszczaja sie bez ulegania reakcji. Odpo¬ wiednimi absorberttami fizycznymi sa sulfolan i podstawione sulfolany, eter dimetylowy glikolu tetraetylenowe- go, alkohole zawierajace 1 do 5 atomów wegla w czasteczce na przyklad metanol, N-metylopirolidon, amidy al¬ kilokwasów karboksylowych na przyklad dimetyloformamid. Korzystne jest stosowanie sulfolanu. Okreslenie „sulfolan" oznacza 1,1-ditlenek tetrahydrotiofenu. Kosci trzeciorzedowej aminy, fizycznego absorbenta i wody, moga zmieniac sie w szerokim zakresie. Odpowiedni rozpuszczalnik zawiera od 5 do 35% wagowych wody, od 15 do 55% wagowych fizycznego absorbenta, korzystnie sulfolanu i od 10 do 60% wagowych trzeciorzedowej ami¬ ny, korzystnie metylodietanoloaminy.139 021 3 Kontaktowanie mieszaniny gazów z rozpuszczalnikiem w pierwszym etapie procesu prowadzi sie przy podwyzszonym cisnieniu, które wynosi co najmniej 5, zwlaszcza co najmniej 10 barów. Szczególnie odpowied¬ nie jest cisnienie w zakresie od 20 do 100 barów. Kontaktowanie mieszaniny gazów z rozpuszczalnikiem w tym etapie prowadzi sie w strefie kontaktowania, w której znajduje sie od 15 do 80 warstw kontaktowania takich jak pólki zaworowe, kolpakowe, dzwonowe, przegrody i podobne. Nieoczekiwanie odkryto, ze przez zastosowanie w procesie wedlug wynalazku rozpuszczalnika zawierajacego trzeciorzedowa amine i fizyczny absorbent mozna zasadniczo usunac H2S z wprowadzanej do procesu mieszaniny gazów regulujac ilosc C02, który pozostaje w oczyszczonym gazie. Regulacje mozna osiagnac przez regulowanie cyrkulacji rozpuszczalnika, to jest stosunku rozpuszczalnika wprowadzanego do strefy ekstrakcyjnej i ilosci wprowadzanej do tej strefy mieszaniny gazów.Temperatura i cisnienie w trakcie kontaktowania mieszaniny gazów i rozpuszczalnika w tym etapie moze zmieniac sie w szerokich granicach. Odpowiednie sa temperatury w zakresie od 15 do 110°C, korzystnie od 20 do 80°C. W tym etapie kontaktowania zostaje usuniety caly lub wieksza czesc COS z mieszaniny gazów. Wzboga¬ cony rozpuszczalnik otrzymany po tym etapie kontaktowania zawiera H2S i C02 i moze równiez zawierac zna¬ czne ilosci rozpuszczonych niekwasnych skladników z mieszaniny gazów, na przyklad weglowodorów, tlenku wegla i/lub wodoru. Teniekwasne skladniki sa usuwane co najmniej czesciowo ze wzbogaconego rozpuszczalnika przez rozprezania do cisnienia wyzszego niz suma cisnien czastkowych H2S i C02 znajdujacych sie we wzbogaco¬ nym rozpuszczalniku. W ten sposób tylko bardzo niewielka ilosc H2S i C02 zostaje usunieta z rozpuszczalnika razem z niekwasnymi skladnikami. W razie potrzeby mieszanine gazów otrzymana po rozprezaniu mozna zawró¬ cic do etapu kontaktowania mieszaniny gazów ze zdesorbowanym rozpuszczalnikiem. Rozpuszczalnik wzbogaco¬ ny po etapie kontaktowania rozpreza sie do cisnienia nizszego od sumy cisnien czastkowych C02 i H2S znajduja¬ cych sie we wzbogaconym rozpuszczalniku w danej temperaturze, to jest do cisnienia w zakresie od 5.105 Pa do 1.105Pa. Korzystne jest rozprezanie do cisnienia zblizonego do cisnienia atmosferycznego. W gazie uwolnionym podczas rozprezania stosunek molowy C02 do H2S jest wyzszy niz stosunek molowy C02 i H2S, które pozosta¬ ja we wzbogaconym rozpuszczalniku po etapie rozprezania. Rozprezanie dogodnie prowadzi sie w nieco wyzszej temperaturze niz etap kontaktowania, na przyklad w temperaturze w zakresie od 50 do 120°C, korzystnie w temperaturze w zakresie od 60 do 90°C. Ogrzewanie wzbogaconego rozpuszczalnika przed etapem rozprezania dogodnie prowadzi sie za pomoca niskowartosciowego ciepla lub przez wymiane ciepla z tirnymi strumieniami w. procesie, zwlaszcza z regenerowanym rozpuszczalnikiem zdesorbowanym.Gaz uwolniony w etapie rozprezania zasadniczo zawiera C02 i H2S i M2S usuwa sie z niego przez kontak¬ towanie tego gazu w przeciwpradzie z rozpuszczalnikiem zdesorbowanym. H2S usuwa sie z tego gazu selektyw¬ nie, dogodnie przez kontaktowanie tego gazu ze zdesorbowanym rozpuszczalnikiem w przeciwpradzie w kolum¬ nie pólkowej wyposazonej najwyzej w 25 pólek i przy szybkosci gazu co najmniej 0,5 m/sek. Cisnienie stosowa¬ ne w tym etapie jest zwykle takie jak cisnienie gazu uwalnianego podczas rozprezania. W celu uzyskania dobrej selektywnosci usuwania H2S temperatura zdesorbowanego rozpuszczalnika wynosi dogodnie od 15 do 50°C, cho¬ ciaz nie wykluczone sa temperatury ponizej lub powyzej tego zakresu. W celu zmniejszenia ilosci zdesorbowanego rozpuszczalnika w etapie kontaktowania gazu uwolnionego przez rozprezanie ze zdesorbowanym rozpuszczalni¬ kiem korzystne jest obnizenie temperatury gazu uwolnionego podczas rozprezania, na przyklad przez ochlodze- nie, przed kontaktowaniem go ze zdesorbowanym rozpuszczalnikiem w etapie selektywnego usuwania H2S.Otrzymany w tym ostatnim etapie wzbogacony rozpuszczalnik regeneruje sie otrzymujac rozpuszczalnik zdesor- bowany, który zostanie omówiony dalej. Gaz otrzymany w etapie selektywnego usuwania H2S nie zawiera zasad¬ niczo H2S i zawiera calkowicie lub w wiekszej czesci C02.Wzbogacony rozpuszczalnik otrzymany po rozprezeniu rozdziela sie na dwie czesci. Pierwsza czesc regene¬ ruje sie otrzymujac rozpuszczalnik zdesorbowany, który zostanie omówiony dalej. Druga czesc wzbogaconego rozpuszczalnika otrzymanego w etapie rozprezania odpedza sie za pomoca gazu otrzymanego w etapie kontakto¬ wania gazu uwolnionego przez rozprezanie zawierajacego H2S i C02 ze zdesorbowanym rozpuszczalnikiem, któ¬ ry to gaz stanowi w wiekszej czesci i w wiekszosci przypadków calkowicie C02. W ten sposób wzbogacony roz¬ puszczalnik otrzymany po rozprezeniu jest pozbawiony co najmniej czesciowo H2S lecz nie Jest pozbawiony C02, tak wiec otrzymuje sie czesciowo zdesorbowany rozpuszczalnik.Ten czesciowo zdesorbowany rozpuszczalnik wprowadza sie do etapu kontaktowania poczatkowej miesza¬ niny gazów ze zdesorbowanym rozpuszczalnikiem, w miejscu blizszym do miejsca doprowadzania mieszaniny ga¬ zów niz zdesorbowany rozpuszczalnik. Unika sie przy tym regeneracji czesciowo zdesorbowanego rozpuszczalni¬ ka, co prowadzi do znacznej oszczednosci energii, poniewaz nie stosuje sie pary ani innych srodków do jego rege¬ neracji. Ponadto C02 znajdujacy sie w czesciowo zdesorbowanym rozpuszczalniku zmniejsza usuwanie C02 z mieszaniny gazów, a wiec zwieksza selektywnosc procesu usuwania H2S, co w wielu przypadkach moze byc szczególnie interesujace.Gaz otrzymany po odpedzeniu zawiera H2S i C02. Pierwszy z nich usuwa sie z gazu przed odprowadze¬ niem go do atmosfery lub spaleniem i odprowadzeniem do atmosfery gazów spalinowych. W celu usuniecia H2S odpedzony gaz kontaktuje sie w przeciwpradzie ze zdesorbowanym rozpuszczalnikiem, korzystnie w warunkach.4 139 021 w których H2S jest selektywnie absorbowany. Tewarunki sa takie same jak opisano poprzednio dla selektywnego usuwania H2S. Tutaj znowu moze byc wazne chlodzenie gazu otrzymanego po odpedzeniu przed kontaktowa¬ niem go ze zdesorbowanym rozpuszczalnikiem. Otrzymany w powyzszym etapie wzbogacony rozpuszczalnik re¬ generuje sie otrzymujac rozpuszczalnik zdesorbowany, który zostanie omówiony dalej. Gaz powstajacy w etapie selektywnego usuwania H2S stanowi zasadniczo C02 i zawiera tylko bardzo mala ilosc H2S. W wiekszosci przy¬ padków mozna go usuwac do atmosfery a w razie potrzeby gaz mozna spalac i do atmosfery usuwac gazy spali¬ nowe.Korzystnie jest, aby wzbogacone rozpuszczalniki z poszczególnych etapów, które poddaje sie regeneracji, laczyc i regenerowac razem. Regeneracje prowadzi sie przez ogrzewanie w kolumnie regeneracyjnej (na przyklad do temperatury w zakresie od 80 do 160°C), przy czym korzystnie jest ogrzewanie prowadzic za pomoca pary.Gaz otrzymany podczas regeneracji ma taka zawartosc H2S, ze moze byc stosowany w procesie Clausa do wytwa¬ rzania siarki.Zdesorbowany rozpuszczalnik otrzymany po regeneracji wprowadza sie w odpowiednich miejscach procesu opisanego powyzej. Korzystne jest stosowanie regenerowanego rozpuszczalnika do wymiany ciepla przed wpro¬ wadzeniem do etapu kontaktowania poczatkowej mieszaniny gazów ze zdesorbowanym rozpuszczalnikiem, do etapu kontaktowania gazu uwolnionego przez rozprezanie, zawierajacego H2S i C02 ze zdesorbowanym rozpusz¬ czalnikiem w warunkach selektywnych dla usuniecia H2S i do etapu kontaktowania gazu otrzymanego po odpe¬ dzeniu ze zdesorbowanym rozpuszczalnikiem w warunkach selektywnych dla usuwania H2S, zwlaszcza regenero¬ wany rozpuszczalnik wymienia cieplo ze wzbogaconym rozpuszczalnikiem otrzymanym po rozprezeniu cieczy i/lub ze wzbogaconym rozpuszczalnikiem pochodzacym z etapu przed rozprezaniem.Przedmiot wynalazku jest blizej objasniony na rysunku, który pokazuje tylko jedno z mozliwych rozwiazan sposobu wedlug wynalazku. Mieszanina gazów, która ma byc oczyszczana jest podawana linia 1 do absorbera2, w którym kontaktuje sie ze zdesorbowanym rozpuszczalnikiem wprowadzanym linia 3 i czesciowo zdesorbowa¬ nym rozpuszczalnikiem wprowadzanym linia 4. Oczyszczany gaz opuszcza absorber 2 poprzez linie 5. Wzbogaco¬ ny rozpuszczalnik opuszcza absorber linia 6, w razie potrzeby ogrzewa sie w podgrzewaczu 7 i kierowany jest do naczynia do rozprezania 8, gdzie jest rozprezany do cisnienia nizszego od sumy cisnien czastkowych C02 i H2S J* obecnych we wzbogaconym rozpuszczalniku. Gaz uwolniony podczas rozprezania kierowany jest linia 9 do # absorbera 10 i kontaktowany z rozpuszczalnikiem zdesorbowanym dostarczanym linia 11. Gaz powstajacy w J*4 absorberze 10 jest kierowany linia 12 do kolumny odpedowej 13 i stosowany jako gaz do odpedzania dla czesci ^ / wzbogaconego rozpuszczalnika otrzymanego w naczyniu do rozprezania 8, którego czesc wprowadza sie do ko¬ lumny odpedowej 13 linia 14. Pozostala czesc wzbogaconego rozpuszczalnika otrzymanego w naczyniu do roz¬ prezania 8 i wzbogacony rozpuszczalnik otrzymany w absorberze 10 kieruje sie do regeneratora 15 poprzez linie 16, na której nastepuje wymiana ciepla z regenerowanym rozpuszczalnikiem z regeneratora 15. Czesciowo zdesorbowany rozpuszczalnik otrzymany w kolumnie odpedowej 13 jest kierowany do absorbera 2 linia 4.Gaz wychodzacy z kolumny odpedowej 13 jest kierowany do absorbera 17 linia 18 i jest kontaktowany z zdesorbowanym rozpuszczalnikiem dostarczanym linia 19. Gaz wychodzacy z absorbera 17 linia 20 stanowi C02 i nie zawiera wcale lub zawiera bardzo mala ilosc H2S. Wzbogacony rozpuszczalnik wychodzacy z absorbera 17 jest kierowany linia 21 do linii 16 i wprowadzany do regeneratora 15. Regeneracje prowadzi sie w regenerato¬ rze 15 przez odpedzenie za pomoca pary (nie pokazane na rysunku). Gaz wychodzacy z regeneratora 15 linia 22 jest bogaty w H2S i nadaje sie do stosowania w procesie Clausa. Regenerowany rozpuszczalnik opuszcza regene¬ rator 15 linia 3, wymienia cieplo w wymienniku ciepla 23 ze wzbogaconym rozpuszczalnikiem w linii 16 i jest podawany do absorberów 2,10 i 17.Przyklad. Podane liczby odnosza'sie do rysunku. 10000 kmol/h mieszaniny gazów zawierajacej 171 kmol H2S, 4431 kmol C02, 2775 kmol CO, 2578 kmol H2, 37 kmol N2 i 8 kmol COS, wprowadza siew temperaturze 40°C i przy cisnieniu 44*105 Pa linia 1 do dna absorbera 2 (który wyposazony jest w 30 pólek za¬ worowych), i w przeciwpradzie kontaktuje sie ze zdesorbowanym rozpuszczalnikiem zawierajacym 50% wag. me- tylodietanoloaminy, 25% wag. sulfolanu i 25% wag. wody, który wprowadza sie w temperaturze 40°C linia 3 w ilosci 155 m3/h u wierzcholka kolumny i z rozpuszczalnikiem czesciowo zdesorbowanym, który zawiera 617 kmol/h C02 i 75 kmol/h H2S i jest wprowadzany w temperaturze 40°C i pod cisnieniem 43,7*105 Pa w ilo¬ sci 615 m3/h linia 4 na trzecia pólke od powyzszej. Oczyszczany gaz w ilosci 8704,8 kmol/h zlozony z 3358 kmol C02, 2753 kmol CO, 2556 kmol H2, 37 kmol N2, 0,8 kmol COS i zawierajacy mniej niz 200 ppm obj. H2S opuszcza absorber 2 linia 4.Wzbogacony rozpuszczalnik jest usuwany z absorbera 2 linia 6 w temperaturze 68°C i pod cisnieniem 44-105 Pa w ilosci 770 m3/h. Rozpuszczalnik zawiera 246 kmol/h H2S i 1690 kmol/h C02. Jest ogrzewany w podgrzewaczu 7 niskocisnieniowa para i rozprezany w naczyniu do rozprezania 8 do cisnienia 1,5*105 Pa i tem¬ peratury 60°C. Uwolnione gazy sa podawane linia 9 do absorbera 10 i kontaktowane w temperaturze 40°C i 1,4*105 Pa z 200 m3/h rozpuszczalnika zdesorbowanego dostarczanego linia 11. Gazy pochodzace z absorbera 10 sa kierowane linia 12 do kolumny odpedowej 13, do której jest doprowadzany linia 14 wzbogacony rozpuszczal¬ nik w ilosci 14615 m3/h otrzymany w naczyniu do rozprezania 8 i zawierajacy 140 kmol/h H2S i 617 kmol/h139 021 5 C02. Pozostaly wzbogacony rozpuszczalnik z naczynia do rozprezania 8 Wymienia cieplo w wymienniku 23 2 rozpuszczalnikiem zdesorbowanym i Mnia 16 podawany jest do regeneratora 15. Czesciowo zdesorbowany roz¬ puszczalnik otrzymany z kolumny odpedowej 13 jest wprowadzany do absorbera 2 linia 4 w ilosci, w temperatu¬ rze i pod cisnieniem wymienionymi powyzej. Gaz wychodzacy z kolumny odpedowej 13 jest kierowany linia 18 i wprowadzany do absorbera 17, w którym kontaktuje sie z 252 m3/h zdesorbowanego rozpuszczalnika doprowa¬ dzanego linia 19 w temperaturze 30°C pod cisnieniem 1,1 x 10s Pa. Linia 20 wychodzi 770,5 kmol/h gazu, który stanowi 0,3 kmol H2S, 725,5kmol C02,22kmol CO, 22 kmol H2 i0,7kmol COS. Wzbogacany rozpuszczalnik otrzy¬ many z absorbera 17 wilosci 252m3/h, zawierajacy 68,9 kmol/h H2S i 120kmol/h C02 laczy sie ze wzbogaconymi rozpuszczalnikami pochodzacymi z naczynia do rozprezania 8 i absorbera tO (razem 607 m3/hH kieruje linia 16 do regeneratora 15, który jest ogrzewany para. Gaz w ilosci 530,5 kmol/h, który opuszcza regenerator 15 linia 22 zawiera 176,5 kmol H2S, 353,3 kmol C02 i 0,7 kmol COS. Ilosc H2S wynosi 33% molowych. Regenerowany rozpuszczalnik w ilosci 607 m3/h wymienia cieplo w wymienniku ciepla 23 z rozpuszczalnikiem wzbogaconym w linii 16 i jest kierowany linia 3 do absorbera 2 w ilosci 155 m3/h, do absorbera 10 linia 11 w ilosci 200 m3/h i do absorbera 17 linia 19 w ilosci 252 m3/h.Przyklad porównawczy. 10000 kmol/h mieszaniny gazów stosowanej w przykladzie wprowa¬ dzono w temperaturze 40°C do dolnej czesci absorbera wyposazonego w 20 pólek zaworowych i kontaktowano w przeciwpradzie z rozpuszczalnikiem zdesorbowanym zawierajacym 45% wag. diizopropenoloaminy, 40% wag. sulfolanu i 16% wag. wody, wprowadzonym w temperaturze 40°C na górze absorbera w ilosci 1675 m3/h w celu otrzymania oczyszczonego gazu zawierajacego mniej niz 200 ppm H2S. Po godzinie oczyszczony gaz zawiera 1680 kmol CO* .Wzbogacony rozpuszczalnik regeneruje sie przez odpedzenie za pomoca pary otrzymujac gaz za¬ wierajacy 2751 kmol/h CO* M71 kmol/hMjS. Mosc H2Swynosi 5W molowych.Ilosc wzbogaconego rozpuszczalnika poddawanego regeneracji (1675 m3/h) jest znacznie wieksza niz w przykladzie (607 m3/h) tak, ze do regeneracji potrzebna jest wieksza ilosc pary. Oprócz tego mieszanina C02 t H2S otrzymana w etapie regeneracji nie nadaje sie do stosowania w procesie Clausa, poniewaz zawartosc H2S jest nieodpowiednia. Aby otrzymac gaz odpowiedni do zastosowani*w procesie Clausa potrzebne jest dalsze wzboga¬ canie w H2 S w etapach absorpcji i regeneracji odpowiednim rozpuszczalnikiem tej mieszaniny.Zastrzezenia patentowe 1. Sposób usuwania H2S i C02 z mieszaniny gazów z równoczesnym wytwarzaniem gazu zawierajacego H2S, który nadaje sie do stosowania w procesie Clausa, przy czym mieszanine gazów kontaktuje sie w podwyz¬ szonym cisnieniu, w przeciwpradzie z rozpuszczalnikiem zdesorbowanym zawierajacym trzeciorzedowa amine i fizyczny absorbent, znamienny tym, ze otrzymany wzbogacony rozpuszczalnik odparowuje sie przez rozprezenie cieczy do cisnienia nizszego od sumy cisnien czastkowych C02 i H2S we wzbogaconym rozpuszczal¬ niku w danej temperaturze, gaz zawierajacy H2 S i C02 uwolniony w etapie rozprezania kontaktuje sie w przeciw¬ pradzie z rozpuszczalnikiem zdesorbowanym w warunkach selektywnych dla usuwania H2S a otrzymany wzbo¬ gacony rozpuszczalnik regeneruje sie otrzymujac'rozpuszczalnik zdesorbowany, czesc wzbogaconego rozpusz¬ czalnika otrzymanego w etapie rozprezania cieczy regeneruje sie otrzymujac rozpuszczalnik zdesorbowany, czesc wzbogaconego rozpuszczalnika otrzymanego w etapie rozprezania cieczy odpedza sie za pomoca gazu otrzyma¬ nego w etapie kontaktowania gazu uwolnionego przez rozprezenie, zawierajacego H2S i C02 ze zdesorbowanym rozpuszczalnikiem w warunkach selektywnych dla usuwania H2S i odpedzony rozpuszczalnik wprowadza sie ja¬ ko czesciowo zdesorbowany rozpuszczalnik do etapu kontaktowania mieszaniny gazów z rozpuszczalnikiem zde¬ sorbowanym w miejscu blizszym do miejsca wprowadzania mieszaniny gazów niz rozpuszczalnik zdesorbowany a gaz otrzymany po odpedzeniu wzbogaconego rozpuszczalnika za pomoca gazu otrzymanego w etapie kontakto¬ wania gazu zawierajacego H2S i C02 ze zdesorbowanym rozpuszczalnikiem w warunkach selektywnych dla usu¬ wania H2S, kontaktuje sie w przeciwpradzie ze zdesorbowanym rozpuszczalnikiem w warunkach selektywnych dla usuwania H2S i wzbogacony rozpuszczalnik otrzymany w tym ostatnim etapie regeneruje sie otrzymujac roz¬ puszczalnik zdesorbowany a gaz pochodzacy ze wszystkich etapów regeneracji zawierajacy H2S nadaje sie do sto¬ sowania w procesieClausa. ^ 2. Sposób wedlug zastrz. 1, znamienny tym, ze stosuje sie rozpuszczalnik zawierajacy wode. 3. Sposób wedlug zastrz. 1 albo 2, znamienny t y m, ze jako trzeciorzedowa amine stosuje sie amine alifatyczna zawierajaca co najmniej Jedna grupe hydroksyalkilowa w czasteczce. 4. Sposób wedlug zastrz, 3, znamienny tym, ze jako trzeciorzedowa amine stosuje sie metylodie- tanoloamine. 5. Sposób wedlug zastrz. 1 albo 2 albo 4, znamienny tym, ze jako fizyczny absorbent stosuje sie 1,1 -ditlenek tetrahydrotiofenu. 6. Sposób wedlug zastrz. 1 albo 2 albo 4, znamienny tym, ze stosuje sie rozpuszczalnik zawiera¬ jacy metylodietanoloamine, 1,1 -ditlenek tetrahydrotiofenu i wode.6 139 021 7. Sposób wedlug zastrz. 6, znamienny t y m, ze stosuje sie rozpuszczalnik zawierajacy od 10 do 60% wagowych metylodietanoloaminy, od 15 do 55% wagowych 1,1-ditlenku tetrahydrotiofenu i od 5 do 35% wagowych wody. 8. Sposób wedlug zastrz. 1 albo 2 albo 4 albo 7, znamienny tym, ze poczatkowa mieszanine ga¬ zów kontaktuje sie z rozpuszczalnikiem zdesorbowanym w strefie kontaktowania, w której znajduje sie od 15 do 80 warstw kontaktowania. 9. Sposób wedlug zastrz. 1 albo 2 albo 4 albo 7, znamienny tym, ze kontaktowanie poczatkowej mieszaniny gazów z rozpuszczalnikiem zdesorbowanym prowadzi sie w temperaturze w zakresie od 20 do 80°C. 10. Sposób wedlug zastrz. 1 albo 2 albo 4 albo 7, znamienny tym, ze kontaktowanie poczatko¬ wej mieszaniny gazów z rozpuszczalnikiem zdesorbowanym prowadzi sie pod cisnieniem w zakresie od 20* 105 Pa do100«10sPa. 11. Sposób wedlug zastrz. 1 albo 2 albo 4 albo 7, znamienny tym, ze wzbogacony rozpuszczalnik rozpreza sie do cisnienia atmosferycznego. 12. Sposób wedlug zastrz. 1 albo 2 albo 4 albo 7, znamienny tym, ze rozprezanie cieczy do cis¬ nienia nizszego od sumy cisnien czastkowych C02 i H2S we wzbogaconym rozpuszczalniku prowadzi sie w tem¬ peraturze w zakresie od 60 do 90°C. 13. Sposób wedlug zastrz. 1 albo 2 albo 4 albo 7, znamienny tym, ze gaz zawierajacy H2S i C02 uwolniony w etapie rozprezania cieczy do cisnienia nizszego od sumy cisnien czastkowych C02 i H2S we wzbo¬ gaconym rozpuszczalniku i gaz otrzymany przez odpedzenie czesci wzbogaconego rozpuszczalnika otrzymanego po rozprezaniu cieczy, kontaktuje sie z rozpuszczalnikiem zdesorbowanym w przeciwpradzie w kolumnie pól¬ kowej wyposazonej w co najmniej 25 pólek przy szybkosci gazu co najmniej 0,5 m/sek. 14. Sposób wedlug zastrz. 1 albo 2 albo 4 albo 7, znamienny tym, ze kontaktowanie gazu z roz¬ puszczalnikiem zdesorbowanym w warunkach selektywnych dla usuwania H2S prowadzi sie w temperaturze w zakresie od 15 do 50°C. 15. Sposób wedlug zastrz. 1 albo 2 albo 4 albo 7, znamienny tym, ze wzbogacone rozpuszczalni¬ ki pochodzace z etapów, po których beda poddawane regeneracji, laczy sie i regeneruje razem. 16. Sposób wedlug zastrz. 1 albo 2 albo 4 albo 7, znamienny tym, ze regeneracje prowadzi sie przez ogrzewanie wzbogaconego rozpuszczalnika w kolumnie regeneracyjnej za pomoca pary, w temperaturze w zakresie od 80 do 160°C. 17. Sposób wedlug zastrz. 1 albo 2 albo 4 albo 7, znamienny tym, ze regenerowany rozpuszczal¬ nik poddaje sie wymianie ciepla z rozpuszczalnikiem wzbogaconym wychodzacym z etapu rozprezania cieczy i/lub z etapu kontaktowania poczatkowej mieszaniny gazów z rozpuszczalnikiem zdesorbowanym, przed wprowa¬ dzeniem do etapu kontaktowania poczatkowej mieszaniny gazów z rozpuszczalnikiem zdesorbowanym i do eta¬ pów kontaktowania gazów zawierajacych H2S i C02 z rozpuszczalnikiem zdesorbowanym w warunkach selek¬ tywnych dla usuwania H2S.139 021 PL PL PL
Claims (17)
1.Zastrzezenia patentowe 1. Sposób usuwania H2S i C02 z mieszaniny gazów z równoczesnym wytwarzaniem gazu zawierajacego H2S, który nadaje sie do stosowania w procesie Clausa, przy czym mieszanine gazów kontaktuje sie w podwyz¬ szonym cisnieniu, w przeciwpradzie z rozpuszczalnikiem zdesorbowanym zawierajacym trzeciorzedowa amine i fizyczny absorbent, znamienny tym, ze otrzymany wzbogacony rozpuszczalnik odparowuje sie przez rozprezenie cieczy do cisnienia nizszego od sumy cisnien czastkowych C02 i H2S we wzbogaconym rozpuszczal¬ niku w danej temperaturze, gaz zawierajacy H2 S i C02 uwolniony w etapie rozprezania kontaktuje sie w przeciw¬ pradzie z rozpuszczalnikiem zdesorbowanym w warunkach selektywnych dla usuwania H2S a otrzymany wzbo¬ gacony rozpuszczalnik regeneruje sie otrzymujac'rozpuszczalnik zdesorbowany, czesc wzbogaconego rozpusz¬ czalnika otrzymanego w etapie rozprezania cieczy regeneruje sie otrzymujac rozpuszczalnik zdesorbowany, czesc wzbogaconego rozpuszczalnika otrzymanego w etapie rozprezania cieczy odpedza sie za pomoca gazu otrzyma¬ nego w etapie kontaktowania gazu uwolnionego przez rozprezenie, zawierajacego H2S i C02 ze zdesorbowanym rozpuszczalnikiem w warunkach selektywnych dla usuwania H2S i odpedzony rozpuszczalnik wprowadza sie ja¬ ko czesciowo zdesorbowany rozpuszczalnik do etapu kontaktowania mieszaniny gazów z rozpuszczalnikiem zde¬ sorbowanym w miejscu blizszym do miejsca wprowadzania mieszaniny gazów niz rozpuszczalnik zdesorbowany a gaz otrzymany po odpedzeniu wzbogaconego rozpuszczalnika za pomoca gazu otrzymanego w etapie kontakto¬ wania gazu zawierajacego H2S i C02 ze zdesorbowanym rozpuszczalnikiem w warunkach selektywnych dla usu¬ wania H2S, kontaktuje sie w przeciwpradzie ze zdesorbowanym rozpuszczalnikiem w warunkach selektywnych dla usuwania H2S i wzbogacony rozpuszczalnik otrzymany w tym ostatnim etapie regeneruje sie otrzymujac roz¬ puszczalnik zdesorbowany a gaz pochodzacy ze wszystkich etapów regeneracji zawierajacy H2S nadaje sie do sto¬ sowania w procesieClausa. ^
2. Sposób wedlug zastrz. 1, znamienny tym, ze stosuje sie rozpuszczalnik zawierajacy wode.
3. Sposób wedlug zastrz. 1 albo 2, znamienny t y m, ze jako trzeciorzedowa amine stosuje sie amine alifatyczna zawierajaca co najmniej Jedna grupe hydroksyalkilowa w czasteczce.
4. Sposób wedlug zastrz, 3, znamienny tym, ze jako trzeciorzedowa amine stosuje sie metylodie- tanoloamine.
5. Sposób wedlug zastrz. 1 albo 2 albo 4, znamienny tym, ze jako fizyczny absorbent stosuje sie 1,1 -ditlenek tetrahydrotiofenu.
6. Sposób wedlug zastrz. 1 albo 2 albo 4, znamienny tym, ze stosuje sie rozpuszczalnik zawiera¬ jacy metylodietanoloamine, 1,1 -ditlenek tetrahydrotiofenu i wode.6 139 0217.
7.Sposób wedlug zastrz. 6, znamienny t y m, ze stosuje sie rozpuszczalnik zawierajacy od 10 do 60% wagowych metylodietanoloaminy, od 15 do 55% wagowych 1,1-ditlenku tetrahydrotiofenu i od 5 do 35% wagowych wody.
8. Sposób wedlug zastrz. 1 albo 2 albo 4 albo 7, znamienny tym, ze poczatkowa mieszanine ga¬ zów kontaktuje sie z rozpuszczalnikiem zdesorbowanym w strefie kontaktowania, w której znajduje sie od 15 do 80 warstw kontaktowania.
9. Sposób wedlug zastrz. 1 albo 2 albo 4 albo 7, znamienny tym, ze kontaktowanie poczatkowej mieszaniny gazów z rozpuszczalnikiem zdesorbowanym prowadzi sie w temperaturze w zakresie od 20 do 80°C.
10. Sposób wedlug zastrz. 1 albo 2 albo 4 albo 7, znamienny tym, ze kontaktowanie poczatko¬ wej mieszaniny gazów z rozpuszczalnikiem zdesorbowanym prowadzi sie pod cisnieniem w zakresie od 20* 105 Pa do100«10sPa.
11. Sposób wedlug zastrz. 1 albo 2 albo 4 albo 7, znamienny tym, ze wzbogacony rozpuszczalnik rozpreza sie do cisnienia atmosferycznego.
12. Sposób wedlug zastrz. 1 albo 2 albo 4 albo 7, znamienny tym, ze rozprezanie cieczy do cis¬ nienia nizszego od sumy cisnien czastkowych C02 i H2S we wzbogaconym rozpuszczalniku prowadzi sie w tem¬ peraturze w zakresie od 60 do 90°C.
13. Sposób wedlug zastrz. 1 albo 2 albo 4 albo 7, znamienny tym, ze gaz zawierajacy H2S i C02 uwolniony w etapie rozprezania cieczy do cisnienia nizszego od sumy cisnien czastkowych C02 i H2S we wzbo¬ gaconym rozpuszczalniku i gaz otrzymany przez odpedzenie czesci wzbogaconego rozpuszczalnika otrzymanego po rozprezaniu cieczy, kontaktuje sie z rozpuszczalnikiem zdesorbowanym w przeciwpradzie w kolumnie pól¬ kowej wyposazonej w co najmniej 25 pólek przy szybkosci gazu co najmniej 0,5 m/sek.
14. Sposób wedlug zastrz. 1 albo 2 albo 4 albo 7, znamienny tym, ze kontaktowanie gazu z roz¬ puszczalnikiem zdesorbowanym w warunkach selektywnych dla usuwania H2S prowadzi sie w temperaturze w zakresie od 15 do 50°C.
15. Sposób wedlug zastrz. 1 albo 2 albo 4 albo 7, znamienny tym, ze wzbogacone rozpuszczalni¬ ki pochodzace z etapów, po których beda poddawane regeneracji, laczy sie i regeneruje razem.
16. Sposób wedlug zastrz. 1 albo 2 albo 4 albo 7, znamienny tym, ze regeneracje prowadzi sie przez ogrzewanie wzbogaconego rozpuszczalnika w kolumnie regeneracyjnej za pomoca pary, w temperaturze w zakresie od 80 do 160°C.
17. Sposób wedlug zastrz. 1 albo 2 albo 4 albo 7, znamienny tym, ze regenerowany rozpuszczal¬ nik poddaje sie wymianie ciepla z rozpuszczalnikiem wzbogaconym wychodzacym z etapu rozprezania cieczy i/lub z etapu kontaktowania poczatkowej mieszaniny gazów z rozpuszczalnikiem zdesorbowanym, przed wprowa¬ dzeniem do etapu kontaktowania poczatkowej mieszaniny gazów z rozpuszczalnikiem zdesorbowanym i do eta¬ pów kontaktowania gazów zawierajacych H2S i C02 z rozpuszczalnikiem zdesorbowanym w warunkach selek¬ tywnych dla usuwania H2S.139 021 PL PL PL
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| GB8118300 | 1981-06-15 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| PL236912A1 PL236912A1 (en) | 1983-02-14 |
| PL139021B1 true PL139021B1 (en) | 1986-11-29 |
Family
ID=10522504
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| PL1982236912A PL139021B1 (en) | 1981-06-15 | 1982-06-14 | Method of removing h2s and co 2 from mixtures of gases |
Country Status (21)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US4397660A (pl) |
| JP (1) | JPS57209627A (pl) |
| KR (1) | KR890003700B1 (pl) |
| AU (1) | AU548126B2 (pl) |
| BE (1) | BE893385A (pl) |
| BR (1) | BR8203475A (pl) |
| CA (1) | CA1182280A (pl) |
| DD (1) | DD202276A5 (pl) |
| DE (1) | DE3222282C2 (pl) |
| DK (1) | DK162193C (pl) |
| DZ (1) | DZ430A1 (pl) |
| ES (1) | ES8304517A1 (pl) |
| FR (1) | FR2507499A1 (pl) |
| GB (1) | GB2103646B (pl) |
| IN (1) | IN157514B (pl) |
| IT (1) | IT1190869B (pl) |
| NL (1) | NL193400C (pl) |
| NO (1) | NO154786C (pl) |
| NZ (1) | NZ200952A (pl) |
| PL (1) | PL139021B1 (pl) |
| SU (1) | SU1537125A3 (pl) |
Families Citing this family (38)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| IT1177325B (it) * | 1984-11-26 | 1987-08-26 | Snam Progetti | Procedimento per la rimozione selettiva dell'idrogeno solforato da miscele gassose contenenti anche anidride carbonica |
| JPS61207494A (ja) * | 1985-03-12 | 1986-09-13 | Jgc Corp | Ｈ↓２ｓ及びｃｏ↓２が共存するガスの脱硫法 |
| NL8600030A (nl) * | 1986-01-09 | 1987-08-03 | Shell Int Research | Verwijderen van zure gassen uit een gasmengsel. |
| US4749555A (en) * | 1986-10-02 | 1988-06-07 | Shell Oil Company | Process for the selective removal of hydrogen sulphide and carbonyl sulfide from light hydrocarbon gases containing carbon dioxide |
| US5061465A (en) * | 1989-08-24 | 1991-10-29 | Phillips Petroleum Company | Bulk CO2 recovery process |
| FR2722110B1 (fr) * | 1994-07-08 | 1996-08-30 | Inst Francais Du Petrole | Procede de desacidification d'un gaz pour production de gaz acides concentres |
| US5556606A (en) * | 1994-10-07 | 1996-09-17 | Khanmamedov; Tofik K. | Method and apparatus for controlling the hydrogen sulfide concentration in the acid gas feedstock of a sulfur recovery unit |
| DE10208253A1 (de) * | 2002-02-26 | 2003-09-04 | Lurgi Ag | Verfahren zur Entfernung von Merkaptan aus Rohgas |
| EP1565248A1 (en) | 2002-11-28 | 2005-08-24 | Shell Internationale Researchmaatschappij B.V. | Process for removing sulphur compounds including hydrogen sulphide and mercaptans from gas streams |
| US8049044B2 (en) * | 2002-12-23 | 2011-11-01 | Shell Oil Company | Remediation process and apparatus |
| DE10313438A1 (de) * | 2003-03-26 | 2004-11-04 | Uhde Gmbh | Verfahren zur selektiven Entfernung von Schwefelwasserstoff und CO2 aus Rohgas |
| EP1874435B1 (en) * | 2005-04-29 | 2015-06-03 | Fluor Technologies Corporation | Configurations and methods for acid gas absorption and solvent regeneration |
| WO2006120223A1 (en) | 2005-05-13 | 2006-11-16 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Removal of carbon dioxide from a gas stream |
| DE102005030028A1 (de) * | 2005-06-27 | 2006-12-28 | Uhde Gmbh | Verfahren und Vorrichtung zur Absorption von Sauergas aus Erdgas |
| NO333560B1 (no) * | 2006-11-24 | 2013-07-08 | Aker Clean Carbon As | Fremgangsmåte og regenerator for regenerering av flytende CO2 absorbent. |
| NO333144B1 (no) | 2006-11-24 | 2013-03-18 | Aker Clean Carbon As | Fremgangsmåte og regenerator for regenerering av absorbent som har absorbert CO2 |
| ES2393266T3 (es) * | 2007-02-22 | 2012-12-19 | Fluor Technologies Corporation | Configuraciones para la producción de dióxido de carbono e hidrógeno a partir de corrientes de gasificación |
| NO332158B1 (no) * | 2007-03-05 | 2012-07-09 | Aker Clean Carbon As | Fremgangsmåte for fjerning av CO2 fra en eksosgass |
| NO20071983L (no) * | 2007-04-18 | 2008-10-20 | Aker Clean Carbon As | Fremgangsmate og anlegg for CO2-innfanging |
| NO336193B1 (no) | 2007-09-14 | 2015-06-08 | Aker Engineering & Technology | Forbedret fremgangsmåte ved regenerering av absorbent |
| US8454726B2 (en) * | 2008-02-28 | 2013-06-04 | Aker Clean Carbon As | CO2 absorbent and method for CO2 capture |
| DE102008025224A1 (de) * | 2008-05-27 | 2009-12-03 | Linde Ag | Aminwäsche |
| US8696797B2 (en) * | 2008-05-30 | 2014-04-15 | General Electric Company | Carbon dioxide removal from synthesis gas at elevated pressure |
| US20100219061A1 (en) * | 2009-03-02 | 2010-09-02 | Saudi Arabian Oil Company | Enhancement of acid gas enrichment process |
| NO332812B1 (no) | 2009-03-13 | 2013-01-21 | Aker Clean Carbon As | Amin utslippskontroll |
| WO2010121895A1 (en) * | 2009-03-30 | 2010-10-28 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Process for producing purified synthesis gas |
| DE102009018444A1 (de) * | 2009-04-22 | 2010-10-28 | Uhde Gmbh | Verfahren zur Entfernung von sauren Gaskomponenten aus einem Gasgemisch |
| US20100132552A1 (en) * | 2009-07-08 | 2010-06-03 | Lechnick William J | Zone or process for improving an efficiency thereof |
| EP2536481A4 (en) * | 2010-02-17 | 2014-02-19 | Fluor Tech Corp | CONFIGURATIONS AND METHODS FOR REMOVAL OF HIGH PRESSURE ACID GAS IN THE PRODUCTION OF LOW SOFT SULFUR GAS |
| KR101151264B1 (ko) * | 2010-04-29 | 2012-06-14 | 한국에너지기술연구원 | 황화수소 흡수속도 및 흡수능을 향상시키는 흡수제 |
| CN103143233A (zh) * | 2011-12-06 | 2013-06-12 | 林德股份公司 | 从醇合成过程的残余气体去除酸性气体的方法 |
| US9671162B2 (en) | 2012-10-24 | 2017-06-06 | Fluor Technologies Corporation | Integration methods of gas processing plant and nitrogen rejection unit for high nitrogen feed gases |
| US10000713B2 (en) | 2013-12-12 | 2018-06-19 | Fluor Technologies Corporation | Configurations and methods of flexible CO2 removal |
| US9731243B2 (en) * | 2014-06-30 | 2017-08-15 | Uop Llc | Low pressure re-absorber and its integration with sulfur-rich solvent flash drum or sulfur-rich solvent stripper in an absorption unit |
| EP3501622B1 (de) * | 2017-12-22 | 2023-08-30 | L'air Liquide, Société Anonyme Pour L'Étude Et L'exploitation Des Procédés Georges Claude | Absorberkolonne und verfahren zur reinigung von rohsynthesegas |
| US11801472B2 (en) * | 2019-01-28 | 2023-10-31 | Saudi Arabian Oil Company | Amine sweetening in flash gas |
| FR3099710B1 (fr) * | 2019-08-08 | 2021-08-06 | Ifp Energies Now | Procédé de traitement de gaz par absorption utilisant une régénération du solvant par flash chaud optimisée thermiquement |
| RU2750797C1 (ru) * | 2020-11-03 | 2021-07-02 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Химтехпроект" | Способ разделения кислого газа на компоненты - сероводород и диоксид углерода |
Family Cites Families (22)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2237386A (en) * | 1937-12-21 | 1941-04-08 | Phillips Petroleum Co | Method of recovering hydrocarbons |
| US2814359A (en) * | 1955-01-25 | 1957-11-26 | Phillips Petroleum Co | Recovery of acetylene from gases containing it in small proportion |
| US3039251A (en) * | 1959-10-02 | 1962-06-19 | El Paso Natural Gas Prod | Products and process for purifying gases |
| US3236029A (en) * | 1962-10-15 | 1966-02-22 | Phillips Petroleum Co | Recovery of hydrocarbons |
| US3208199A (en) * | 1962-10-16 | 1965-09-28 | Sun Oil Co | Method for recovering hydrogen from light gaseous materials |
| US3347621A (en) * | 1964-11-02 | 1967-10-17 | Shell Oil Co | Method of separating acidic gases from gaseous mixtures |
| US3475329A (en) * | 1966-03-21 | 1969-10-28 | Phillips Petroleum Co | Absorption of sulfur dioxide from mixtures with sulfolane |
| US3502428A (en) * | 1966-10-12 | 1970-03-24 | Lummus Co | Purification of gases |
| US3737392A (en) * | 1969-06-11 | 1973-06-05 | Allied Chem | Solvent composition useful in acid gas removal from gas mixtures |
| US3664091A (en) * | 1969-06-27 | 1972-05-23 | Fish Engineering & Constructio | Process and system for removing acid gas from natural gas |
| US3656887A (en) * | 1969-08-21 | 1972-04-18 | Chevron Res | Method of removing hydrogen sulfide from gaseous mixtures |
| US3719749A (en) * | 1971-02-16 | 1973-03-06 | Chevron Res | Hydrogen production |
| DE2226215C3 (de) * | 1972-05-30 | 1975-09-25 | Metallgesellschaft Ag, 6000 Frankfurt | Verfahren zur Regeneration eines beladenen Absorptionsmittels, das beim Auswaschen von sauren Komponenten aus Gasen anfällt |
| US3965244A (en) * | 1974-11-27 | 1976-06-22 | Shell Oil Company | Selective removal of sulfur compounds from acid gas mixtures containing significant quantities of carbonyl sulfide |
| US3989811A (en) * | 1975-01-30 | 1976-11-02 | Shell Oil Company | Process for recovering sulfur from fuel gases containing hydrogen sulfide, carbon dioxide, and carbonyl sulfide |
| US4025322A (en) * | 1975-05-19 | 1977-05-24 | Shell Oil Company | Removal of hydrocarbons and water from acid gas streams |
| DE2548700C2 (de) * | 1975-10-30 | 1982-04-01 | Linde Ag, 6200 Wiesbaden | Verfahren und Vorrichtung zur Wasserstoffreinigung unter gleichzeitiger Kohlendioxidgewinnung |
| DE2551717C3 (de) * | 1975-11-18 | 1980-11-13 | Basf Ag, 6700 Ludwigshafen | und ggf. COS aus Gasen |
| GB1589231A (en) * | 1977-04-21 | 1981-05-07 | Shell Int Research | Process for the removal of acidic gases |
| US4184855A (en) * | 1977-12-29 | 1980-01-22 | Union Carbide Corporation | Process for CO2 removal |
| NL8001886A (nl) * | 1980-03-31 | 1981-11-02 | Shell Int Research | Werkwijze voor het verwijderen van zure gassen uit een in hoofdzaak uit methaan bestaand gasmengsel. |
| US4289738A (en) * | 1980-07-22 | 1981-09-15 | The Dow Chemical Company | Process for removing H2 S from sour gases with generation of a Claus feed gas |
-
1982
- 1982-04-12 US US06/367,489 patent/US4397660A/en not_active Expired - Fee Related
- 1982-05-20 CA CA000403380A patent/CA1182280A/en not_active Expired
- 1982-05-28 NL NL8202184A patent/NL193400C/nl not_active IP Right Cessation
- 1982-06-02 BE BE1/10524A patent/BE893385A/nl not_active IP Right Cessation
- 1982-06-11 AU AU84847/82A patent/AU548126B2/en not_active Ceased
- 1982-06-11 GB GB08217025A patent/GB2103646B/en not_active Expired
- 1982-06-12 KR KR8202621A patent/KR890003700B1/ko active
- 1982-06-14 BR BR8203475A patent/BR8203475A/pt not_active IP Right Cessation
- 1982-06-14 NO NO821969A patent/NO154786C/no not_active IP Right Cessation
- 1982-06-14 PL PL1982236912A patent/PL139021B1/pl unknown
- 1982-06-14 NZ NZ200952A patent/NZ200952A/en unknown
- 1982-06-14 DE DE3222282A patent/DE3222282C2/de not_active Expired - Lifetime
- 1982-06-14 DD DD82240720A patent/DD202276A5/de not_active IP Right Cessation
- 1982-06-14 JP JP57100793A patent/JPS57209627A/ja active Granted
- 1982-06-14 FR FR8210322A patent/FR2507499A1/fr active Granted
- 1982-06-14 IN IN681/CAL/82A patent/IN157514B/en unknown
- 1982-06-14 DK DK266482A patent/DK162193C/da not_active IP Right Cessation
- 1982-06-14 SU SU823450444A patent/SU1537125A3/ru active
- 1982-06-14 ES ES513053A patent/ES8304517A1/es not_active Expired
- 1982-06-14 IT IT21852/82A patent/IT1190869B/it active
- 1982-07-14 DZ DZ826564A patent/DZ430A1/fr active
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| NZ200952A (en) | 1985-05-31 |
| KR840000264A (ko) | 1984-02-18 |
| FR2507499A1 (fr) | 1982-12-17 |
| DZ430A1 (fr) | 2004-09-13 |
| BE893385A (nl) | 1982-12-02 |
| KR890003700B1 (ko) | 1989-09-30 |
| PL236912A1 (en) | 1983-02-14 |
| DK162193C (da) | 1992-02-17 |
| ES513053A0 (es) | 1983-03-01 |
| NO821969L (no) | 1982-12-16 |
| JPS57209627A (en) | 1982-12-23 |
| IT1190869B (it) | 1988-02-24 |
| NL193400C (nl) | 1999-09-06 |
| IT8221852A0 (it) | 1982-06-14 |
| NO154786B (no) | 1986-09-15 |
| ES8304517A1 (es) | 1983-03-01 |
| IN157514B (pl) | 1986-04-12 |
| GB2103646A (en) | 1983-02-23 |
| DK266482A (da) | 1982-12-16 |
| DK162193B (da) | 1991-09-30 |
| SU1537125A3 (ru) | 1990-01-15 |
| US4397660A (en) | 1983-08-09 |
| NO154786C (no) | 1986-12-29 |
| DD202276A5 (de) | 1983-09-07 |
| FR2507499B1 (pl) | 1985-01-18 |
| JPH0218130B2 (pl) | 1990-04-24 |
| NL8202184A (nl) | 1983-01-03 |
| DE3222282C2 (de) | 1997-10-16 |
| CA1182280A (en) | 1985-02-12 |
| GB2103646B (en) | 1984-04-18 |
| BR8203475A (pt) | 1983-06-07 |
| AU548126B2 (en) | 1985-11-21 |
| AU8484782A (en) | 1982-12-23 |
| NL193400B (nl) | 1999-05-03 |
| DE3222282A1 (de) | 1982-12-30 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| PL139021B1 (en) | Method of removing h2s and co 2 from mixtures of gases | |
| US4372925A (en) | Process for the removal of acid gases from gas mixtures containing methane | |
| RU2545273C2 (ru) | Способ и устройство для обработки обогащенного диоксидом углерода кислого газа в процессе клауса | |
| US4153674A (en) | Sulfur recovery from gases rich in H2 S and CO2 as well as COS or organic sulfur | |
| US3965244A (en) | Selective removal of sulfur compounds from acid gas mixtures containing significant quantities of carbonyl sulfide | |
| US4080424A (en) | Process for acid gas removal from gaseous mixtures | |
| US4368059A (en) | Process of removing H2 S, CO2, COS and mercaptans from gases by absorption | |
| US5750083A (en) | Method for the removal of hydrogen sulfide present in gases | |
| US4919912A (en) | Process for the treatment of sulfur containing gases | |
| US4241032A (en) | Process for the removal of hydrogen sulfide from gas streams | |
| US3324627A (en) | Process for the purification of gases | |
| CA2342136A1 (en) | Treatment of gas streams containing hydrogen sulphide | |
| US4356161A (en) | Process for reducing the total sulfur content of a high CO2 -content feed gas | |
| NL193746C (nl) | Werkwijze voor het verwijderen van CO#2 en eventueel aanwezig H#2S uit een gasmengsel. | |
| EA001297B1 (ru) | Селективное удаление и регенерация двуокиси серы из газообразных промышленных отходов путем применения фосфорорганических растворителей | |
| CN110997879B (zh) | 用溶剂吸收剂分离气体的方法 | |
| GB1589231A (en) | Process for the removal of acidic gases | |
| EP1456123A1 (en) | Method of recovering sulfurous components in a sulfur-recovery process | |
| US20130015406A1 (en) | Gas deacidizing method using an absorbent solution with release of a gaseous effluent from the absorbent solution and washing of the effluent with the regenerated absorbent solution | |
| US3363989A (en) | Method of removing sulfur containing gases from gaseous mixtures and recovering sulfur therefrom | |
| US4198387A (en) | Maintaining the selective removal of H2 S from a variably flowing gas stream containing H2 S and CO2 | |
| CA1099513A (en) | Method for the preparation of a gas mixture having a desired h.sub.2s/co.sub.2 ratio | |
| WO2003047730A1 (en) | Method for recovering sulfur from sour industrial gases | |
| US4071607A (en) | Process for producing sulfur | |
| JP2002504858A (ja) | オフガスの脱硫方法 |