RU2017135359A - Удаление ароматических углеводородов из бедного кислого газового сырья для получения серы - Google Patents

Удаление ароматических углеводородов из бедного кислого газового сырья для получения серы Download PDF

Info

Publication number
RU2017135359A
RU2017135359A RU2017135359A RU2017135359A RU2017135359A RU 2017135359 A RU2017135359 A RU 2017135359A RU 2017135359 A RU2017135359 A RU 2017135359A RU 2017135359 A RU2017135359 A RU 2017135359A RU 2017135359 A RU2017135359 A RU 2017135359A
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
gas
aromatic hydrocarbons
depleted
solution
reactor
Prior art date
Application number
RU2017135359A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2017135359A3 (ru
RU2705974C2 (ru
Inventor
Эмиль ФИЛЛАТР
Готье ПЕРДЮ
Бенуа МАРЕ
Original Assignee
Прозернат
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Прозернат filed Critical Прозернат
Publication of RU2017135359A publication Critical patent/RU2017135359A/ru
Publication of RU2017135359A3 publication Critical patent/RU2017135359A3/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2705974C2 publication Critical patent/RU2705974C2/ru

Links

Classifications

    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/14—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
    • B01D53/1406—Multiple stage absorption
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/14—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
    • 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
    • B01D53/1418—Recovery of products
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/14—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
    • B01D53/1456—Removing acid components
    • B01D53/1468—Removing hydrogen sulfide
    • 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
    • B01D53/1487—Removing organic compounds
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B17/00—Sulfur; Compounds thereof
    • C01B17/02—Preparation of sulfur; Purification
    • C01B17/04—Preparation of sulfur; Purification from gaseous sulfur compounds including gaseous sulfides
    • C01B17/0404—Preparation of sulfur; Purification from gaseous sulfur compounds including gaseous sulfides by processes comprising a dry catalytic conversion of hydrogen sulfide-containing gases, e.g. the Claus process
    • C01B17/0426—Preparation of sulfur; Purification from gaseous sulfur compounds including gaseous sulfides by processes comprising a dry catalytic conversion of hydrogen sulfide-containing gases, e.g. the Claus process characterised by the catalytic conversion
    • C01B17/043—Catalytic converters
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L3/00—Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
    • C10L3/06—Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by C10G, C10K3/02 or C10K3/04
    • C10L3/10—Working-up natural gas or synthetic natural gas
    • C10L3/101—Removal of contaminants
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2252/00—Absorbents, i.e. solvents and liquid materials for gas absorption
    • B01D2252/20—Organic absorbents
    • B01D2252/204—Amines
    • B01D2252/20431—Tertiary amines
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2252/00—Absorbents, i.e. solvents and liquid materials for gas absorption
    • B01D2252/20—Organic absorbents
    • B01D2252/204—Amines
    • B01D2252/20478—Alkanolamines
    • B01D2252/20489—Alkanolamines with two or more hydroxyl groups
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2256/00—Main component in the product gas stream after treatment
    • B01D2256/22—Carbon dioxide
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2257/00—Components to be removed
    • B01D2257/70—Organic compounds not provided for in groups B01D2257/00 - B01D2257/602
    • B01D2257/702—Hydrocarbons
    • B01D2257/7022—Aliphatic hydrocarbons
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2257/00—Components to be removed
    • B01D2257/70—Organic compounds not provided for in groups B01D2257/00 - B01D2257/602
    • B01D2257/702—Hydrocarbons
    • B01D2257/7027—Aromatic hydrocarbons
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L2290/00—Fuel preparation or upgrading, processes or apparatus therefore, comprising specific process steps or apparatus units
    • C10L2290/12—Regeneration of a solvent, catalyst, adsorbent or any other component used to treat or prepare a fuel
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L2290/00—Fuel preparation or upgrading, processes or apparatus therefore, comprising specific process steps or apparatus units
    • C10L2290/54—Specific separation steps for separating fractions, components or impurities during preparation or upgrading of a fuel
    • C10L2290/541—Absorption of impurities during preparation or upgrading of a fuel
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L3/00—Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
    • C10L3/06—Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by C10G, C10K3/02 or C10K3/04
    • C10L3/10—Working-up natural gas or synthetic natural gas
    • C10L3/101—Removal of contaminants
    • C10L3/102—Removal of contaminants of acid contaminants
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L3/00—Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
    • C10L3/06—Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by C10G, C10K3/02 or C10K3/04
    • C10L3/10—Working-up natural gas or synthetic natural gas
    • C10L3/101—Removal of contaminants
    • C10L3/102—Removal of contaminants of acid contaminants
    • C10L3/103—Sulfur containing contaminants
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L3/00—Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
    • C10L3/06—Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by C10G, C10K3/02 or C10K3/04
    • C10L3/10—Working-up natural gas or synthetic natural gas
    • C10L3/101—Removal of contaminants
    • C10L3/102—Removal of contaminants of acid contaminants
    • C10L3/104—Carbon dioxide
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02C—CAPTURE, STORAGE, SEQUESTRATION OR DISPOSAL OF GREENHOUSE GASES [GHG]
    • Y02C20/00—Capture or disposal of greenhouse gases
    • Y02C20/40—Capture or disposal of greenhouse gases of CO2

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Analytical Chemistry (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Inorganic Chemistry (AREA)
  • Gas Separation By Absorption (AREA)
  • Treating Waste Gases (AREA)

Claims (46)

1. Способ удаления ароматических углеводородов, таких как бензол, толуол, этилбензол и ксилол (БТК), и алифатических углеводородов, имеющих четыре или более атома углерода (C4 +), из бедного кислого газа, содержащего CO2 и менее 20 мол.% H2S, при этом указанный способ включает:
а) контактирование потока (1) бедного кислого газа с селективным в отношении H2S раствором (29) жидкого абсорбента в первой зоне (2) абсорбции с получением газового потока (3), обедненного H2S и содержащего CO2, ароматические углеводороды и C4 + алифатические углеводороды, и раствора (4) абсорбента, обогащенного H2S, также содержащего совместно абсорбированные C4 + алифатические углеводороды, ароматические углеводороды и CO2,
b) введение раствора (4) абсорбента, обогащенного H2S, в зону (8) нетермического отпаривания, где он приводится в контакт с потоком (7) отпаривающего газа, предпочтительно топливного газа, с получением раствора (9) абсорбента, обедненного C4 + алифатическими углеводородами и ароматическими углеводородами и содержащего H2S и CO2, и потока (10) отпаривающего газа, обогащенного ароматическими углеводородами и C4 + алифатическими углеводородами, также содержащего H2S и CO2,
с) контактирование потока (10) отпаривающего газа, обогащенного ароматическими углеводородами и C4 + алифатическими углеводородами, также содержащего H2S и CO2, полученного на стадии b), с селективным в отношении H2S раствором (28) жидкого абсорбента во второй зоне (12) абсорбции с получением потока (13) отпаривающего газа, обедненного H2S и содержащего ароматические углеводороды, C4 + алифатические углеводороды и CO2, и раствора (14) абсорбента, обогащенного H2S, также содержащего совместно абсорбированные ароматические углеводороды, C4 + алифатические углеводороды и CO2, причем указанный селективный в отношении H2S раствор жидкого абсорбента предпочтительно является идентичным раствору, использованному на стадии а),
d) введение раствора (9) абсорбента, обедненного C4 + алифатическими углеводородами и ароматическими углеводородами, полученного на стадии b), в зону (16) десорбции, в которой извлекается селективный в отношении H2S раствор (17) жидкого абсорбента и получается бедный кислый газ (21), содержащий H2S и CO2, обедненный C4 + алифатическими углеводородами и ароматическими углеводородами.
2. Способ согласно предшествующему пункту, в котором отпаривающий газ (7), используемый в зоне (8) отпаривания, является горючим газом, соответствующим требованиям стандартов для горючих веществ, например, природным газом, водородом и/или сингазом, содержащим H2 и CO, и является горючим газом, используемым для работы инсинератора (33) и/или котлов-утилизаторов.
3. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором поток (1) бедного кислого газа содержит:
- от 75 до 99,925 мол.%. CO2,
- от 250 мол.ч/млн до 20 мол.%. H2S, предпочтительно от 500 мол.ч/млн до 15 мол.% H2S, более предпочтительно от 500 мол.ч/млн до 10 мол.% H2S и еще более предпочтительно от 500 мол.ч/млн до 5 мол.% H2S,
- от 500 мол.ч/млн до 5 мол.% C4 + алифатических углеводородов и ароматических углеводородов,
причем проценты выражены в пересчете на сухое вещество, в молях, относительно общего количества молей бедного кислого газа.
4. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором селективный в отношении H2S раствор жидкого абсорбента содержит:
- химический растворитель, такой как карбонат и фосфат щелочного металла, или алканоламины, предпочтительно в форме водных растворов,
- физический растворитель, такой как замещенный или незамещенный тетраметиленсульфон или тиогликоли,
или их смеси, такие как смесь алканоламинов и тиогликолей.
5. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором селективный в отношении H2S раствор жидкого абсорбента содержит амин, предпочтительно алканоламин, более предпочтительно третичный алканоламин или пространственно затрудненный алканоламин, и еще более предпочтительно метилдиэтаноламин (МДЭА).
6. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором селективный в отношении H2S раствор жидкого абсорбента содержит компоненты добавок, способные повышать селективность поглощения H2S по сравнению с CO2, как например, кислотные компоненты, такие как фосфорная кислота (H3PO4).
7. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором стадии а) и с) абсорбции проводят:
- при температуре, находящейся в диапазоне от 10°C до 100°C, предпочтительно от 30°C до 70°C и более предпочтительно от 40°C до 60°C, и
- при давлении, находящемся в диапазоне от 1 до 8 бар абс. (0,1-0,8 МПа), предпочтительно от 1,5 до 4 бар абс. (0,15-0,4 МПа).
8. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором нетермическое отпаривание на стадии b) осуществляют:
- при температуре, находящейся в диапазоне от 50°C до 150°C, предпочтительно от 60°C до 130°C и более предпочтительно от 70°C до 110°C, и
- при давлении, находящемся в диапазоне от 1 до 8 бар абс. (0,1-0,8 МПа), предпочтительно от 1,5 до 4 бар абс. (0,15-0,4 МПа).
9. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором раствор (14) абсорбента, обогащенный H2S, выходящий из второй зоны (12) абсорбции, рециркулируют обратно в зону (8) отпаривания для пополнения раствора (4) абсорбента, обогащенного H2S, и/или непосредственно вводят в зону (16) десорбции для пополнения раствора (9) абсорбента, обедненного ароматическими углеводородами, полученного на стадии b).
10. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором раствор (9) абсорбента, обедненный C4 + алифатическими углеводородами и ароматическими углеводородами, получаемый из зоны (8) отпаривания, пропускается через нагреватель (15) для повышения его температуры перед поступлением в зону десорбции.
11. Способ согласно предшествующему пункту, в котором повышение температуры в нагревателе (15) получают с помощью рециркуляции в нагреватель (15) по меньшей мере части регенерированного раствора (17) жидкого абсорбента, получаемого из зоны (16) десорбции.
12. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором раствор (4) абсорбента, обогащенный H2S, проходит через нагреватель (6) для повышения его температуры перед поступлением в зону (8) отпаривания.
13. Способ согласно предшествующему пункту, в котором повышение температуры в нагревателе (6) получают с помощью рециркуляции в нагреватель (6) по меньшей мере части селективного в отношении H2S раствора (17) жидкого абсорбента, полученного из зоны (16) десорбции и/или выходящего из теплообменника (15).
14. Способ согласно предшествующему пункту, в котором бедный кислый газ (21) или (26), обедненный ароматическими углеводородами, частично рециркулируют для пополнения потока (1) бедного кислого газа и/или для пополнения потока (10) отпаривающего газа, обогащенного H2S, CO2 и ароматическими углеводородами.
15. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором бедный кислый газ, содержащий CO2 и менее 20 мол.% H2S, получают в соответствии со способом, включающим:
а) контактирование природного газа, содержащего метан (CH4) и этан (C2H6), CO2, H2S и C4 + алифатические углеводороды и ароматические углеводороды, с раствором жидкого абсорбента в зоне абсорбции с образованием потока природного газа, обедненного H2S и CO2 и содержащего метан (CH4) и этан (C2H6), и раствора абсорбента, обогащенного H2S и CO2, а также содержащего совместно абсорбированные C4 + алифатические углеводороды и ароматические углеводороды, и
b) введение раствора абсорбента, обогащенного H2S и CO2, а также содержащего совместно абсорбированные C4 + алифатические углеводороды и ароматические углеводороды, в зону десорбции, в которой раствор жидкого абсорбента извлекают и получают бедный кислый газ, содержащий CO2 и менее 20 мол.% H2S.
16. Способ получения серы из бедного кислого газа, содержащего CO2 и менее 20 мол.% H2S, который включает:
i) предварительную очистку потока (1) бедного кислого газа для удаления ароматических углеводородов и C4 + алифатических углеводородов в способе по любому из п.п.1-15, с получением бедного кислого газа (21) или (26), обедненного C4 + алифатическими углеводородами и ароматическими углеводородами,
ii) смешивание по меньшей мере части предварительно очищенного бедного кислого газа (21) или (26), обедненного C4 + алифатическими углеводородами и ароматическими углеводородами, с кислородсодержащим газом, например воздухом, с получением газового потока, содержащего одновременно H2S и кислород,
iii) необязательное введение части полученного бедного кислого газа (21) или (26), обедненного ароматическими углеводородами, и кислорода в печь для получения элементарной серы,
iv) направление бедного кислого газа, обедненного C4 + алифатическими углеводородами и ароматическими углеводородами, полученного со стадии ii) и необязательной стадии iii), после необязательного предварительного нагрева, в каталитический реактор, содержащий каталитическую систему, которая катализирует прямое окисление H2S кислородом и/или реакцию Клауса H2S с диоксидом серы (SO2), для получения потока бедного кислого газа, обедненного H2S, и элементарной серы.
17. Способ согласно предшествующему пункту, в котором стадия iv) включает в себя и/или сопровождается:
iv.1) направление потока бедного кислого газа, содержащего H2S и кислород, в первую секцию первого реактора, после необязательного предварительного нагрева, при этом первая секция содержит неохлаждаемый адиабатический слой, содержащий первый катализатор, который катализирует окисление H2S кислородом и окисление H2S диоксидом серы, при этом максимальная температура адиабатического слоя равна T1,
iv.2) направление потока бедного кислого газа из первой секции первого реактора во вторую секцию первого реактора, при этом вторая секция содержит второй катализатор, который может отличаться от первого катализатора, и при этом вторая секция поддерживается при температуре T2, при этом T2≦T1 и T2 выше, чем температура точки росы элементарной серы, в результате чего получают газовый поток, обедненный H2S,
iv.3) направление газового потока, обедненного H2S, в конденсатор серы с получением газового потока, обедненного серой,
iv.4) необязательное предварительное нагревание газового потока, обедненного серой,
iv.5) направление газового потока, обедненного серой, в первую секцию второго реактора, при этом первая секция содержит неохлаждаемый адиабатический слой, содержащий такой же катализатор, как и первая секция первого реактора, при этом первая секция второго реактора работает при температуре, которая выше температуры точки росы элементарной серы, благодаря чему в первой секции второго реактора нет осаждения элементарной серы в виде жидкости или твердого вещества на катализаторе,
iv.6) направление газового потока из первой секции второго реактора во вторую секцию второго реактора, которая содержит такой же катализатор, как и вторая секция первого реактора, и при этом вторая секция поддерживается при температуре, которая находится на уровне или ниже температуры точки росы элементарной серы, благодаря чему во второй секции второго реактора происходит осаждение элементарной серы в виде жидкости или твердого вещества на катализаторе, и получают обессеренный газовый поток, соответствующий требованиям стандартов для выброса в воздух,
iv.7) после определенного времени переключение рабочих условий первого реактора и второго реактора и одновременное переключение газового потока, таким образом, что прежний второй реактор становится новым первым реактором, и прежний первый реактор становится новым вторым реактором.
18. Способ по любому из пп. 15-17, в котором газовый поток (3), обедненный H2S, поток (13) отпаривающего газа, обедненный H2S, и/или поток (32) бедного кислого газа, обедненный H2S, выходящий из установки получения серы на стадии iv), может далее направляться в инсинератор (33), где он будет сжигаться для разрушения оставшегося H2S, а также содержащихся в нем ароматических углеводородов и C4 + алифатических углеводородов, тем самым достигая требований стандартов по выбросу в атмосферу, или может быть компримирован, закачан и помещен в подземный резервуар для хранения вместо сжигания и выброса в атмосферу.
RU2017135359A 2015-04-30 2016-04-28 Удаление ароматических углеводородов из бедного кислого газового сырья для получения серы RU2705974C2 (ru)

Applications Claiming Priority (5)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US201514700974A 2015-04-30 2015-04-30
US14/700974 2015-04-30
EP15305667.6 2015-04-30
EP15305667 2015-04-30
PCT/EP2016/059461 WO2016174120A1 (en) 2015-04-30 2016-04-28 Removal of aromatic hydrocarbons from lean acid gas feed for sulfur recovery

Publications (3)

Publication Number Publication Date
RU2017135359A true RU2017135359A (ru) 2019-04-05
RU2017135359A3 RU2017135359A3 (ru) 2019-04-15
RU2705974C2 RU2705974C2 (ru) 2019-11-12

Family

ID=55967223

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2017135359A RU2705974C2 (ru) 2015-04-30 2016-04-28 Удаление ароматических углеводородов из бедного кислого газового сырья для получения серы

Country Status (7)

Country Link
EP (1) EP3288667A1 (ru)
CN (1) CN107580522B (ru)
AU (1) AU2016256240A1 (ru)
CA (1) CA2982686A1 (ru)
MX (1) MX2017013900A (ru)
RU (1) RU2705974C2 (ru)
WO (1) WO2016174120A1 (ru)

Families Citing this family (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2018115919A1 (en) * 2016-12-23 2018-06-28 Total Sa Integrated process for elemental sulphur treatment
CN109810740A (zh) * 2019-03-07 2019-05-28 四川迅升油气工程技术有限公司 一种用于含硫天然气开发综合利用***及工艺
CN110756002A (zh) * 2019-10-23 2020-02-07 中国石油化工股份有限公司 一种从含硫化氢和二氧化硫气体中回收硫磺的吸收液和方法

Family Cites Families (13)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4025322A (en) * 1975-05-19 1977-05-24 Shell Oil Company Removal of hydrocarbons and water from acid gas streams
US4192857A (en) * 1975-10-17 1980-03-11 Societe Nationale Elf Aquitaine (Production) Sulphur production
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.
FR2589752B1 (fr) * 1985-10-04 1987-12-11 Elf Aquitaine Procede et dispositif pour l'extraction selective de l'h2s d'un gaz en contenant
US4892674A (en) * 1987-10-13 1990-01-09 Exxon Research And Engineering Company Addition of severely-hindered amine salts and/or aminoacids to non-hindered amine solutions for the absorption of H2 S
US6607585B2 (en) * 1997-02-11 2003-08-19 David Morrow Raw natural gas processing system and method of processing raw natural gas
BE1012274A7 (fr) * 1998-11-10 2000-08-01 Pantochim Sa Procede a haute productivite pour la preparation de gamma butyrolactone et de tetrahydrofurane.
JP2003525122A (ja) * 2000-03-02 2003-08-26 エクソンモービル・ケミカル・パテンツ・インク 酸性ガス処理系からポリマーを除去する方法
US20040118126A1 (en) * 2002-12-19 2004-06-24 Ong James O.Y. Use of a chemical solvent to separate CO2 from a H2S-rich stream
CA2552644C (en) * 2004-01-20 2009-10-06 Fluor Technologies Corporation Methods and configurations for acid gas enrichment
PL2594328T3 (pl) 2011-11-21 2014-12-31 Its Reaktortechnik Gmbh Proces do usuwania siarkowodoru ze strumienia gazu
EP2869909A1 (en) * 2012-07-03 2015-05-13 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process for deep contaminent removal of gas streams
RU2541320C1 (ru) * 2013-12-18 2015-02-10 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Национальный исследовательский университет "МЭИ" Способ очистки газовых выбросов от полициклических ароматических углеводородов, в том числе бенз(а)пирена

Also Published As

Publication number Publication date
CN107580522B (zh) 2021-07-13
AU2016256240A1 (en) 2017-10-26
CN107580522A (zh) 2018-01-12
CA2982686A1 (en) 2016-11-03
WO2016174120A1 (en) 2016-11-03
RU2017135359A3 (ru) 2019-04-15
RU2705974C2 (ru) 2019-11-12
EP3288667A1 (en) 2018-03-07
MX2017013900A (es) 2018-03-12

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2545273C2 (ru) Способ и устройство для обработки обогащенного диоксидом углерода кислого газа в процессе клауса
US7803271B2 (en) Method of extracting the hydrogen sulfide contained in a hydrocarbon gas
US9334455B2 (en) Methods and apparatuses for enhanced absorption of acid gas components from sour feed gas
JP4845438B2 (ja) 天然ガスからの硫黄化合物の除去方法
US20170333831A1 (en) Process for separating a product gas from a gaseous mixture utilizing a gas pressurized separation column and a system to perform the same
EA028471B1 (ru) Комплексный способ извлечения природного coвысокого качества из кислого газа, включающего hs и co
US7695701B2 (en) Process for treating acid gas in staged furnaces with inter-stage heat recovery
US8431101B2 (en) Method of treating an acid gas stream and an apparatus therefor
EA002241B1 (ru) Способ извлечения серы из газа, содержащего сероводород
RU2017135359A (ru) Удаление ароматических углеводородов из бедного кислого газового сырья для получения серы
EA026059B1 (ru) Способ глубокой очистки газовых потоков от примесей
US20170320728A1 (en) A process for the elimination of volatile organic compounds and hazardous air pollutants in ammonia plants
JP6913822B2 (ja) 酸性ガスの処理および発電のプロセス
US20090226364A1 (en) Process for treating acid gas in staged furnaces with inter-stage heat recovery and inter-stage sulfur production
US10543452B2 (en) Removal of aromatic hydrocarbons from lean acid gas feed for sulfur recovery

Legal Events

Date Code Title Description
HE9A Changing address for correspondence with an applicant