RU2545285C1 - Method of oil gas cleaning of hydrogen sulphide - Google Patents
Method of oil gas cleaning of hydrogen sulphide Download PDFInfo
- Publication number
- RU2545285C1 RU2545285C1 RU2013152408/05A RU2013152408A RU2545285C1 RU 2545285 C1 RU2545285 C1 RU 2545285C1 RU 2013152408/05 A RU2013152408/05 A RU 2013152408/05A RU 2013152408 A RU2013152408 A RU 2013152408A RU 2545285 C1 RU2545285 C1 RU 2545285C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- hydrogen sulfide
- transfer column
- electrolyte
- mass
- mass transfer
- Prior art date
Links
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 66
- 239000007789 gas Substances 0.000 title claims abstract description 44
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 29
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 title abstract description 5
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 32
- 239000003792 electrolyte Substances 0.000 claims abstract description 30
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 16
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 16
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims abstract description 11
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims abstract description 11
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 claims abstract description 9
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 7
- 150000002431 hydrogen Chemical class 0.000 claims abstract description 3
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 claims description 56
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 claims description 13
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 claims description 13
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 claims description 6
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 claims description 5
- LPSWFOCTMJQJIS-UHFFFAOYSA-N sulfanium;hydroxide Chemical compound [OH-].[SH3+] LPSWFOCTMJQJIS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 239000008213 purified water Substances 0.000 claims description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 claims 1
- 238000005868 electrolysis reaction Methods 0.000 abstract description 13
- 239000005864 Sulphur Substances 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 10
- QGJOPFRUJISHPQ-UHFFFAOYSA-N Carbon disulfide Chemical compound S=C=S QGJOPFRUJISHPQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 3
- 239000012153 distilled water Substances 0.000 description 3
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 3
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 3
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N Sulfuric acid Chemical compound OS(O)(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 2
- 238000010494 dissociation reaction Methods 0.000 description 2
- 230000005593 dissociations Effects 0.000 description 2
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 2
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 2
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 2
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 2
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 2
- MYMOFIZGZYHOMD-UHFFFAOYSA-N Dioxygen Chemical compound O=O MYMOFIZGZYHOMD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 229910001882 dioxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- -1 hydrogen ions Chemical class 0.000 description 1
- 239000012528 membrane Substances 0.000 description 1
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 1
- 230000006798 recombination Effects 0.000 description 1
- 238000005215 recombination Methods 0.000 description 1
Images
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к способам очистки газов от сероводорода, и может быть использовано для подготовки нефтяного газа к потреблению.The invention relates to the oil and gas industry, in particular to methods for cleaning gases from hydrogen sulfide, and can be used to prepare oil gas for consumption.
Известен способ удаления сероводорода из газовых смесей (патент RU 2160152 С2, опубл. 10.12.2000 г.), заключающийся в растворении сероводорода в анолите, образующемся при электролизе воды в прианодном слое в электролизере мембранного типа с последующим окислением сероводорода с присутствующим в анолите атомарным кислородом. При этом сера выпадает в осадок, а образовавшаяся в процессе окисления вода возвращается в процесс. Недостатком указанного способа является малое время жизни атомарного кислорода в прианодном слое электролита (воды) вследствие рекомбинации атомарного кислорода в молекулярный, обладающий существенно более низкой активностью. Кроме того, вода является прочным соединением, требующим для своего разложения больших затрат электроэнергии. Кроме того, плотность анодного тока в данном способе составляет 1,3·103-1,7·103 А/дм2 против обычно используемых в гальванических процессах в водных электролитах 5-15 А/дм2.A known method of removing hydrogen sulfide from gas mixtures (patent RU 2160152 C2, publ. 10.12.2000), which consists in dissolving hydrogen sulfide in the anolyte formed during electrolysis of water in the anode layer in a membrane type electrolyzer, followed by oxidation of hydrogen sulfide with atomic oxygen present in the anolyte. . In this case, sulfur precipitates, and the water formed during the oxidation process returns to the process. The disadvantage of this method is the short lifetime of atomic oxygen in the anode layer of the electrolyte (water) due to the recombination of atomic oxygen into molecular oxygen, which has a significantly lower activity. In addition, water is a strong compound, requiring large amounts of energy for its decomposition. In addition, the density of the anode current in this method is 1.3 · 10 3 -1.7 · 10 3 A / dm 2 compared to commonly used in galvanic processes in aqueous electrolytes 5-15 A / dm 2 .
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ очистки нефтяного газа от серосодержащих соединений типа сероводорода или сероуглерода (RU 2287617 С1, опубл. 20.11.2006 г.), заключающийся в отделении сероводорода от нефтяного газа путем его растворения в дистиллированной воде, с последующей диссоциацией сероводорода с образованием ионов серы и водорода, превращающим дистиллированную воду в электролит. Посредством электролиза на анодных и катодных пластинах выделяются сера и водород соответственно. Растворение и последующая диссоциация сероводорода, а также электролиз, в данном способе производятся в одной и той же герметичной емкости с дистиллированной водой.The closest in technical essence to the proposed method is a method for purifying oil gas from sulfur-containing compounds such as hydrogen sulfide or carbon disulfide (RU 2287617 C1, publ. November 20, 2006), which consists in separating hydrogen sulfide from oil gas by dissolving it in distilled water, followed by dissociation of hydrogen sulfide with the formation of sulfur and hydrogen ions, which turns distilled water into an electrolyte. Through electrolysis, sulfur and hydrogen are released on the anode and cathode plates, respectively. The dissolution and subsequent dissociation of hydrogen sulfide, as well as electrolysis, in this method are produced in the same sealed container with distilled water.
Недостатком данного способа является то, что раствор сероводорода в воде является слабым электролитом, обладающим относительно низкой проводимостью, а электрический ток, для разложения сероводорода, в количествах, обычно встречающихся в нефтяных газах, должен быть достаточно большим. Так, секундный выход серы при 4% содержании сероводорода и годовом объеме нефтяного газа 800 000 м3 равен 1,45 г. В соответствии с законом электролиза Фарадея, ток, необходимый для выделения данного количества серы, составит 8,74·103 А. Столь значительная величина тока и низкая проводимость электролита (раствора сероводорода) неизбежно приведут к сильному нагреву электролита и большому расходу электроэнергии. Растворимость же сероводорода в воде быстро снижается с ростом температуры. Таким образом, растворение сероводорода в воде (степень очистки нефтяного газа от сероводорода) и эффективность выделения серы при проведении процесса в общей емкости являются конкурирующими процессами, что приводит к низкой эффективности процесса очистки нефтяного газа от сероводорода (не выше 40-70%).The disadvantage of this method is that the solution of hydrogen sulfide in water is a weak electrolyte with relatively low conductivity, and the electric current, for the decomposition of hydrogen sulfide, in quantities usually found in oil gases, should be large enough. So, the second sulfur output at 4% hydrogen sulfide content and an annual oil gas volume of 800,000 m 3 is 1.45 g. In accordance with the Faraday law of electrolysis, the current required to extract this amount of sulfur will be 8.74 · 10 3 A. Such a significant amount of current and low conductivity of the electrolyte (hydrogen sulfide solution) will inevitably lead to strong heating of the electrolyte and a large consumption of electricity. The solubility of hydrogen sulfide in water decreases rapidly with increasing temperature. Thus, the dissolution of hydrogen sulfide in water (the degree of purification of oil gas from hydrogen sulfide) and the efficiency of sulfur emission during the process in the total capacity are competing processes, which leads to low efficiency of the process of purification of oil gas from hydrogen sulfide (not higher than 40-70%).
Технический результат заключается в создании способа очистки нефтяного газа от сероводорода с высокой степенью очистки (до 99,99%) за счет разделения процесса на два этапа, а именно первого этапа отмывки нефтяного газа от сероводорода и переноса сероводорода в воздушный поток с образованием воздушной смеси, и второго этапа очистки воздушной смеси от сероводорода путем растворения сероводорода в электролите с последующей утилизацией сероводорода электролизом.The technical result consists in creating a method for purifying oil gas from hydrogen sulfide with a high degree of purification (up to 99.99%) by dividing the process into two stages, namely the first stage of washing oil gas from hydrogen sulfide and transferring hydrogen sulfide to the air stream to form an air mixture, and the second stage of purification of the air mixture from hydrogen sulfide by dissolving hydrogen sulfide in an electrolyte, followed by utilization of hydrogen sulfide by electrolysis.
Сущность изобретения заключается в том, что в способе очистки нефтяного газа от сероводорода путем его диссоциации при растворении сероводорода в воде с последующим электролизным разложением сероводорода, согласно изобретению, содержащийся в нефтяном газе сероводород удаляют с использованием трех массообменных колонн, работающих по принципу противоточной циркуляции, при этом нефтяной газ подают в нижнюю часть первой массообменной колонны, а предварительно охлажденную воду подают противотоком в ее верхнюю часть, при этом из верхней части указанной массообменной колонны отводят очищенный нефтяной газ, а предварительно подогретую и насыщенную сероводородом воду подают в верхнюю часть второй массообменной колонны, в нижнюю часть которой противотоком нагнетают воздух, и в процессе массообмена осуществляют вымывание из нее сероводорода, причем очищенную воду из нижней части второй массообменной колонны охлаждают и подают в верхнюю часть первой массообменной колонны с образованием замкнутого циркуляционного контура, при этом насыщенную сероводородом воздушную смесь нагнетают в нижнюю часть третьей массообменной колонны, в верхнюю часть которой подают электролит, растворяющий содержащийся в воздушной смеси сероводорода, затем насыщенный сероводородом электролит из нижней части третьей массообменной колонны подвергают электролизу с разложением растворенного в электролите сероводорода на элементарные серу и водород, после чего водород вместе с остаточными газами возвращают в процесс, а очищенный от сероводорода электролит подают в верхнюю часть третьей массообменной колонны, образуя замкнутый контур циркуляции электролита.The essence of the invention lies in the fact that in the method for purifying oil gas from hydrogen sulfide by dissociating it by dissolving hydrogen sulfide in water followed by electrolysis decomposition of hydrogen sulfide, according to the invention, the hydrogen sulfide contained in oil gas is removed using three mass transfer columns operating according to the countercurrent principle, with this oil gas is fed into the lower part of the first mass transfer column, and pre-chilled water is supplied countercurrently to its upper part, while from the upper part The portions of the indicated mass transfer column discharge purified petroleum gas, and preheated and saturated with hydrogen sulfide water is fed to the upper part of the second mass transfer column, into the lower part of which air is pumped countercurrently, and during the mass transfer, hydrogen sulfide is washed out of it, and purified water from the lower part of the second mass transfer the columns are cooled and fed into the upper part of the first mass transfer column with the formation of a closed circulation loop, while the air mixture saturated with hydrogen sulfide pumped into the lower part of the third mass transfer column, the upper part of which is supplied with an electrolyte dissolving the hydrogen sulfide contained in the air mixture, then the electrolyte saturated with hydrogen sulfide from the lower part of the third mass transfer column is subjected to electrolysis with decomposition of the hydrogen sulfide dissolved in the electrolyte into elemental sulfur and hydrogen, followed by hydrogen together with residual gases return to the process, and the electrolyte purified from hydrogen sulfide is fed to the upper part of the third mass transfer column, forming a closed electrolyte circulation circuit.
Заявляемый способ в отличии от прототипа осуществляется не в один, а в два этапа. На первом этапе происходит растворение сероводорода в воде в первой массообменной колонне и последующий перенос его в воздушный поток воздуха с образованием воздушной смеси во второй массообменной колонне. Обе колонны работают по принципу противоточной циркуляции и объединены замкнутым циркуляционным контуром.The inventive method, in contrast to the prototype, is carried out not in one, but in two stages. At the first stage, hydrogen sulfide is dissolved in water in the first mass transfer column and then transferred to the air stream with the formation of an air mixture in the second mass transfer column. Both columns operate on the principle of countercurrent circulation and are combined by a closed circulation circuit.
Второй этап очистки воздушной смеси от сероводорода осуществляется в замкнутом контуре циркуляции электролита путем растворения сероводорода в электролите в третьей массообменной колонне.The second stage of purification of the air mixture from hydrogen sulfide is carried out in a closed loop of electrolyte circulation by dissolving the hydrogen sulfide in the electrolyte in the third mass transfer column.
В процессе очистки в результате массообмена очищенный воздух уходит в атмосферу, а сероводород электролитом по замкнутому контуру переносится в электролизер, в котором в процессе электролиза происходит осаждение элементарной серы на аноде и выделение водорода на катоде. Газовую фракцию, состоящую из водорода, выделяющегося при нагреве электролита в процессе электролиза сероводорода, и остаточных газов, подают в нижнюю часть третьей колонны, возвращая в процесс электролитической утилизации.In the process of purification as a result of mass transfer, the purified air enters the atmosphere, and hydrogen sulfide is transferred by an electrolyte in a closed circuit to the electrolysis cell, in which during the electrolysis, elemental sulfur is deposited on the anode and hydrogen is released on the cathode. The gas fraction, consisting of hydrogen released during heating of the electrolyte during the electrolysis of hydrogen sulfide, and residual gases, is fed into the lower part of the third column, returning to the process of electrolytic utilization.
Заявляемый способ позволяет производить высокоэффективную очистку нефтяных газов от сероводорода. Степень очистки может достигать 99,99%.The inventive method allows for highly efficient cleaning of oil gases from hydrogen sulfide. The degree of purification can reach 99.99%.
Изобретение иллюстрируется следующим образом.The invention is illustrated as follows.
На фигуре схематично изображена установка для осуществления заявляемого способа. Установка включает первую 1, вторую 2 и третью 3 массообменные колонны. Первая 1 и вторая 2 массообменные колонны объединены замкнутым контуром циркуляции воды с помощью трубопроводов 4, 5, 6, 7, 8, 9, в которые встроены насосы 10, 11 и тепловой насос 12. Тепловой насос 12 служит для увеличения эффективности работы массообменных колонн 1 и 2, за счет использования зависимости растворимости сероводорода в воде от температуры. Трубопроводы 13, 14, объединенные с входным фильтром 15 служат для подачи нефтяного газа из газового коллектора в первую массообменную колонну 1. Трубопровод 16 служит для вывода очищенного нефтяного газа из первой массообменной колонны 1. Вихревой компрессор 17 соединен со второй массообменной колонной 2 через трубопровод 18. Трубопровод 19 объединяет газовый выход второй массообменной колонны 2, через эжекторный смеситель 20 и через трубопровод 21, с газовым входом третьей массообменной колонны 3. Электролизер 22 соединен через трубопровод 23, насос 24 и трубопровод 25 с верхней частью третьей массообменной колонны 3. Трубопровод 26 соединяет нижнюю часть третьей массообменной колонны 3 с электролизером 22, образуя замкнутый контур циркуляции электролита. Трубопровод 27 соединяет электролизер 22 и устройство для отмывки и сушки серы 28.The figure schematically shows the installation for implementing the proposed method. The installation includes the first 1, second 2 and third 3 mass transfer columns. The first 1 and second 2 mass transfer columns are connected by a closed water circulation
Способ осуществляется следующим образом.The method is as follows.
Нефтяной газ по трубопроводу 13 проходит через входной фильтр 15 и подается в нижнюю часть первой массообменной колонны 1 по трубопроводу 14. Охлажденная в тепловом насосе 12 вода по трубопроводу 8 подается в насос 10 и по трубопроводу 9 поступает в верхнюю часть первой массообменной колонны 1 противотоком по отношению к потоку газа. Очищенный от сероводорода газ выводится из первой массообменной колонны 1 по трубопроводу 16 и направляется потребителю.Petroleum gas through a
Насыщенная сероводородом вода по трубопроводу 4 проходит через тепловой насос 12, нагревается и подается по трубопроводу 5 насосом 11 по трубопроводу 6 в верхнюю часть второй массообменной колонны 2 (горячая вода + H2S). В нижнюю часть второй массообменной колонны 2 с помощью вихревого компрессора 17 через трубопровод 18 подается воздух. Очищение воды от сероводорода происходит аналогичным способом, а именно путем движения потока воздуха и воды с сероводородом в противотоке. Вода, очищенная от сероводорода, проходит по трубопроводу 7 через тепловой насос 12, где охлаждается и поступает в трубопровод 8, образуя замкнутый цикл движения воды в массообменных колоннах 1 и 2. Таким образом, в результате взаимодействия потоков газа и циркулирующей в замкнутом контуре массообменных колонн 1 и 2 воды сероводород из состава нефтяного газа на входе переносится в воздушный поток на выходе массообменной колонны 2, образуя воздушную смесь (воздух + H2S), которая далее через трубопровод 19 поступает в эжекторный смеситель 20, откуда по трубопроводу 21 подается в нижнюю часть третьей массообменной колонны 3, по которой движется в противотоке с потоком электролита, поступающего через трубопровод 25, насос 24, трубопровод 23 из электролизера 22.Saturated hydrogen sulfide water through pipeline 4 passes through
Очищенный в третьей массообменной колонне 3 воздух по трубопроводу 29 выводится в атмосферу через очистной фильтр 30. В электролизере 22 с помощью схемы электропитания и управления 31 электролизером 22 происходит очистка пластин от осажденной серы. Из электролизера 22 по трубопроводу 32 выходит газовая фракция после электролиза, состоящая из водорода и выделившихся из электролита газов, которая подается в эжекторный смеситель 20. Затем она, через трубопровод 21, подается в нижнюю часть массообменной колонны 3. Из электролизера 22 по трубопроводу 27 эмульсия серы поступает на устройство 28 для отмывки и сушки серы, которая далее отправляется на склад. The air purified in the third mass transfer column 3 is discharged through a
Пример осуществления способаAn example of the method
Очистке подвергали модельный нефтяной газ, состоящий из 96% метана и 4% сероводорода. Газ после прохождения через фильтр 15 подавался в нижнюю часть колонны 1, расход составил 25 л/сек. В верхнюю часть колонны 1 подавали охлажденную до 16°C воду с расходом 0,45 л/сек. Рабочая температура в колонне 1 составляла от +14 до +16°C. В верхнюю часть колонны 2 подавалась насыщенная сероводородом вода (горячая вода + H2S). Вихревым компрессором снизу колонны 2 подавали воздух со скоростью 2,9 м/сек в «живом» сечении колонны 2 и расходом 25 л/сек. Рабочая температура внутри массообменной колонны 2 составляла от +35 до +40°C. В результате взаимодействия двух потоков H2S из водного раствора перешел в воздушную смесь (воздух + H2S). Концентрация H2S в воздушной смеси составляла 3%.A model petroleum gas consisting of 96% methane and 4% hydrogen sulfide was purified. Gas after passing through the
Воздушная смесь в колонне 3 взаимодействовала с потоком электролита, представлявшего собой слабый 5-10% раствор серной кислоты.The air mixture in column 3 interacted with an electrolyte stream, which was a weak 5-10% sulfuric acid solution.
Очищенный воздух выводился в атмосферу, а серу осаждали на пластинах электролизера 22. Ток для работы электролизера 22 составил 500 А, а площадь анодных и катодных пластин - 0,5 м2.The purified air was discharged into the atmosphere, and sulfur was deposited on the plates of the
Конечная концентрация H2S измерялась хроматографом INFICON 3000 Micro GC и составила 0,8%. Степень очистки составила 99,2%.The final concentration of H 2 S was measured by an INFICON 3000 Micro GC chromatograph and was 0.8%. The degree of purification was 99.2%.
Claims (1)
отличающийся тем, что
содержащийся в нефтяном газе сероводород удаляют с использованием трех массообменных колонн, работающих по принципу противоточной циркуляции, при этом нефтяной газ подают в нижнюю часть первой массообменной колонны, а предварительно охлажденную воду подают противотоком в ее верхнюю часть, при этом из верхней части указанной массообменной колонны отводят очищенный нефтяной газ, а предварительно подогретую и насыщенную сероводородом воду подают в верхнюю часть второй массообменной колонны, в нижнюю часть которой противотоком нагнетают воздух, и в процессе массообмена осуществляют вымывание из нее сероводорода, причем очищенную воду из нижней части второй массообменной колонны охлаждают и подают в верхнюю часть первой массообменной колонны с образованием замкнутого циркуляционного контура, при этом насыщенную сероводородом воздушную смесь нагнетают в нижнюю часть третьей массообменной колонны, в верхнюю часть которой подают электролит, растворяющий содержащийся в воздушной смеси сероводород, затем насыщенный сероводородом электролит из нижней части третьей массообменной колонны подвергают электролизу с разложением растворенного в электролите сероводорода на элементарные серу и водород, после чего водород вместе с остаточными газами возвращают в процесс, а очищенный от сероводорода электролит подают в верхнюю часть третьей массообменной колонны, образуя замкнутый контур циркуляции электролита. A method for purifying oil gas from hydrogen sulfide by dissociating it by dissolving hydrogen sulfide in water, followed by electrolytic decomposition of hydrogen sulfide,
characterized in that
the hydrogen sulfide contained in the petroleum gas is removed using three mass transfer columns operating according to the countercurrent circulation principle, while the gas gas is supplied to the lower part of the first mass transfer column, and the pre-cooled water is supplied countercurrently to its upper part, and the discharge from the upper part of the specified mass transfer column refined petroleum gas, and preheated and saturated with hydrogen sulfide water is fed into the upper part of the second mass transfer column, into the lower part of which I pump countercurrently t of air, and in the process of mass transfer, hydrogen sulfide is washed out of it, and purified water from the lower part of the second mass transfer column is cooled and fed to the upper part of the first mass transfer column to form a closed circulation loop, while the air mixture saturated with hydrogen sulfide is pumped into the lower part of the third mass transfer column , in the upper part of which an electrolyte is fed, which dissolves the hydrogen sulfide contained in the air mixture, then the electrolyte saturated with hydrogen sulfide from the lower part of the third oobmennoy column is electrolyzed with the decomposition of hydrogen sulfide dissolved in the electrolyte at the elementary sulfur and hydrogen, and then hydrogen with residual gases is recycled, and the purified hydrogen sulfide electrolyte is fed into the upper part of the third material exchange column, forming a closed loop electrolyte circulation.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2013152408/05A RU2545285C1 (en) | 2013-11-27 | 2013-11-27 | Method of oil gas cleaning of hydrogen sulphide |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2013152408/05A RU2545285C1 (en) | 2013-11-27 | 2013-11-27 | Method of oil gas cleaning of hydrogen sulphide |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2545285C1 true RU2545285C1 (en) | 2015-03-27 |
Family
ID=53383247
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2013152408/05A RU2545285C1 (en) | 2013-11-27 | 2013-11-27 | Method of oil gas cleaning of hydrogen sulphide |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2545285C1 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2642861C1 (en) * | 2016-07-27 | 2018-01-29 | Руслан Назирович Валеев | Unit for producing elemental sulphur from hydrogen sulphide |
| RU2677648C1 (en) * | 2017-04-12 | 2019-01-18 | Бейджинг Хуаши Юнайтед Энерджи Технолоджи энд Девелопмент Ко., Лтд. | Renewable highly efficient method of desulfurization using weighed layer |
| RU2678698C1 (en) * | 2017-04-12 | 2019-01-31 | Бейджинг Хуаши Юнайтед Энерджи Технолоджи энд Девелопмент Ко., Лтд. | Method of wet desulfurization using suspension layer |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3524801A (en) * | 1968-02-09 | 1970-08-18 | Ionics | Process for producing sulfuric acid from so2 containing waste gas |
| SU836223A1 (en) * | 1978-12-21 | 1981-06-07 | Казахский Ордена Трудового Красногознамени Государственный Университетим. C.M.Кирова | Method of hydrogen sulfide production |
| SU1369664A3 (en) * | 1984-12-19 | 1988-01-23 | Линде Аг (Фирма) | Method of removing hydrogen sulfide from gases |
| RU2287617C1 (en) * | 2005-04-08 | 2006-11-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of refining of the petroleum gas from sulfur-containing compounds like hydrogen sulfide or carbon disulfide |
| US20130216460A1 (en) * | 2012-02-17 | 2013-08-22 | Archon Technologies Ltd. | Process for the removal of sulfur compounds from gas streams |
-
2013
- 2013-11-27 RU RU2013152408/05A patent/RU2545285C1/en active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3524801A (en) * | 1968-02-09 | 1970-08-18 | Ionics | Process for producing sulfuric acid from so2 containing waste gas |
| SU836223A1 (en) * | 1978-12-21 | 1981-06-07 | Казахский Ордена Трудового Красногознамени Государственный Университетим. C.M.Кирова | Method of hydrogen sulfide production |
| SU1369664A3 (en) * | 1984-12-19 | 1988-01-23 | Линде Аг (Фирма) | Method of removing hydrogen sulfide from gases |
| RU2287617C1 (en) * | 2005-04-08 | 2006-11-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of refining of the petroleum gas from sulfur-containing compounds like hydrogen sulfide or carbon disulfide |
| US20130216460A1 (en) * | 2012-02-17 | 2013-08-22 | Archon Technologies Ltd. | Process for the removal of sulfur compounds from gas streams |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2642861C1 (en) * | 2016-07-27 | 2018-01-29 | Руслан Назирович Валеев | Unit for producing elemental sulphur from hydrogen sulphide |
| RU2677648C1 (en) * | 2017-04-12 | 2019-01-18 | Бейджинг Хуаши Юнайтед Энерджи Технолоджи энд Девелопмент Ко., Лтд. | Renewable highly efficient method of desulfurization using weighed layer |
| RU2678698C1 (en) * | 2017-04-12 | 2019-01-31 | Бейджинг Хуаши Юнайтед Энерджи Технолоджи энд Девелопмент Ко., Лтд. | Method of wet desulfurization using suspension layer |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN105439355B (en) | Waste acid resource reclaim and deep treatment method and device | |
| CN106119885B (en) | A kind of aqueous slkali electrolysis hydrogen production device and hydrogen production process | |
| CN103864249B (en) | Method for extracting lithium hydroxide by salt lake brine | |
| CN102031380B (en) | Method and device for recovering metallic lead from lead plaster of waste lead-acid storage battery | |
| CN105039989B (en) | A kind of acid chlorization system copper-containing etching waste solution electrodeposition decopper(ing) and regeneration method | |
| CN103191633B (en) | Device and method for electrically acquiring and purifying carbon dioxide | |
| CN101914785A (en) | Method for recycling silver and copper from silver-copper alloy scrap | |
| CN106186002A (en) | A kind of preparation method of battery-level lithium carbonate | |
| RU2545285C1 (en) | Method of oil gas cleaning of hydrogen sulphide | |
| CN109790632A (en) | The method and apparatus for utilizing carbon dioxide for electrochemistry | |
| CN102448876B (en) | The concentrated method of dilute sulphuric acid and the equipment of concentrated dilute sulphuric acid | |
| CN105154908B (en) | Bipolar Membrane method reclaims lithium hydroxide technique from solution | |
| CN103725888A (en) | Method for extracting nickel from copper electrolysis effluent | |
| CN202201979U (en) | Acid etching solution recycling and copper recovery device | |
| CN104152943B (en) | Device and method for preparing ammonium persulphate with ammonia and urea solution flue gas purified absorption solution | |
| CN104524942B (en) | The method and apparatus that the collaborative liquid phase of electrodialysis purifies industrial SO 2 waste gas | |
| CN104310543B (en) | Electroosmose process is separated the method for complex state DTPA and hardness ions | |
| CN103252116B (en) | Without moving part low-consumption high-efficiency ammoniacal liquor, tar, tar slag separating and dehydrating one groove | |
| He et al. | Bipolar membrane electrodialysis with isolation chamber enables high‐purity LiOH production with ordinary membranes | |
| CN117604542A (en) | Electrolysis system and electrolysis method for power plant flue gas treatment coupled with methanol oxidation to produce formic acid | |
| CN204138483U (en) | Pickling nickel waste water reclaims cyclic regeneration device | |
| CN207012813U (en) | A kind of separator of salt and acid | |
| CN108409577A (en) | A kind of bipolar membrane electrodialysis process recycling triethylamine by triethylamine hydrochloride | |
| CN108220995A (en) | The method of novel ammonium sulfate electrolysis production ammonium persulfate | |
| CN116443893B (en) | Method and system for preparing ammonium persulfate by using byproduct ammonium sulfate for treating ferric phosphate wastewater |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PD4A | Correction of name of patent owner | ||
| PC41 | Official registration of the transfer of exclusive right |
Effective date: 20170710 |