Промышленный опыт дегазации серы на установках Клауса

Современные технологии переработки и использования газа

57

УДК 661.214.23

ДА Скрипунов, О.Е. Филатова, М.Н. Алёхина

Промышленный опыт дегазации серы на установках Клауса

Сера, образующаяся при окислении сероводорода в процессах переработки углеводородного сырья, должна быть очищена от растворенного в жидкой сере сероводорода. С этой целью применяются технологии дегазации с использованием азотистых соединений в качестве катализатора, в первых вариантах процесса - аммиака [1].

Считается, что аммиак негативно влияет на работу технологического оборудования из-за образования твердой фазы в жидкой сере в виде солей аммония. В результате снижаются производительность и срок службы перекачивающих насосов, увеличивается время простоя установок из-за необходимости очистки и замены оборудования. Недостатки и проблемы при эксплуатации стали основанием для поиска возможных вариантов безаммиачной технологии дегазации серы, совместимой с существующей технологической схемой получения серы по методу Клауса на российских газоперерабатывающих заводах.

Растворимость H2S в жидкой сере имеет аномальную температурную зависимость [2] - растет с повышением температуры. Позднее [3] это явление было объяснено образованием в жидкой сере полисульфидов водорода - полимерных соединений со слабыми связями H2SX, где х = 2^5.

Кинетическими исследованиями системы «жидкая сера - сероводород» при 140 °С доказано, что в начальный момент происходит физическое растворение сероводорода с быстрым достижением насыщения, затем медленное нарастание концентрации H2SX с периодом насыщения до 20 ч.

Таким образом, в жидкой сере одновременно находятся физически растворенный сероводород, количество которого с повышением температуры снижается, и полисульфид водорода, количество которого увеличивается с ростом температуры (рис. 1).

На установках получения серы по методу Клауса содержание (H2S + H2SX) в жидкой сере зависит от парциального давления сероводорода в технологическом газе и температуры в конденсаторах серы; среднее содержание, как правило, составляет 250-600 мг/кг.

Установлено [4], что для безопасного хранения и транспортирования жидкой серы концентрация H2S не должна превышать 15 мг/кг. С 1994 г. в России максимально допустимая концентрация H2S в жидкой сере ограничена 10 мг/кг.

Ключевые слова:

дегазация,

сера,

установки Клауса,

аммиак,

полисульфид

водорода,

сероводород.

Keywords:

degasification,

sulfur,

Claus units, ammonia,

hydrogen polysulfide, hydrogen sulfide.

Температура, °C

Рис. 1. Зависимость содержания (H2S + H2SX) в жидкой сере от температуры

№ 1 (21) / 2015

58

Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

Разложение полисульфида водорода происходит по реакции

H2S* ^ Н2^раств +

Растворенный в жидкой сере сероводород десорбирует в газовую фазу:

Н2^раств ^ Н2^газ-

Принципиально процесс дегазации жидкой серы заключается в ускорении разложения H2SX и выделения растворенного H2S (методы интенсификации процесса приведены в табл. 1).

Процессы дегазации могут осуществляться непосредственно в яме либо во внешних модулях. Все процессы дегазации включают перемешивание и удаление десорбированного H2S с потоком продувочного газа. Наибольшее распространение в промышленной практике получила продувка воздухом.

В общем случае технология дегазации разделяется на процессы периодического и непрерывного действия.

Сера из конденсаторов установки Клауса через гидрозатворы поступает в яму суточного хранения, откуда перекачивается насосами в яму дегазации (процесс периодического действия).

В процессах непрерывного действия сера поступает в яму дегазации, имеющую несколько секций и оборудованную системой автоматизированного контроля уровня жидкой серы.

Одним из первых процессов дегазации, широко примененных на практике, стал процесс SNEA [5, 6]. Его периодическая схема в базовом варианте реализована на российских газоперерабатывающих заводах (ГПЗ) (рис. 2, табл. 2).

Аммиак как катализатор процесса дегазации в разработанных позднее процессах не используется.

Приведем схемы и характеристику наиболее распространенных процессов.

Современная модификация процесса SNEA - процесс Aquisulf (Lurgi) непрерывного действия с применением жидкого катализатора на основе органических соединений азота; твердая фаза в процессе дегазации не образуется (рис. 3, табл. 3) [6, 7].

В процессе Shell (Jacobs Engineering) с 1980 г. катализатор не используется (рис. 4, табл. 4) [8].

Дегазация проходит по непрерывной схеме в отпарных колоннах; воздух подается через барботеры на дне колонны с избыточным давлением (0,05 МПа). Вместо ям возможно использование аппаратов, расположенных над землей.

Таблица 1

Методы интенсификации процесса дегазации жидкой серы

Действующий фактор Метод воздействия Результат

Массообмен в системе «газ - жидкость» Принудительная циркуляция жидкой серы, диспергирование жидкой серы в газовую фазу Увеличение площади поверхности контакта фаз

Использование перемешивающих устройств

Барботаж продувочного газа, содержащего окислитель, через слой жидкой серы

Использование твердой фазы с развитой поверхностью

Каталитическое (химическое) воздействие Использование реагентов для разрушения полисульфидов водорода (азотистые основания) Повышение скорости разложения H2SX. Образование твердой фазы и отложение аммонийных солей внутри аппаратов, трубопроводов и узлов установок при использовании аммиака. Современные катализаторы не приводят к образованию твердой фазы

Использование газов-окислителей и (или) катализатора процесса Клауса Увеличение площади поверхности контакта фаз. Окисление растворенного H2S

Охлаждение Предварительное охлаждение жидкой серы перед вводом в узел дегазации Увеличение растворимости газа-окислителя

№ 1 (21) / 2015

Современные технологии переработки и использования газа

59

II 4 VII

Рис. 2. Принципиальная технологическая схема процесса SNEA:

1 - яма суточного хранения серы; 2 - яма дегазации; 3 - насосы; 4 - паровой эжектор; I - жидкая сера из гидрозатворов установки получения серы; II - водяной пар;

III - жидкая сера в яму дегазации; IV - газ дегазации; V - дегазированная сера в резервуар временного хранения; VI - циркуляция жидкой серы во время дегазации; VII - газ дегазации в печь дожига; VIII - забор воздуха; IX - газообразный аммиак;

Х - пар низкого давления

Таблица 2

Характеристика процесса SNEA

Общая характеристика

Тип процесса Периодический

Время дегазации, ч До 18

Расположение модуля Интегрирован в яму

Действующий фактор Метод реализации

Массообмен в системе «газ - жидкость» Перемешивание за счет циркуляции жидкой серы

Диспергирование жидкой серы через форсунки в газовое пространство ямы

Каталитическое (химическое) воздействие Использование аммиака для разрушения связей в полисульфиде водорода

Давление Разрежение в газовом пространстве над поверхностью жидкой серы

Преимущества Недостатки

Возможность интеграции процесса с существующими емкостями хранения серы Наличие форсунок; периодичность действия; использование катализатора, образование твердой фазы; материалоемко сть

В процессе Amoco (BP - Black&Veatch, Ortloff) используется внешний контактный аппарат, в котором расположен неподвижный слой катализатора Клауса - активного оксида алюминия (рис. 5, табл. 5) [6, 9]. Недегазированная сера и воздух поступают в контактный аппарат снизу. Дегазированная сера через сток перетекает в гидрозатвор и далее самотеком в секцию дегазированной жидкой серы, оборудованную в яме дегазации.

В процессе HySpec (Enersul, ранее -Procor) используется каскад из нескольких емкостных реакторов, как правило, из четырех (рис. 6, табл. 6) [10]. Недегазированная сера подается в первый реактор, а далее самотеком

проходит через последующие реакторы и стекает в серную яму временного хранения. Все реакторы имеют закрытую емкость с электрической мешалкой.

Процесс D’GAASS разработан фирмой Goar, Allison & Associates, Inc. (рис. 7, табл. 7) [6, 11]. Осушенный воздух и сера подаются встречными потоками. Поток воздуха обеспечивает перемешивание серы и отгонку непрореагировавшего сероводорода. Повышенное давление позволяет возвращать поток газов дегазации не в печь дожига, как в других процессах, а в первичную печь установки Клауса, что снижает эмиссию диоксида серы в атмосферу.

№ 1 (21) / 2015

60

Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

Рис. 3. Принципиальная технологическая схема процесса Aquisulf:

1 - насос подачи жидкого катализатора; 2 - насос жидкой серы; 3 - теплообменник для охлаждения жидкой серы; 4 - воздушный конденсатор пара; 5 - паровой эжектор;

I - жидкая сера из гидрозатворов установки получения серы; II - воздух (или отходящий газ установки получения серы); III - жидкий катализатор Aquisulf; IV - газ дегазации в печь дожига; V - пар низкого давления

Рис. 4. Принципиальная технологическая схема процесса Shell:

1 - нагреватель; 2 - насос дегазированной серы; 3 - отпарная колонна; 4 - паровой эжектор; I - жидкая сера из гидрозатворов установки получения серы; II - воздух; III - дегазированная сера; IV - газ дегазации в печь дожига; V - пар низкого давления

Рис. 5. Принципиальная технологическая схема процесса Amoco:

1, 2 - секции ямы дегазации; 3 - контактный аппарат с катализатором для реакции Клауса; 4 - насос для перекачки жидкой серы; 5 - теплообменник;

6 - паровой эжектор; I - жидкая сера из гидрозатворов установки получения серы; II - воздух; III - газ дегазации в печь дожига; IV - дегазированная жидкая сера;

V - пар низкого давления

№ 1 (21) / 2015

Современные технологии переработки и использования газа

61

Таблица 3

Характеристика процесса Aquisulf

Общая характеристика

Тип процесса Непрерывный

Время дегазации, ч До 9

Расположение модуля Интегрирован в яму

Действующий фактор Метод реализации

Перемешивание за счет циркуляции жидкой серы

Массообмен в системе «газ - жидкость» Диспергирование жидкой серы через форсунки в газовое пространство ямы

Каталитическое (химическое) воздействие Для снижения времени дегазации используется жидкий катализатор Aquisulf

Давление Разрежение в газовом пространстве над поверхностью жидкой серы

Преимущества Недостатки

Возможность интеграции процесса с Наличие форсунок;

существующими емкостями хранения серы материалоемко сть

Таблица 4

Характеристика процесса Shell

Общая характеристика

Тип процесса Непрерывный

Время дегазации, ч До 10

Расположение модуля Интегрирован в яму (емкость) или внешнее

Действующий фактор Метод реализации

Массообмен в системе «газ - жидкость» Барботаж воздуха через слой жидкой серы

Интенсивное перемешивание за счет многократной вертикальной циркуляции жидкой серы

Давление Разрежение в газовом пространстве над поверхностью жидкой серы

Преимущества Недостатки

Проводится без использования катализатора; небольшое время дегазации; технология может быть интегрирована с существующими емкостями хранения серы Материалоемкость; воздушные распределительные устройства находятся в контакте с жидкой серой

Таблица 5

Характеристика процесса Amoco

Общая характеристика

Тип процесса Непрерывный

Время дегазации, ч 10

Расположение модуля Интегрирован в яму (емкость) либо внешнее

Действующий фактор Метод реализации

Массообмен в системе «газ - жидкость» Увеличение поверхности контакта фаз за счет использования в колонне катализатора процесса Клауса

Охлаждение Предварительное охлаждение жидкой серы перед вводом в узел дегазации

Каталитическое (химическое) воздействие Окисление растворенного H2S

Преимущества Недостатки

Непрерывность процесса; небольшое время дегазации Необходимо свободное пространство для установки внешнего модуля; энергоемкость

№ 1 (21) / 2015

62

Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

IV

II  2 II  2 II  2

в 1!

II 2

iJL

III _w_l------И-

III III

III

Рис. 6. Принципиальная технологическая схема процесса HySpec:

1 - реактор; 2 - электрическая мешалка; 3 - паровой эжектор; I - жидкая сера из гидрозатворов установки получения серы; II - воздух; III - амино-содержащий катализатор; IV - газ дегазации в печь дожига; V - дегазированная сера

<—

VI

I

II

VIII

4

III

3

х_

ч>

V

VII

о

^ .

Рис. 7. Принципиальная технологическая схема процесса D’GAASS:

1 - яма дегазации; 2 - насос; 3 - контактная колонна; 4 - теплообменник; 5 - паровой эжектор; I - жидкая сера из гидрозатворов установки получения серы; II - продувочный воздух; III - осушенный воздух под давлением; IV - жидкая сера в контактную колонну; V - газ дегазации на установку получения серы; VI - газ дегазации в печь дожига; VII - дегазированная сера; VIII - пар низкого давления

Рис. 8. Принципиальная технологическая схема процесса Worley Parsons:

1 - колонна дегазации; 2 - теплообменник; 3 - насос; 4 - контактная колонна;

5 - гидрозатвор установки получения серы; I - жидкая сера из гидрозатворов установки получения серы; II - воздух; III - ввод катализатора; IV - газ дегазации на установку получения серы и/или в печь дожига; V - дегазированная сера; VI - пар низкого давления

№ 1 (21) / 2015

Современные технологии переработки и использования газа

63

Таблица 6

Характеристика процесса HySpec

Общая характеристика

Тип процесса Непрерывный

Время дегазации, ч До 1

Расположение модуля Внешнее

Действующий фактор Метод реализации

Массообмен в системе «газ - жидкость» Использование механических перемешивающих устройств

Каталитическое

Давление Разрежение в газовом пространстве реактора

Преимущества Недостатки

Малое время дегазации Наличие движущихся частей в контакте с серой; энергоемкость; материало емко сть; использование катализатора

Таблица 7

Характеристика процесса D’GAASS

Общая характеристика

Тип процесса Непрерывный

Время дегазации, ч До 10

Расположение модуля Внешнее

Действующий фактор Метод реализации

Массообмен в системе «газ - жидкость» Увеличение поверхности контакта фаз за счет использования в колонне твердой фазы с развитой поверхностью

Охлаждение Предварительное охлаждение жидкой серы перед вводом в узел дегазации

Каталитическое (химическое) воздействие Окисление растворенного H2S

Преимущества Недостатки

Малое время дегазации; отсутствие катализатора дегазации; непрерывность Необходимо свободное пространство для установки внешнего модуля; энергоемкость; новый, не апробированный в промышленной эксплуатации процесс

Таблица 8

Характеристика процесса Worley Parsons

Общая характеристика

Тип процесса Непрерывный

Время дегазации, ч До 10

Расположение модуля Внешнее

Действующий фактор Метод реализации

Массообмен в системе «газ - жидкость» Увеличение поверхности контакта фаз за счет использования в колонне твердой фазы с развитой поверхностью и/или катализатора процесса Клауса

Барботаж воздуха через слой жидкой серы

Интенсивное перемешивание за счет многократной вертикальной циркуляции жидкой серы

Рециркуляция части дегазированной серы и смешение с потоками серы из конденсаторов установки Клауса

Охлаждение Предварительное охлаждение жидкой серы перед вводом в узел дегазации

Каталитическое (химическое) воздействие Окисление растворенного H2S

Использование жидкого катализатора для разложения полисульфидов водорода

№ 1 (21) / 2015

64

Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

Процесс Worley Parsons с патентованной системой сбора жидкой серы (RSC-D™) на базе процесса ExxonMobil иллюстрирует перспективные направления развития процессов дегазации, в которых использован положительный опыт существующих производств (рис. 8, табл. 8) [12].

Таким образом, в качестве перспективных приемов технологии дегазации серы предполагаются следующие методы:

• использование наземных аппаратов, что исключает риски их разрушения под действием климатических колебаний температуры и грунтовых вод;

• увеличение поверхности контакта фаз во внешних колоннах, встречные потоки серы

и воздуха;

• барботаж воздуха в слое серы вместо разбрызгивания;

• предварительное охлаждение серы перед контактной колонной, что повышает растворимость кислорода.

Как было отмечено, на действующих установках ГПЗ ОАО «Газпром» реализован процесс дегазации жидкой серы по технологии SNEA.

Согласно технической документации, жидкая сера, полученная на установке, самотеком поступает по трубопроводам в приемную яму суточного хранения, откуда перекачивается насосами по обогреваемому трубопроводу в яму дегазации.

В яме дегазации происходят удаление сероводорода и разрушение полисульфидов водорода путем многократной циркуляции жидкой серы. На вход работающих насосов подается газообразный аммиак.

В табл. 9 приведена сравнительная характеристика реализованного на газоперерабатывающем заводе ОАО «Газпром» процесса и современных процессов дегазации.

Анализ полученных данных показал следующее:

• наиболее простым способом достижения необходимой степени дегазации без использования аммиака является интенсификация режима продувки слоя жидкой серы воздухом с повышением поверхности контакта «жидкая сера - воздух»;

• применение безаммиачной технологии дегазации с минимальными изменениями существующего на ГПЗ процесса возможно на базе процессов Aquisulf и Shell. Для их внедрения необходимы объединение ям суточного хранения и дегазации, а также создание дополнительных технологических узлов.

Разработка применяемой на российских ГПЗ технологии относится к середине 1970-х гг. В то время наличие аммиака в системе считалось обязательным условием и никем не оспаривалось. Массообмен в системе «жидкая сера - воздух» при интенсивном перемешивании без аммиака в течение 24 ч подробно не изучался. Поэтому на начальном этапе исследований авторами было принято решение о проведении сравнительных испытаний уровня дегазации серы с добавлением аммиака (в соответствии с проектом) и в его отсутствие, что должно определить возможности существующей технологии, оценить необходимость использования аммиака и объемы его подачи.

Исследования на действующих промышленных установках проводились в два этапа.

На первом изучалась динамика снижения концентрации сероводорода при ведении процесса по проектной схеме с подачей аммиака в течение 16 ч и со снижением времени подачи аммиака до 8 ч. Результаты испытаний приведены на рис. 9.

За 8 ч дегазации с аммиаком (рис. 9б) концентрация сероводорода снижается до 13-15 мг/кг, в последующее время требуемый

Таблица 9

Характеристика процессов дегазации

Процесс Тип процесса Образование твердой фазы Модуль дегазации Интегрирование с существующим на ГПЗ ОАО «Газпром» процессом

яма внешний аппарат

SNEA Периодический + + - +

Aquisulf Непрерывный - + - +

Shell Непрерывный - + - +

Amoco Непрерывный - + + -

HySpec Непрерывный - - + -

D’GAASS Непрерывный - + + -

№ 1 (21) / 2015

Современные технологии переработки и использования газа

65

уровень дегазации серы достигается к 14 ч процесса независимо от наличия аммиака в системе.

На втором этапе первые 8 и 10 ч процесс проводили без аммиака, затем после отбора пробы серы на анализ подача аммиака возобновлялась в течение 6 и 4 ч (рис. 10).

Проведение процесса без аммиака в течение 8 ч снижает концентрацию сероводорода до 17 мг/кг, затем в течение 6 ч дегазация проводилась с подачей аммиака. Так же, как и на первом этапе испытаний, концентрация сероводорода становится ниже 10 мг/кг к 14 ч (рис. 10а).

Проведение процесса без аммиака позволяет получить требуемый результат по концентрации сероводорода к 10 ч процесса (рис. 10б), последующего добавления аммиака не потребовалось, но оно было проведено по настоянию руководства ГПЗ с целью снижения рисков и получения дополнительных гарантий по срокам отгрузки серы.

Совокупность полученных экспериментальных результатов позволяет определить несколько важных закономерностей.

Во-первых, независимо от наличия в системе аммиака массообмен между И28раств и И28газ по реакции (2) протекает достаточно эффективно - около 90 % растворенного сероводорода переходит в газовую фазу в первые 8 ч дегазации. Падение концентрации H2S ниже 10 мг/кг достигается за 14 ч.

Во-вторых, получение требуемого уровня дегазации жидкой серы возможно и в отсутствие аммиака.

На основании проведенных исследований можно рекомендовать следующие варианты ведения процесса дегазации серы:

1) снижение расхода аммиака на 50 % -подача аммиака в первые 8 ч процесса;

2) исключение подачи аммиака при гарантированно эффективной работе насосного оборудования.

К

20

15

& 10

к

и

&

т

14,9

Я

I 9,8

( 9,8 ^ 1

20 т

10 12 14

Время дегазации, ч

а

16

18

К

15

10

к

и

&

т

I 12,5 I 5

1 >10,8, > 10,9

i >8,6 * 9,0

10 12 14

Время дегазации, ч

б

16

Рис. 9. Концентрация сероводорода в жидкой сере (исходная концентрация - 120 мг/кг),

подача аммиака с начала дегазации:

а - по проектной схеме в течение 16 ч; б - со снижением времени подачи до 8 ч

18

сл «

20

15

£ 10

к

5

17,3 Т

( 1

К *9,1 * *9,3

10 12 14

Время дегазации, ч а

16

18

20

и

К

«

15

10

к

Т

< *16,9

< >8,1 1 *9,2 * 9,4

10 12 14

Время дегазации, ч

б

16

18

Рис. 10. Концентрация сероводорода в жидкой сере (исходная концентрация - 150 мг/кг), подача аммиака: а - после 8 ч; б - после 10 ч дегазации без аммиака

5

5

6

8

6

8

5

6

8

6

8

№ 1 (21) / 2015

66

Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

Список литературы

1. Грунвальд В.Р. Технология газовой серы /

В.Р Грунвальд. - М.: Химия, 1992. - 272 с.

2. Fanelli R. Solubility of hydrogen sulphide in sulphur / R. Fanelli // Ind. and Chem. - 1949. -V. 41. - № 9. - P. 2031-2033.

3. Wiewiorowski T.K. The sulfur-hydrogen sulfide system / T.K. Wiewiorowski, F. J. Tuoro // J. of Phys. Chem. - 1966. - V 70. - № 1. - P. 234-238.

4. Lagas J.A. Stop emissions from liquid sulfur /

J.A. Lagas // Hydrocar. process. - 1982. -

V. 195. - № 5. - P. 85-89.

5. King F.W. H2S removal from liquid sulphur /

F.W. King // Energy process. - 1974. - № 4. -P. 40-42.

6. Fenderson S. Sulfur degassing retrofit made easy with the D’GAASS process / S. Fenderson,

T. Allison // Int. Sulphur’2000 conf. - San Francisco, USA, 2000. - P. 247-261.

7. Nougayrede J. Liquid catalyst efficiently removes H2S from liquid sulfur / J. Nougayrede, R. Voirin // Oil & Gas Journal. - July 1989.

8. Johnson J.E. A comparison of the established sulfur degassing technologies / J.E. Johnson,

N.A. Hatcher // Laurence Reid gas conditioning conf. - Normal, USA, 2000. - P 145-165.

9. Пат. 5935548 США, МКИ СО 1В 17/02.

Method for removing hydrogen sulfide from molten sulfur / D.A. Franklin, N.A. Hatcher;

Black & Veatch Pritchard, Inc. - Заявл. 11.03.98; опубл. 10.08.99.

10. Irani J.P. Features and performance of commercial HySpecTM systems for degassing liquid sulphur / J.P. Irani, S.A. DePaoli, M.W. Arseneau //

Int. Sulphur’95 conf. - Abu Dhabi, 1995. -P. 21-29.

11. Пат. 5932967 USA, МКИ СО 1В 17/02. Process for the high pressure degassing of hydrogen sulfide from liquid sulfur / E. Nasato; Goar,

Allison & Associates, Inc. - Заявл. 19.09.95; опубл. 27.05.97.

12. A new standard for sulphur collection systems with integrated Degassing (RSC-D)™. -www.worleyparsons.com

References

1. Grunvald V.R. Gas sulfur technology /

V.R. Grunvald. - Moscow: Khimia, 1992. - 272 p.

2. Fanelli R. Solubility of hydrogen sulphide in sulphur / R. Fanelli // Ind. and Chem. - 1949. -

V 41. - № 9. - P. 2031-2033.

3. Wiewiorowski T.K. The sulfur-hydrogen sulfide system / T.K. Wiewiorowski, F. J. Tuoro //

J. of Phys. Chem. - 1966. - V 70. - № 1. -P. 234-238.

4. Lagas J.A. Stop emissions from liquid sulfur /

J.A. Lagas // Hydrocar. process. - 1982. -

V 195. - № 5. - P. 85-89.

5. King F.W. H2S removal from liquid sulphur /

F.W. King // Energy process. - 1974. - № 4. -P. 40-42.

6. Fenderson S. Sulfur degassing retrofit made easy with the D’GAASS process / S. Fenderson,

T. Allison // Int. Sulphur’2000 conf. -

San Francisco, USA, 2000. - P. 247-261.

7. Nougayrede J. Liquid catalyst efficiently removes H2S from liquid sulfur / J. Nougayrede, R. Voirin // Oil & Gas Journal. - July 1989.

8. Johnson J.E. A comparison of the established sulfur degassing technologies / J.E. Johnson,

N.A. Hatcher // Laurence Reid gas conditioning conf. - Normal, USA, 2000. - P. 145-165.

9. Pat. 5935548 US, СО 1В 17/02. Method for removing hydrogen sulfide from molten sulfur / D.A. Franklin, N.A. Hatcher; Black & Veatch Pritchard, Inc. - App. 11.03.98; pub. 10.08.99.

10. Irani J.P. Features and performance of commercial HySpecTM systems for degassing liquid sulphur / J.P. Irani, S.A. DePaoli, M.W. Arseneau //

Int. Sulphur’95 conf. - Abu Dhabi, 1995. -P. 21-29.

11. Pat. 5932967 US, СО 1В 17/02. Process for the high pressure degassing of hydrogen sulfide from liquid sulfur / E. Nasato; Goar, Allison & Associates, Inc. - App. 19.09.95; pub. 27.05.97.

12. A new standard for sulphur collection systems with integrated Degassing (RSC-D)™. -www.worleyparsons.com

№ 1 (21) / 2015