CA1100288A

CA1100288A - Separation process of acid components from gaseous mixes

Info

Publication number: CA1100288A
Application number: CA307,514A
Authority: CA
Inventors: Claude Blanc; Jean-Yves Chenard; Alain Dutouya
Original assignee: Societe National Elf Aquitaine
Current assignee: Societe National Elf Aquitaine
Priority date: 1977-07-18
Filing date: 1978-07-17
Publication date: 1981-05-05
Also published as: ES471810A1; YU170378A; PL208484A1; NL7807692A; GB2001338B; DE2831040A1; AU3808378A; IT7825744A0; IT1097534B; AU522774B2; JPS5440284A; GB2001338A

Abstract

L'invention concerne le domaine de l'absorption des composants acides des mélanges gazeux par lavage à l'aide d'un solvant. Elle a trait particulièrement à l'utilisation comme solvant d'un alkyl amino 2 éthanol de formule: R - HN - CH2 - CH2 - OH où R représente un radical alkyl de C à C6 compris, les constituants acides étant par rapport à l'alkyl amino 2 éthanol dans un rapport molaire compris entre 0,7 et 1,2, la solution d'amine ayant une concentration en amine totale de 0,5 à 6 moles par litre, la mise en contact s'effectuant à une température comprise entre 40.degree.C et 60.degree.C. Ce solvant est particulièrement adapté au traitement des hydrocarbures gazeux naturels et des gaz de raffineries.The invention relates to the field of absorption of the acid components of gas mixtures by washing with a solvent. It relates particularly to the use as solvent of an alkyl amino 2 ethanol of formula: R - HN - CH2 - CH2 - OH where R represents an alkyl radical from C to C6 inclusive, the acid constituents being relative to the alkyl amino 2 ethanol in a molar ratio of between 0.7 and 1.2, the amine solution having a total amine concentration of 0.5 to 6 moles per liter, the contacting being carried out at a temperature between 40.degree.C and 60.degree.C. This solvent is particularly suitable for the treatment of natural gaseous hydrocarbons and refinery gases.

Description

1~00288 La présente invention concerne,un procédé d'absorp-tion des composants acides des mélanges gazeux par lavage à
l'aide d'un solvant. `~
Les mélanges gazeux industriels, notamment les gaz naturels, les gaz de synthèse et les gaz de raffineries ~ ,~
d'hydrocarbures comportent des constituants acides tels que l'hydrogène sulfuré ou l'anhydride carbonique.
On a proposé et utilisé de nombreux procédés pour éliminer les constituants acides indésirables des mélanges gazeux industriels. Une pratique courante consiste à utiliser des solutions aqueuses d'amines organiques qui se combinent ~ , facilement avec les gaz faiblement acides à des températures relativement basses et qui peuvent être régénérées, puis réutilisées en les chauffant à des températures sufisantes pour libérer de fa,con sensiblement complète les gaz acides absorbés. Au cours du cycle classique d'un tel lavage aux amines, on fait passer la solution d'amine aqueuse à travers un dispositif de mise en contact opérant à contre-courant par rapport au gaz à purifier.
Les constituants gazeux acides sont absorbés par la solution d'amine qui passe alors dans une colonne de régénération où elle est chauffée en présence d'un courant de vapeur d'eau pour libérer les gaz acides absorbés. La solution d'amine régénérée est alors refroide et recyclée à l'absorbeur. La définitlon d'un tel procédé de traitement suppose la connaissan-ce de plusieurs paramètres: le plus important est le taux de charge de 1'amine, c'est-à-dire le nombre de moles de gaz acide absorbées par mole d'amine, qui lie le débit de solvant au débit de gaz à traiter. La connaissance du taux de charge maximal compatible avec l'obtention de la purification nécessaire permet de réaliser des économies importantes dans les frais d'expioitation, attendu qu'un tel rapport assure des débits $~

., 1~(}6~2~38 de solvant réduits et donc des consommations de vapeur dans le régénérateur et des coûts de pompage minimaux.
Diverses amines ont été proposées pour éliminer les constituants acides des mélanges gazeux industriels, et notamment la monoéthanolamine (MæA)~ la diéthanolamine (DEA) et la diisopropanolamine (DIPA). La MæA, bien que satisfaisan-te pour éliminer l'H2S et le CO2 n'est pas utilisable avec les mélanges gazeux contenant du COS car elle est dégradée irré-versiblement par ce composé. Elle pose en outre des problènes de corrosion. La DEA, elle, n'est pas dégradée par le COS, mais elle est moins efficace que la MæA pour éliminer 1'H2S
et le CO2: on considère toutefois que cette amine représente jusqu'à présent le meilleur compromis. Les propriétés de la DIPA sont, sous certains aspects, taux de charge admissible en particulier, plutôt inférieures à celles de la DEA.
Les monoalkyl-monoéthanolamines de formule générale:
R NH CH -CH -OH
ou alkylamino 2 éthanols sont connus pour leur effet promoteur dans les procédés d'absorption du CO2 dits "au carbonate".
Le brevet US 2.131.663 a indiqué les propriétés des alkylamino 2 éthanols en solutions organiques pour la désacidi-fication de mélanges gazeux.
Le brevet français 1.428.356 souligne les grandes vitesses de réaction de ces amines avec le CO2 et le COS, mais décrit leur emploi dans des conditions telles de débit du gaz et de débit de la solution d'amine que le taux de charge de l'amine soit de 0,2 mole de gaz acide par mole d'amine. Ce taux de charge est très faible et incompatible avec les contrantes imposées par une exploitation économique.
Le procédé suivant l'invention permet de pallier ces difficultés en définissant des conditions d'utilisation corres-pondant aux normes d'une exploitation industrielle. 1 ~ 00288 The present invention relates to a method of absorbing tion of the acid components of the gas mixtures by washing with using a solvent. `~
Industrial gas mixtures, especially gases natural gases, synthesis gases and refinery gases ~, ~
of hydrocarbons contain acid components such as hydrogen sulfide or carbon dioxide.
Many methods have been proposed and used for remove unwanted acid components from mixtures industrial gases. A common practice is to use aqueous solutions of organic amines which combine ~, easily with weakly acid gases at temperatures relatively low and can be regenerated and then reused by heating them to sufficient temperatures to liberate fa, substantially complete con acid gases absorbed. During the conventional cycle of such washing with amines, the aqueous amine solution is passed through a contacting device operating against the current compared to the gas to be purified.
The acid gas constituents are absorbed by the amine solution which then passes through a regeneration column where it is heated in the presence of a stream of water vapor to release the absorbed acid gases. The amine solution regenerated is then cooled and recycled to the absorber. The the definition of such a treatment process presupposes knowledge this of several parameters: the most important is the rate amine loading, i.e. the number of moles of gas acid absorbed per mole of amine, which binds the flow of solvent at the gas flow to be treated. Knowledge of the charge rate maximum compatible with obtaining the necessary purification allows significant savings in costs expioitation, whereas such a report ensures flow rates $ ~

., 1 ~ (} 6 ~ 2 ~ 38 reduced solvent and therefore vapor consumption in the regenerator and minimal pumping costs.
Various amines have been proposed to remove the acid constituents of industrial gas mixtures, and especially monoethanolamine (MæA) ~ diethanolamine (DEA) and diisopropanolamine (DIPA). The MæA, although satisfactory te to remove H2S and CO2 cannot be used with gas mixtures containing COS because it is degraded irre-versibly by this compound. It also poses problems corrosion. The DEA is not degraded by the COS, but it is less effective than MæA in eliminating H2S
and CO2: it is however considered that this amine represents so far the best compromise. The properties of DIPA are, in some ways, allowable load rate in particular, rather lower than those of the DEA.
The monoalkyl monoethanolamines of general formula:
R NH CH -CH -OH
or alkylamino 2 ethanols are known for their promoter effect in so-called "carbonate" CO2 absorption processes.
US Patent 2,131,663 has indicated the properties of alkylamino 2 ethanols in organic solutions for deacidification gasification of mixtures.
French patent 1,428,356 highlights the major reaction rates of these amines with CO2 and COS, but describes their use under such flow conditions of the gas and amine solution flow as the charge rate of the amine, ie 0.2 mole of acid gas per mole of amine. This charge rate is very low and incompatible with contrants imposed by economic exploitation.
The method according to the invention overcomes these difficulties in defining corresponding conditions of use meeting the standards of an industrial operation.

- 2 -l~O~Z88 Dans un procede de désacidification d'un méla~ge ~azeux contenant au moins un composé acide choisi parmi le groupe consti-tue par le H2S et le CO2, dans lequel on met en contact le mélange gazeux avec une solution aqueuse d'amine, ladite solution d'amine absorbant la majeure partie d'au moins un desdits composés acides du mélange gazeux, et l'on traite la solution d'amine, chargée en constituants acides, au moyen d'un apport de chaleur, ~
une température et sous une pression telles que la solution, suiYant le type d'amine choisie relache au moins un desdits composés acides, l'amine étant un alkyl amino-2 éthanol de formule: R-NH-CH2-CH2-OH
où R represente un radical alkyl de Cl à C6 inclus, et l'invention consiste en ce que les débits dudit mélange gazeux contenant au moins un composé acide et de solution d'amine sont réglés de telle façon que le nombre de moles de gaz acide absorbées par mole d'amine, ou taux de charge, soit compris entre 0,7 et 1,2.
Dans un tel procédé, la solution d'amine a une concentration en amine totale de 0,5 a 6 moles par litre et préférentiellement de 2 a 4 moles par litre; et la mise en contact de la solution d'amine avec le mélange gazeux s'effectue entre 40 C et 100 C.
Cet intervalle de température correspond aux conditions de marge des installations pour lesquelles au sommet des absorbeurs on mesure des températures proches de 70 C. A cette valeur de la température, la tension de vapeur d'un alkyl amino-2 éthanol est supérieure à celle de la diéthyl éthanol amine. Ceci provoque des entraînements d'amine et cette perte doit être mise au passif de l'opération.
C'est pourquoi suivant un mode de réalisation preférentiel on réalise l'absorption à une température telle que la tension de vapeur soit au plus égale à celle de la DEA dans les installations du type précédent; ceci est réalisé lorsque, la mise en contact de la solution d'amine avec le mélange ~.

110~288 gazeux s'effectue à une température comprise entre 40 et 60C.
De fa~con préférentielle, l'amine choisie est telle que R représente un radical alkyl de Cl à C4.
Il est enfin avantageux de régler les débits de gaz acide et de la solution d'amine de telle fac~on que le nombre ~ .
de moles de gaz acide absorbées par mole d'amine, ou taux de charge, soit compris entre 0,8 et 1,1.
Le remplacement des solutions d'amine usuellement utilisées dans les procédés de désacidification, la diéthanol amine par exemple, par des solutions de même concentration molaire d'alkyl amino-2 éthanols, et plus spécialement de méthyl amino-2 éthanol, d'éthyl amino-2 éthanol et de butyl amino-2 éthanol, permet d'adopter des taux de charge en constituants acides nettement plus élevés tout en continuant à produire un gaz épuré satisfaisant aux spécifications. En d'autres termes, ces amines permettent de réaliser, toutes choses égales ailleurs, une épuration donnée avec des débits de solvants inférieures à ceux de la DEA. Les diminutions de débits possibles varient de 10 à 30% selon l'alkyl éthanol amine, les conditions de traitement et les caractéristiques ~du gaz à traiter, ce qui représente des gains importants sur l'énergie de recyclage de l'amine pauvre à l'absorbeur et, dans une moindre mesure, sur l'énergie de régénération de l'amine riche, Un des intérets du procédé selon l'invention est que cette économie d'énergie est obtenue pratiquement sans inves-tissement même sur des installations existantes, le schéma de procédé utilisé étant très proche du schéma habituel des installations de lavage aux amines.
L'invention sera mieux comprise dans le commentaire de la figure, donnée à titre non limitatif, d'un schéma d'installation industrielle de traitement de gaz selon l'inven-tion.

~106~288 En se référant ~ cette figure, on trouve une conduite 10 d'amenée de gaz à traiter à un séparateur d'entrée ll d'où
sont issues une conduite 12 pour les condensats et une conduite `~
13 pour la phase gazeuse, La conduite 13 débouche à la partie inférieure d'une colonne 14 de mise en contact, ladite colonne 14 contenant une pluralité de plateaux de mise en contact tels que 15.
Le dispositif de mise en contact est un récipient de mise en contact d'un gaz avec un liquide et peut contenir tout agencement approprié de divers types de plateaux, de chicanes et de garnitures, suivant les besoins pour parvenir au meilleur contact entre le liquide et le gaz.
A la partie supérieure de la colonne 14, débouche ~`
une conduite 16 reliée à un moyen d'alimentation en solution.
De la colonne 14 de mise en contact sont issues, :
de la partie supérieure, une conduite 17 d'évacuation de la phase gazeuse et de la partie inférieure, une conduite 18 d'évacua-tion de la phase liquide. La conduite 18, après passage dans un échangeur 19, est prolongée par une conduite 21,~ débouchant ~ la partie supérieure d'une colonne de régénération 20 contenant une pluralité de plateaux 22.
La colonne de régénération 20 comporte à sa partie inférieure un bouilleur 23 généralement constitué par un échangeur tubulaire relié à une source de vapeur d'eau, non représentée.
De la partie inférieure de la colonne de régénéra-tion 20 est issue une conduite 24, cette conduite 24, après passage dans l'échangeur 19 est prolongée par la conduite 16 qui débouche à la partie.supérieure de la colonne 14 après passage à travers le réfrigérant 24 A.
De la partie supérieure de la colonne de régénéra-tion 20 est issue une conduite 25 débouchant dans un condenseur 110~2~38 26. Du condenseur sont issues une conduite haute 27 pour effluent gazeux et une conduite basse 25' pour condensat.
La conduite 25' aboutit à un réservoir 28 d'où sont issues deux conduites, ~ savoir une conduite 29 débouchant à la partie haute de la colonne de régénération 20 et une conduite 30 aboutissant à une décharge.
Le fonctionnement d'une telle installation est le suivant: -On traite le gaz naturel contenant l'H2S et le CO2 en l'admettant par la conduite 10 dans le séparateur d'entrée11 lequel on élimine du gaz naturel une certaine quantité
d'eau et d'hydrocarbures lourds. Le gaz naturel quitte le sommet du séparateur par la conduite 13 et pénètre dans la section inférieure d'un dispositif de mise en contact à
contre-courant 14 contenant une série de plateaux 15.
Ce dispositif a pour but de parvenir à un contact intime entre le liquide et le gaz et peut contenir tout agencement favorable: plateaux, chicanes, garnissage...
La solution d'alkyl éthanol amine est introduite dans la section supérieure du dispositif de mise en contact par la conduite 16. Le gaz naturel épuré quitte le sommet du dispositif par la conduite 17. Il satisfait à ce stade aux spécifications usuelles en H2S (4 vpm) et peut être, après séchage, utilisé directement.
La vitesse de circulation de la solution d'alkyl amino-2 éthanol et celle du gaz à traiter sont telles que le taux de charge de l'amine soit voisin de 1 et en tous cas compris entre 0.7 et 1.2.
La solution d'amine riche, quittant le dispositif de mise en contact par la conduite 18 est chauffée en passant à
travers un échangeur 19 avant de pénétrer dans la colonne de régén-ration 20 par la conduite 21. Le régénérateur contient 11~)6~2~38 une série de plateaux 22 et comporte à sa partie inférieure un rebouilleur 23 pour créer la vapeur d'eau servant à
régénérer la solution d'amine. La solution d'amine régénérée chaude quitte le fond du réyénérateur par la conduite 24, elle est ensuite refroidie par l'échangeur 19 puis par le réfrigérant 24 A avant d'être recyclée dans la colonne 14 par la conduite 16. Les gaz acides quittent le régénérateur par la conduite 25 et passent à travers le condenseur 26. L'eau et l'amine récupérées dans le condenseur 26 sont recueillies dans le réservoir 28 servant d'accumulateur et recyclées dans le régénérateur afin de limiter les pertes en eau et en amine.
On n'a pas représenté pour plus de clarté les multiples appa-reils: pompes, soupages, réservoirs, etc... dont l'utilisa-tion est évidente pour le spécialiste. Un exemple de traite-ment d'un hydrocarbure gazeux riche en constituants acides dans un appareil pilote servira à démontrer la supériorité
du procédé selon l'invention par rapport aux procédés utilisant une amine classique.
Exem~le 1 Un mélange gazeux acide contenant (en /0 volume) 40 % de méthane, 25 % de CO2 et 35 % d'H2S, parvient au séparateur d'entrée sous une pression totale de 20 bars à la température de 40C. Ce gaz est lavé à contre-courant, dans un dispositif analogue à celui décrit précédemment, par une solution d'éthyl amino-2 éthanol 3 N, ou solution trois moles par litre, qui, après avoir été régénéré à
2j5 gramme par litre d'H2S par rebouillage à la vapeur d'eau effectué à une température comprise entre 100C et 130C, est introduite à 58C en tête d'absorbeur. Le taux de charge de l'amine est réglé à 1,05 mole de gaz acide/mole d'amine. Les températures sont alors de 60~C et de 90C en tête et en pied d'absorbeur respectivement. Le gaz épuré obtenu contient 4 110~288 volumes par million d'H2S et 0,07 % uolume de CO2. En rempla~cant l'éthyl amino éthanol 3 N, par de la DEA 3 N
vierge et en imposant les mêmes températures en tête et en pied d'absorbeur, le débit et la composition du gaz traité
étant inchangés, on ne peut dépasser un taux de charge de 0,85 mole de gaz acide/mole d'amine. Le gaz épuré contient 5 volumes par million d'H2S et 0,04 % de CO2. Le débit de DEA nécessaire pour tenir les spécifications en H2S du gaz épu~é est donc de 20 % environ supérieur à celui d'éthyl amino éthanol.
Exemple 2 Un gaz brut contenant 15 % d'H2~ 10 % de CO2 et 75 % de méthane d'un débit égal à 100.000 Nm3/h est introduit à 20C sous une pression de 80 bars dans un absorbeur. A
contre-courant du gaz, circule une solution aqueuse d'éthyl amino 2 éthanol à une concentration de 3 moles par litre.
Son débit est de 320 m3/h. On introduit cette solution en tête de l'absorbeur à une température de 45C.
Dans ces conditions, la température de la solution chargée en gaz acide quittant l'absorbeur est de 75C.
Par rapport ~ l'exemple 1, le fait d'introduire la solution d'amine à une température inférieure présente un double intérêt. D'une part, on diminue d'un facteur 3 les pertes d'amine dues à l'entraînement de la tension de vapeur par le gaz. D'autre part, la température atteinte en fond d'absorbeur étant abaissée, et bien qu'on ait observé que l'éthyl amino 2 éthanol soit nettement moins corrosive que les autres alkanolamines comme la diéthanol amine ou la monoéthanolamine par exemple, on diminue encore la vitesse de corrosion des métaux par le liquide chargé en constituant acide. - 2 -l ~ O ~ Z88 In a deacidification process of a ~ ge ~ mela containing at least one acidic compound chosen from the group consisting of kills by H2S and CO2, in which we put the gas mixture with an aqueous amine solution, said solution of amine absorbing the major part of at least one of said compounds acids of the gas mixture, and the amine solution is treated, loaded with acid constituents, by means of a heat supply, ~
temperature and pressure such as solution, following the type of amine chosen releases at least one of said acid compounds, the amine being a 2-aminoalkyl ethanol of formula: R-NH-CH2-CH2-OH
where R represents an alkyl radical from Cl to C6 inclusive, and the invention consists of the flow rates of said gaseous mixture containing at minus an acidic compound and amine solution are set such so that the number of moles of acid gas absorbed per mole of amine, or charge rate, ie between 0.7 and 1.2.
In such a process, the amine solution has a concentration in total amine from 0.5 to 6 moles per liter and preferably from 2 to 4 moles per liter; and bringing the amine solution into contact with the gas mixture is carried out between 40 C and 100 C.
This temperature interval corresponds to the conditions of margin of the installations for which at the top of the absorbers temperatures close to 70 C. are measured. At this value of temperature, the vapor pressure of a 2-aminoalkyl ethanol is higher than that of diethyl ethanol amine. This causes amine training and this loss must be put on the liabilities side of the operation.
This is why, according to a preferred embodiment, absorbs at a temperature such that the voltage of vapor is at most equal to that of the DEA in the installations of the previous type; this is achieved when, bringing the amine solution with mixture ~.

110 ~ 288 gas is carried out at a temperature between 40 and 60C.
In fa ~ con preferential, the amine chosen is such that R represents an alkyl radical from C1 to C4.
Finally, it is advantageous to adjust the gas flow rates acid and amine solution in such a way ~ that the number ~.
moles of acid gas absorbed per mole of amine, or rate load, ie between 0.8 and 1.1.
Replacement of amine solutions usually used in deacidification processes, diethanol amine for example, by solutions of the same concentration molar of 2-aminoalkyl ethanols, and more particularly of 2-amino methyl ethanol, 2-amino ethyl ethanol and butyl 2-amino ethanol, allows to adopt charge rates in significantly higher acid constituents while continuing to produce a purified gas satisfying the specifications. In in other words, these amines make it possible, all things equal elsewhere, a purification given with flow rates solvents lower than those of DEA. The decreases possible flow rates vary from 10 to 30% depending on the alkyl ethanol amine, processing conditions and characteristics ~ of the gas to be treated, which represents significant gains on the energy of recycling the poor amine to the absorber and, in a lesser measure, on the regenerative energy of the amine rich, One of the advantages of the process according to the invention is that this energy saving is obtained practically without investment even on existing installations, the diagram of process used being very close to the usual scheme of amine washing facilities.
The invention will be better understood in the commentary of the figure, given without limitation, of a diagram industrial gas treatment plant according to the invention tion.

~ 106 ~ 288 Referring to this figure, we find a pipe 10 for supplying gas to be treated to an inlet separator 11 from where a line 12 for condensates and a line `` ~
13 for the gas phase, Line 13 leads to the part bottom of a contacting column 14, said column 14 containing a plurality of contacting plates such than 15.
The contacting device is a container of bringing a gas into contact with a liquid and may contain any suitable arrangement of various types of trays, baffles and trim, as needed to achieve at the best contact between the liquid and the gas.
At the upper part of column 14, leads ~ `
a pipe 16 connected to a solution supply means.
From the contacting column 14, come:
from the upper part, a phase evacuation pipe 17 gas and from the lower part, a pipe 18 for evacuating tion of the liquid phase. Line 18, after passing through an exchanger 19, is extended by a pipe 21, ~ opening ~ the upper part of a regeneration column 20 containing a plurality of plates 22.
The regeneration column 20 has in its part lower a boiler 23 generally consisting of a tubular exchanger connected to a source of water vapor, not represented.
From the bottom of the regeneration column tion 20 comes from a line 24, this line 24, after passage in the exchanger 19 is extended by line 16 which leads to the upper part of column 14 after passage through the 24 A refrigerant.
From the top of the regeneration column tion 20 comes from a pipe 25 opening into a condenser 110 ~ 2 ~ 38 26. From the condenser comes a high pipe 27 for gaseous effluent and a 25 'low condensate line.
Line 25 'ends at a reservoir 28 from which two pipes, ~ a pipe 29 leading to the upper part of the regeneration column 20 and a pipe 30 leading to a discharge.
The operation of such an installation is the following: -We treat natural gas containing H2S and CO2 by admitting it through line 10 into the inlet separator 11 which eliminates a certain amount of natural gas water and heavy oil. Natural gas leaves the top of the separator via line 13 and enters the lower section of a contacting device at counter-current 14 containing a series of plates 15.
The purpose of this device is to achieve contact intimate between liquid and gas and can contain everything favorable arrangement: trays, baffles, upholstery ...
The alkyl ethanol amine solution is introduced in the upper section of the contacting device via line 16. Clean natural gas leaves the summit of the device through line 17. It satisfies at this stage with the usual specifications in H2S (4 vpm) and can be, after drying, used directly.
The circulation speed of the alkyl solution 2-amino ethanol and that of the gas to be treated are such that the amine loading rate is close to 1 and in any case between 0.7 and 1.2.
The rich amine solution, leaving the device brought into contact by line 18 is heated passing to through an exchanger 19 before entering the column of regeneration 20 through line 21. The regenerator contains 11 ~) 6 ~ 2 ~ 38 a series of plates 22 and has at its lower part a reboiler 23 to create the steam used for regenerate the amine solution. The regenerated amine solution hot leaves the bottom of the re-generator by line 24, it is then cooled by the exchanger 19 and then by the 24 A refrigerant before being recycled to column 14 by line 16. The acid gases leave the regenerator by line 25 and pass through condenser 26. Water and the amine recovered in the condenser 26 are collected in the reservoir 28 serving as an accumulator and recycled in the regenerator in order to limit losses of water and amine.
The multiple devices have not been shown for clarity.
reils: pumps, soups, tanks, etc ... whose use tion is obvious to the specialist. An example of trafficking ment of a gaseous hydrocarbon rich in acid constituents in a pilot device will serve to demonstrate superiority of the process according to the invention compared to the processes using a classic amine.
Example 1 An acid gas mixture containing (in / 0 volume) 40% methane, 25% CO2 and 35% H2S, reaches inlet separator under a total pressure of 20 bars at a temperature of 40C. This gas is backwashed, in a device similar to that described above, with a solution of ethyl amino-2 ethanol 3 N, or solution three moles per liter, which after being regenerated to 2j5 gram per liter of H2S by reboiling with steam carried out at a temperature between 100C and 130C, is introduced at 58C at the top of the absorber. The charge rate of the amine is adjusted to 1.05 mole of acid gas / mole of amine. The temperatures are then 60 ~ C and 90C at the top and bottom absorber respectively. The purified gas obtained contains 4 110 ~ 288 volumes per million H2S and 0.07% uolume of CO2. In replaced ~ cant 3 N ethyl amino ethanol, with DEA 3 N
virgin and by imposing the same temperatures at the top and at the bottom of the absorber, the flow rate and the composition of the treated gas being unchanged, one cannot exceed a charge rate of 0.85 mole of acid gas / mole of amine. The purified gas contains 5 volumes per million H2S and 0.04% CO2. The flow of DEA required to maintain the H2S gas specifications epu ~ é is therefore about 20% higher than that of ethyl amino ethanol.
Example 2 A raw gas containing 15% H2 ~ 10% CO2 and 75% methane with a flow rate equal to 100,000 Nm3 / h is introduced at 20C under a pressure of 80 bars in an absorber. AT
gas counterflow, an aqueous ethyl solution circulates amino 2 ethanol at a concentration of 3 moles per liter.
Its flow is 320 m3 / h. We introduce this solution in head of the absorber at a temperature of 45C.
Under these conditions, the temperature of the solution charged with acid gas leaving the absorber is 75C.
Compared to Example 1, introducing the amine solution at a lower temperature has a double interest. On the one hand, we decrease by a factor of 3 the amine losses due to entrainment of vapor pressure by gas. On the other hand, the temperature reached at the bottom absorber being lowered, and although it has been observed that ethyl amino 2 ethanol is significantly less corrosive than other alkanolamines such as diethanol amine or monoethanolamine for example, the speed is further reduced corrosion of metals by the liquid loaded constituting acid.

Claims

The embodiments of the invention, about which a exclusive right of property or lien is claimed, are defined as follows:

1. In a process for deacidifying a gas mixture containing at least one acidic compound chosen from the group consisting of killed by H2S and CO2, in which we put the gas mixture with an aqueous amine solution, said solution of amine absorbing the major part of at least one of said compounds acids of the gas mixture, and the amine solution is treated, charged with acid compounds, by means of a heat supply, at a temperature and under pressure such as solution, depending the type of amine chosen releases at least one of said acid compounds, the amine being a 2-aminoalkyl ethanol of general formula:

where R represents an alkyl radical from C1 to C6 inclusive, the perfection-characterized in that:
a) the flow rates of said gas mixture containing at least one acidic compound and said amine in aqueous solution are regulated from such that the number of moles of acid gas absorbed by mole of amine, or charge rate, between 0.7 and 1.2 mole.
b) the total concentration of said amine in solution is now naked between 0.5 - 6.0 mole of amine per liter, and c) bringing said gaseous mixture into contact with said amine aqueous solution is carried out at a temperature between 40 ° C.
and 100 ° C.