CA2874361C - Procede d'elimination selective du sulfure d'hydrogene de melanges gazeux et utilisation d'un thioalcanol pour l'elimination selective du sulfure d'hydrogene - Google Patents

Procede d'elimination selective du sulfure d'hydrogene de melanges gazeux et utilisation d'un thioalcanol pour l'elimination selective du sulfure d'hydrogene Download PDF

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Abstract

Procédé d'élimination sélective du sulfure d'hydrogène par rapport au dioxyde de carbone dans un mélange gazeux contenant au moins du sulfure d'hydrogène H2S et du dioxyde de carbone CO2, comprenant une étape de mise en contact dudit mélange gazeux avec une solution absorbante comprenant, de préférence constituée par, au moins une aminé, de l'eau, et au moins un thioalcanol en C2 à C4. Utilisation de ladite solution absorbante pour l'élimination sélective du sulfure d'hydrogène par rapport au dioxyde de carbone dans un mélange gazeux contenant au moins du sulfure d'hydrogène et du dioxyde de carbone. Utilisation d'au moins un thioalcanol en C2 à C4 en tant qu'additif à une solution absorbante comprenant, de préférence constituée par, au moins une aminé, et de l'eau, pour accroître la sélectivité de ladite solution absorbante pour l'élimination du sulfure d'hydrogène par rapport au dioxyde de carbone dans un mélange gazeux contenant au moins du sulfure d'hydrogène et du dioxyde de carbone.

Description

PROCÉDÉ D'ÉLIMINATION SÉLECTIVE DU SULFURE D'HYDROGENE
DE MÉLANGES GAZEUX ET UTILISATION D'UN THIOALCANOL POUR
L'ÉLIMINATION SÉLECTIVE DU SULFURE D'HYDROGENE.
DESCRIPTION
DOMAINE TECHNIQUE
La présente invention a trait à un procédé
d'élimination sélective du sulfure d'hydrogène de mélanges gazeux.
Plus précisément, la présente invention concerne un procédé d'élimination sélective du sulfure d'hydrogène en présence de dioxyde de carbone dans un mélange gazeux contenant du sulfure d'hydrogène et du dioxyde de carbone.
La présente invention concerne en outre l'utilisation d'un thioalcanol pour l'élimination sélective du sulfure d'hydrogène.
Plus précisément, la présente invention concerne en outre l'utilisation d'une solution absorbante comprenant un thioalcanol pour l'élimination sélective du sulfure d'hydrogène en présence de dioxyde de carbone dans un mélange gazeux contenant du sulfure d'hydrogène et du dioxyde de carbone, ainsi que l'utilisation d'un thioalcanol en tant qu'additif à une solution absorbante pour accroître la sélectivité de ladite solution absorbante vis-à-vis de l'élimination du sulfure d'hydrogène en présence de dioxyde de carbone dans un mélange gazeux contenant du sulfure d'hydrogène et du dioxyde de carbone.
L'invention s'applique en particulier à
l'élimination sélective du H2S dans les gaz naturels,
2 PCT/EP2013/060578 afin de fournir d'une part un courant gazeux exempt de H2S ou présentant une teneur en H2S inférieure à un seuil spécifié, destiné par exemple à l'alimentation d'un réseau de distribution de gaz naturel pour une utilisation domestique, et d'autre part un courant gazeux acide enrichi en H2S destiné par exemple à
l'alimentation d'une installation de production de soufre, par exemple par le procédé CLAUS, ou à la synthèse de composés thio-organiques.
ÉTAT DE LA TECHNIQUE ANTÉRIEURE
La purification de mélanges gazeux et notamment de mélanges gazeux hydrocarbonés tels que le gaz naturel, ou autres tels que les gaz de synthèse, afin d'en éliminer les contaminants et impuretés est une opération courante dans l'industrie.
Ces impuretés et contaminants sont notamment les gaz acides tels que par exemple le dioxyde de carbone (CO2), et le sulfure d'hydrogène (H2S) d'autres composés soufrés différents du sulfure d'hydrogène (H2S) tels que par exemple le sulfure de carbonyle (COS) et les mercaptans (R-SI-I, où R est un groupe alkyle) ; l'eau ; et certains hydrocarbures.
Le dioxyde de carbone et le sulfure d'hydrogène peuvent représenter une part importante du mélange gazeux issu d'un gisement de gaz naturel, typiquement de 3% à 70% en volume, tandis que le COS est présent en quantités plus faibles, allant typiquement de 1 à
100 ppm en volume, et que les mercaptans sont présents à une teneur généralement inférieure à 1000 ppm en
3 volume, par exemple comprise entre 5 ppm en volume et 500 ppm en volume.
Le gaz naturel issu d'un gisement subit ainsi plusieurs traitements afin de répondre à des spécifications dictées notamment par des contraintes commerciales, des contraintes de transport ou des contraintes liées à la sécurité.
Ces traitements sont notamment des traitements de désacidification, de déshydratation, et de dégazolinage. Ce dernier traitement consiste à séparer du gaz méthane, qui est envoyé dans le réseau de distribution, l'éthane, le propane, le butane et les essences formant le gaz de pétrole liquéfié ( LPG ).
On peut chercher à éliminer simultanément tous les gaz acides contenus dans un mélange gazeux tel que le gaz naturel.
Cependant, on peut aussi souhaiter extraire sélectivement 1'H2S par rapport au CO2 contenus dans un mélange gazeux tel que le gaz naturel.
En effet, les spécifications sur la teneur en gaz acide dans le gaz traité sont spécifiques à chacun des produits considérés.
Si des teneurs de quelques ppm sont imposées pour l'H25, on rencontre des spécifications pour le CO2 allant jusqu'à quelques %, en général 2%.
Dans ces conditions, un procédé optimal permettra l'élimination sélective de 1'H2S vis-à-vis du 002, avec une co-absorption minimale ou contrôlée du 002.
Le premier enjeu de l'élimination sélective de l'H2S est tout d'abord énergétique. La minimisation de
4 la quantité de CO2 absorbé conduit directement à
minimiser la taille et les coûts opératoires de l'installation.
De plus, la minimisation de la co-absorption du CO2 est importante car l'H2S récupéré est ensuite envoyé
vers des unités mettant en uvre la réaction de Claus afin de transformer l'H2S en soufre.
Les performances de ces unités Claus sont étroitement liées à la concentration en H2S dans le gaz acide récupéré en sortie des unités de désacidification du gaz naturel : plus l'H2S est concentré, plus ces procédés sont performants et moins ils sont soumis aux autres impuretés contenues dans leur alimentation.
Le gaz riche en H2S, envoyé à l'installation CLAUS doit généralement comprendre au moins 30% en volume d'H2S.
Les procédés connus pour l'élimination sélective de l'H2S peuvent être classés en trois catégories principales.
A la première catégorie appartiennent les procédés qui mettent en uvre des solvants physiques et qui sont basés sur l'absorption physique des gaz acides dans ce solvant.
Des solvants physiques typiques sont le méthanol, la N-méthylpyrrolidone, et les éthers dialkyliques (diméthyliques) de polyéthylène glycol.
Ces solvants physiques présentent l'inconvénient d'absorber aussi en quantités importantes les hydrocarbures et en particulier les hydrocarbures comportant un nombre d'atomes de carbone supérieur à celui du propane, qui peuvent être présents notamment dans le gaz naturel.
Ces hydrocarbures vont se retrouver dans le courant de gaz envoyé à l'installation Claus , ce
5 qui est extrêmement gênant.
A la deuxième catégorie appartiennent les procédés d'oxydation basés sur l'oxydation de l'H2S
pour donner du soufre tels que le procédé Giammarco ou le procédé Stretford, mais ces procédés posent d'importants problèmes environnementaux.
A la troisième catégorie appartiennent les procédés mettant en uvre une absorption chimique par des solutions aqueuses d'amines, de préférence d' amines tertiaires. Ces amines forment au contact des gaz acides des sels qui peuvent être décomposés par chauffage et/ou épurés ( stripping ) à la vapeur.
Ces procédés doivent leur sélectivité au fait que la réaction chimique de 1'H2S avec l'amine tertiaire est très rapide, et bien plus rapide que la réaction avec le gaz carbonique qui reste cinétiquement limitée. Cette différence entre les vitesses de réaction respectives du CO2 et de 1'H2S avec ces amines tertiaires, associée éventuellement à une optimisation du contact gaz-liquide, permet ainsi une élimination sélective de l'H2S.
Ces procédés sont bien connus de l'homme du métier dans ce domaine de la technique, il s'agit par exemple du procédé AdvAmines MDEAmax proposé par la société Prosernat. D'autres procédés sont proposés par les sociétés BASF et EXXON-MOBIL et mettent en uvre des formulations spécifiques pour optimiser
6 l'élimination sélective de l'H2S. Ces procédés sont basés sur une optimisation des amines tertiaires utilisées.
Ainsi, le document FR-A1-2 328 657 a trait à un procédé d'enrichissement en H2S des gaz acides contenant de l'H2S, du CO2 et une proportion d'hydrocarbure inférieure à 5% dans lequel on lave les gaz à contrecourant avec une solution aqueuse de Méthyldiéthanolamine (MDEA).
Le document WO-A1-87/01961 décrit un procédé et un dispositif pour l'élimination sélective de l'H2S
d'un gaz en contenant dans lequel on met en contact le gaz à traiter, dans une zone d'absorption, avec un liquide absorbant sélectif d'H2S et régénérable par chauffage. Le liquide absorbant peut être à base d'un ou plusieurs solvants à action physique ou bien consister en un solvant à action chimique formé par exemple par une solution aqueuse d'une alcanolamine telle que la méthyldiéthanolamine (MDEA) ou la triéthanolamine (TEA).
Le liquide absorbant peut aussi être choisi parmi les mélanges des deux types de solvant à action chimique et à action physique précités. Il est précisé
qu'une solution aqueuse d'une alcanolamine telle que la méthyldiéthanolamine ou la triéthanolamine convient tout spécialement comme liquide absorbant sélectif de l'H2S.
Le document US-A-4,519,991 a trait à
l'enrichissement d'un gaz en H2S par absorption sélective par une solution aqueuse de méthyl-diéthanolamine.
7 Le document US-A-4,545,965 concerne la séparation sélective de l'H2S de mélanges gazeux qui contiennent aussi du 002 par absorption chimique avec une solution anhydre d'une amine tertiaire telle que la méthyldiéthanolamine, et un solvant organique auxiliaire tel que le sulfolane.
Toutefois, dans tous ces procédés qui mettent en uvre une alcanolamine et notamment une alcanolamine tertiaire, une partie du 002 présent dans le gaz est inévitablement co-absorbée.
Au regard de ce qui précède, il apparaît donc que le problème d'une élimination véritablement sélective de l'H2S contenu dans un mélange gazeux, et notamment dans du gaz naturel, en présence de 002 n'a pas reçu jusqu'à présent de solution satisfaisante.
Il est à noter aussi que les technologies mises en uvre pour l'élimination sélective de 1'H2S, et notamment celles mettant en uvre des solutions absorbantes aqueuses d'amine, présentent généralement des performances très limitées pour l'élimination des autres composés soufrés tels que les mercaptans.
En effet, l'optimisation du procédé
d'élimination pour favoriser uniquement l'absorption de l'H2S conduit à des dimensionnements des appareils et à
des conditions opératoires très défavorables à
l'élimination des autres composés soufrés tels que les mercaptans.
Les taux d'élimination des mercaptans sont souvent inférieurs à 20% avec ces technologies.
Or les composés soufrés tels que les mercaptans qui ne sont pas éliminés lors de l'étape de
8 désacidification peuvent se retrouver dans le réseau de distribution de gaz, et imposent des étapes supplémentaires pour leur élimination dans les installations de déshydratation, ou de dégazolinage-séparation.
Il serait donc en outre éventuellement intéressant, tout en améliorant la sélectivité de l'élimination du sulfure d'hydrogène par rapport au CO2 d'améliorer aussi l'élimination des autres composés soufrés tels que les mercaptans.
EXPOSÉ DE L'INVENTION
Les inventeurs ont mis en évidence que, de manière surprenante, l'addition d'un thioalcanol en 02 à C4 tel que le ThioDiGlycol (TDG) à une solution absorbante, mélange d'absorption, comprenant une amine et de l'eau permettait d'améliorer grandement la sélectivité de ladite solution absorbante pour l'élimination du sulfure d'hydrogène vis-à-vis du dioxyde de carbone dans un mélange gazeux contenant du sulfure d'hydrogène et du dioxyde de carbone.
Cette amélioration de la sélectivité a été
notamment démontrée pour les amines secondaires et les amines tertiaires (voir Exemple 1, Figures 1 à 4).
Ainsi, la solution absorbante eau-MDEA(MéthylDiEthanolAmine)-TDG présente, du fait de la présence du TDG, une sélectivité vis-à-vis de l'H2S
bien supérieure à celle d'une solution absorbante eau-MDEA sans TDG.
De la même manière, la solution absorbante eau-DEA(DiEthanolAmine)-TDG présente, du fait de la
9 présence du TDG, une sélectivité vis-à-vis du H2S bien supérieure à celle d'une solution absorbante eau-DEA
sans TDG.
L'homme du métier comprendra que ces résultats, démontrant que l'addition d'un thioalcanol, tel que le TDG, à des solutions absorbantes d'eau et d'une amine secondaire ou tertiaire améliore la sélectivité de celle-ci pour l'élimination du sulfure d'hydrogène dans un mélange gazeux peuvent être facilement généralisés à
toute solution absorbante comprenant une amine quelle qu'elle soit, et de l'eau, et en particulier à toutes les solutions absorbantes sélectives vis-à-vis de l'H2S, déjà connues et commercialisées.
Sans vouloir être lié par aucune théorie, il apparaît que le thioalcanol, que l'on peut qualifier de cosolvant, affecte les interactions entre le 002 et la solution absorbante.
Des essais cinétiques ont été réalisés pour les systèmes CO2/eau-DEA-TDG et CO2/eau-MDEA-TDG (voir exemple 2 et Figures 5 et 6).
Ces essais de laboratoire ont mis en évidence un effet inattendu du IDG sur les interactions entre les gaz acides et l'amine.
En effet, en présence de TDG, les réactions chimiques amine-gaz acides sont ralenties.
De façon surprenante, l'effet est surtout notable sur le 002.
L'H2S qui réagit de façon instantanée avec les amines par rapport aux phénomènes de transfert est finalement peu affecté par la présence du TDG.

L'homme du métier comprendra que ce phénomène, constaté et prouvé pour des amines secondaires et des amines tertiaires, est facilement généralisable à
toutes les amines.
5 Le thioalcanol tel que le TDG s'avère être un élément déterminant de la formulation de la solution absorbante qui permet d'optimiser l'élimination sélective de l'H2S par rapport au 002.
En outre, la solution absorbante comprenant une
10 amine, de l'eau et un thioalcanol telle que la solution absorbante eau-MDEA-TDG présente aussi, de manière surprenante, grâce à la présence du thioalcanol, tel que le TDG, par rapport à une solution absorbante analogue ne comprenant pas de thioalcanol, telle que la solution absorbante eau-MDEA, la propriété avantageuse d'améliorer l'élimination des autres composés soufrés tels que les mercaptans éventuellement contenus dans le mélange gazeux.
La taille des installations prévues en aval pour l'élimination des autres composés soufrés tels que les mercaptans peut être ainsi réduite.
Il est totalement étonnant que, grâce à
l'addition d'un thioalcanol à la solution absorbante, on puisse à la fois obtenir une excellente sélectivité, comparativement améliorée pour l'H2S, et une meilleure élimination des mercaptans.
L'ensemble de ces résultats a été démontré par les travaux menés sur une unité pilote en comparant les solvants eau-MDEA et eau-MDEA-TDG, à savoir :
meilleure élimination sélective de l'H2S
vis-à-vis du 002 (voir Exemple 1) ;
11 meilleure élimination des mercaptans;
économie énergétique.
L'invention permet de réduire les dépenses d'investissement ( CAPEX ) et d'exploitation ( OPEX ) des installations de traitement des gaz et notamment du gaz naturel grâce à la réduction des quantités de CO2 absorbées, aux gains énergétiques, et à la réduction de la taille des installations prévues en aval.
L'invention a ainsi trait à un procédé
d'élimination sélective du sulfure d'hydrogène H2S par rapport au dioxyde de carbone CO2 dans un mélange gazeux contenant au moins du sulfure d'hydrogène H2S et du dioxyde de carbone 002, comprenant une étape de mise en contact dudit mélange gazeux avec une solution absorbante comprenant, de préférence constituée par, au moins une amine, de l'eau, et au moins un thioalcanol en 02 à C/1.
Le mélange gazeux à traiter peut être tout mélange gazeux contenant de l'H2S et du dioxyde de carbone 002.
Généralement, ce mélange gazeux peut contenir, outre de l'H2S et du 002, au moins un autre composé
soufré (différent de l'H2S) choisi de préférence parmi les mercaptans et le sulfure de carbonyle COS.
De préférence, les mercaptans qui ont la formule R-SH (où R est un radical alkyle comprenant par exemple de 1 à 10 atomes de carbone, notamment de 1 à 6 atomes de carbone) comprennent le méthylmercaptan et l'éthylmercaptan, mais d'autres mercaptans, et
12 notamment les molécules de type C2SH à C6SH, peuvent être présents, généralement à plus faibles concentrations que le méthylmercaptan et l'éthylmercaptan.
La teneur en sulfure d'hydrogène H2S du mélange gazeux à traiter est généralement comprise entre 30 ppm en volume et 40% en volume, et après l'étape de mise en contact cette teneur peut être abaissée jusqu'à 1 ppm en volume.
La teneur en CO2 du mélange gazeux à traiter est généralement comprise entre0,5% en volume et 80% en volume, de façon préférée comprise entre 1% en volume et 50% en volume, et de façon encore plus préférée comprise entre 1% en volume et 15% en volume.
Le mélange gazeux à traiter peut contenir au moins un mercaptan à une teneur généralement inférieure à 1000 ppm en volume, de façon préférée comprise entre 5 ppm en volume et 500 ppm en volume, et le procédé
selon l'invention permet d'éliminer une proportion de mercaptans 2 à 3 fois supérieure à ce qui est observé
avec les procédés mettant en uvre une solution sans thioalcanol.
Le mélange gazeux à traiter peut contenir du COS à une teneur généralement inférieure à 200 ppm en volume, de façon préférée comprise entre 1 ppm et 100 ppm en volume.
Des mélanges gazeux qui contiennent du sulfure d'hydrogène, du dioxyde de carbone, et éventuellement au moins un autre composé soufré, sont par exemple le gaz naturel, le gaz de synthèse, le gaz de craquage, le gaz de cokerie, le gaz issu de la gazéification du
13 charbon, le gaz de décharge, le biogaz, et les gaz de combustion.
Le mélange gazeux peut être un mélange gazeux hydrogéné, c'est-à-dire qu'il contient en tant que composant majoritaire de l'hydrogène, ou de l'hydrogène et du dioxyde de carbone ou de l'hydrogène et du monoxyde de carbone.
De préférence, le mélange gazeux est un mélange gazeux hydrocarboné c'est-à-dire qu'il contient en tant que composant majoritaire un ou plusieurs hydrocarbures.
Ces hydrocarbures sont par exemple des hydrocarbures saturés tels que des alcanes en Cl à C4 comme le méthane, l'éthane, le propane et le butane, des hydrocarbures insaturés comme l'éthylène ou le propylène, ou des hydrocarbures aromatiques comme le benzène, le toluène ou le xylène.
Ledit mélange gazeux hydrocarboné peut être choisi parmi les gaz naturels, les gaz de queue obtenus en sortie des chaînes à soufre (installation CLAUS), et les gaz obtenus dans les installations de traitement des gaz ( gus plant ) d'une raffinerie.
Les gaz naturels présentent des pressions très variables, qui peuvent aller par exemple de 10 à
100 bar, et des températures qui peuvent aller de 20 C
à 60 C.
Les teneurs en CO2 et en H2S des gaz naturels sont également très variables. Elles peuvent aller jusqu'à 15% en volume pour chacun de ces deux composés et peuvent même aller jusqu'à 40% pour le H2S.
14 Les gaz de queue, obtenus en sortie des chaînes à soufre, ou les gaz d'alimentation des unités d'enrichissement en H2S situées en amont des procédés CLAUS, présentent une pression généralement très basse, par exemple inférieure à 3 bar, le plus souvent inférieure à 2 bar, et les températures de ces gaz sont généralement comprises entre 40 C et 70 C. Les teneurs en H2S de ces gaz de queue sont généralement inférieures à 5% en volume , et souvent inférieures à
2% en volume. Les teneurs en 002 de ces gaz de queue sont par contre variables et peuvent atteindre 80% en volume.
Par élimination sélective du sulfure d'hydrogène en présence de dioxyde de carbone, ou par rapport au dioxyde de carbone, on entend généralement que la sélectivité S de la solution absorbante vis-à-vis du H2S, par rapport au 002 donnée par la formule suivante est supérieure à 1 :
C(H2S)mélange c(II2S)mélange après traitement C (H2S)mélange C (CO2)mélange c(CO2)mélange après traitement (CO2)mélange Où
- c(H2S) mélange est la concentration en volume en H2S dans le mélange gazeux avant traitement par la solution absorbante ;
- c(H2S) mélange après traitement est la concentration en volume en H2S dans le mélange gazeux après traitement par la solution absorbante ;

- c(CO2) mélange est la concentration en volume en CO2 dans le mélange gazeux avant traitement par la solution absorbante ;
- 0(002) mélange après traitement est la 5 concentration en CO2 dans le mélange gazeux après traitement par la solution absorbante.
Selon l'invention, la sélectivité S de la solution absorbante contenant un thioalcanol est supérieure de 5% à 50%, par exemple supérieure de 8% à
10 15%, à la sélectivité S de la même solution sans thioalcanol.
Généralement, le thioalcanol en 02 à C4 a pour formule : R-S-(alkylène en C2-04)-0H, où R est un groupement quelconque, par exemple un groupement alkyle
15 (généralement en C- à 06) ou un groupement alcanol (généralement en Cl à 06), ou un groupement thiol, ou un groupement alkylthioalcanol (généralement en Cl à 06).
Selon une forme de réalisation préférée, le thioalcanol en 02 à C4, est une molécule dimérique.
Un exemple de thioalcanol en 02 à 04 qui peut être utilisé selon l'invention est l'éthylène dithioéthanol de formule (HO-0H2-CH2)-S-(CH2-CH2)-S-(CH2-CH2-0H).
Le thioalcanol préféré est le thiodiéthylène glycol ou thiodiglycol (TDG) qui est le composé de formule S(CH2-CH2-01-1)2.
Outre le TDG, d'autres thioalcanols en 02-04 peuvent encore être utilisés selon l'invention, notamment le méthylthioéthanol. On peut également utiliser un mélange de plusieurs thioalcanols.
16 Toute amine peut être utilisée dans la solution absorbante, notamment les amines utilisées dans les procédés connus d'élimination sélective de l'H2S.
L'amine peut être par exemple une amine primaire, secondaire ou tertiaire, aliphatique, cyclique, ou aromatique.
Cependant, l'amine utilisée doit généralement être soluble dans l'eau aux concentrations utilisées dans la solution absorbante.
Par amine primaire au sens de l'invention, on entend généralement un composé comprenant au moins une fonction amine primaire.
Par amine secondaire au sens de l'invention, on entend généralement un composé
comprenant au moins une fonction amine secondaire.Par amine tertiaire au sens de l'invention, on entend généralement un composé comprenant au moins une fonction amine tertiaire et de préférence comprenant uniquement des fonctions amine tertiaire.
Ces amines primaires, secondaires ou tertiaires peuvent être choisies parmi les amines aliphatiques, les amines cycliques, ou autres.
Des exemples d'amines qui peuvent être utilisées selon l'invention sont donnés notamment dans le document US-Al-2010/0288125, à la description duquel on pourra se référer.
Avantageusement, l'amine est choisie parmi les alcanolamines (aminoalcools).
Ces alcanolamines peuvent être primaires, secondaires ou tertiaires.

CÅ 02874361 2014-11-21
17 Rappelons que les alcanolamines ou aminoalcools, sont des amines comprenant au moins un groupement hydroxyalkyle (comprenant par exemple de 1 à
atomes de carbone) lié à l'atome d'azote.
5 Les alcanolamines tertiaires peuvent être des trialcanolamines, des alkyldialcanolamines ou des dialkylalcanolamines.
Les alcanolamines secondaires peuvent être des dialcanolamines, ou des alkylalcanol amines, et les 10 alcanolamines primaires sont des monoalcanolamines.
Les groupes alkyles et les groupes hydroxyalkyles des alcanolamines peuvent être linéaires ou ramifiés et comprennent généralement de 1 à 10 atomes de carbone, de préférence les groupes alkyles comprennent de 1 à 4 atomes de carbone, et les groupes hydroxyalkyles comprennent de 2 à 4 atomes de carbone.
Des exemples de ces alcanolamines sont le 2-aminoéthanol (monoéthanolamine, MEA), la N,N-bis(2-hydroxéthyl)amine (diéthanolamine, DEA), la N,N,-bis(2-hydroxypropyl)amine (diisopropanolamine, DIPA), la tris(2-hydroxyéthyl)amine (triéthanolamine, TEA), la tributanolamine, la bis(2-hydroxyéthyl)-méthylamine (méthyldiéthanolamine, MDEA), le 2-diéthylaminoéthanol (diéthyléthanolamine, DEEA), le 2-diméthylaminoéthanol (diméthylétanolamine, DMEA), le 3-diméthylamino-1-propanol (N,N-diméthylpropanolamine), le 3-diéthylamino-1-propanol, le 2-diisopropylaminoéthanol (DIEA), la N,N-bis(2-hydroxypropyl)méthylamine (méthyldiisopropanolamine, MDIPA), le 2-amino-2-méthyl-1-propanol (AMP), le 1-amino-2-méthyl-propan-2-cl, le 2-amino-1-butanol (2-AB).
18 Des exemples d'amines tertiaires et notamment d'alcanolamines tertiaires sont donnés dans le document US-Al-2008/0025893 à la description duquel on pourra se reporter.
Il s'agit notamment de la N-Méthyldiéthanolamine (MDEA), de la N,N-Diéthyléthanolamine (DEEA), de la N,N-Diméthyléthanolamine (DMEA), du 2-Diisopropylaminoéthanol (DIEA), de la N,N,N',N'-Tétraméthylpropanediamine (TMPDA), de la N,N,N',N'-Tétraéthylpropanediamine (TEPDA), du Diméthylamino-2-diméthylamino-éthoxyéthane (Niax), et de la N,N-Diméthyl-N',N'-diéthyléthyléne-diamine (DMDEEDA).
Des exemples d'alcanolamines tertiaires qui peuvent être utilisées dans le procédé selon l'invention sont aussi donnés dans le document US-Al-2010/0288125, à la description duquel on pourra se référer.
Il s'agit notamment de la tris(2-hydroxyéthyl)amine (triéthanolamine, TEA), la tris(2-hydroxypropyl)amine (triisopropanol), la tributyléthanolamine (TEA), la bis(2-hydroxyéthyl)méthylamine (méthyldiéthanolamine, MDEA), du 2-diéthylaminoéthanol (diéthyléthanolamine, DEEA), du 2-diméthylaminoéthanol(diméthyléthanolamine DMEA), du 3-diméthylamino-l-propanol, du 3-diéthylamino-1-propanol, du 2-diisopropylaminoéthanol (DIEA), de la N,N-bis(2-hydroxypropyl)méthylamine (méthyldiisopropanolamine, MDIPA).
D'autres exemples d'alcanolamines tertiaires qui peuvent être utilisées dans le procédé selon CÅ 02874361 2014-11-21
19 l'invention sont donnés dans le document US-A-5,209,914 à la description duquel on pourra se référer, il s'agit notamment des N-méthyldiéthanolamine, triéthano lamine, N-éthyldiéthanolamine, 2-diméthylaminoéthanol, 2-diméthylamino-l-propanol, 3-diméthylamino-l-propanol, 1-diméthylamino-2-propanol, N-méthyl-N-éthyléthanolamine, 2-diéthylaminoéthanol, 3-diméthylamino-l-butanol, 3-diméthylamino-2-butanol, N-méthyl-N-isopropyléthanolamine, N-méthyl-N-éthy1-3-amino-l-propanol, 4-diméthylamino-1-butanol, 4-diméthylamino-2-butanol, 3-diméthylamino-2-méthy1-1-propanol, 1-diméthylamino-2-méthy1-2-propanol, 2-diméthylamino-1-butanol et 2-diméthylamino-2-méthy1-1-propanol.
L'amine peut aussi être choisie parmi les aminoéthers.
Des exemples de tels aminoéthers sont le 2-2-(Aminoéthoxy)éthanol (AEE), le 2-(2-t-butylaminoéthoxy)éthanol (EETB), et la 3-méthoxypropyldiméthylamine.
L'amine peut également être choisie parmi les hétérocycles saturés à 3, 5, 6, ou 7 chaînons comprenant au moins un groupement NH contenu dans le cycle.
Le cycle peut éventuellement comprendre en outre un ou deux autres hétéroatomes dans le cycle choisi(s) parmi l'azote et l'oxygène, et peut être éventuellement substitué par un ou plusieurs substituants choisis parmi les radicauxalkyles comprenant de 1 à 6 atomes de carbone comme les radicaux éthyle ou méthyle, les radicaux aminoalkyles comprenant de 1 à 6 atomes de carbone, et les radicaux hydroxyalkyles comprenant de 1 à 6 atomes de carbone.
Des exemples de tels hétérocycles sont la 5 pipérazine, la 2-méthylpipérazine, la N-méthylpipérazine, la N-éthylpipérazine, la N-aminoéthylpipérazine (AEPZ), l'aminopropylpipérazine la N-hydroxyéthylpipérazine (HEP), l'homopipérazine, la bis (hydroxyéthyl) pipérazine, la pipéridine, 10 l'aminoéthylpipéridine (AEPD), l'aminopropylpipéridine, la furfurylamine (FA) et la morpholine (MO).
L'amine utilisée selon l'invention peut enfin être choisie parmi les polyamines telles que les alkylènepolyamines, les bis (diamines tertiaires) et 15 les polyalkylènepolyamines.
Parmi les alkylène diamines, on peut citer l'hexaméthylènediamine, le 1,4-diaminobutane, le 1,3-diaminopropane, le 2,2-diméthy1-1,3-diaminopropane, la 3-méthylaminopropylamine, la N(2-
20 hydroxyéthyl)éthylènediamine, la 3(diméthylaminopropylamine) (DMAPA), la 3 (diéthylamino) propylamine, et la N,N'-bis(2-hydroxyéthyl)éthylène diamine.
Parmi les bis (diamines tertiaires), on peut citer la N,N,N',N'-tétraméthyléthylènediamine, la N,N-diéthyl-N',N'-diméthyléthylènediamine, la N,N,N',N',-tétraéthyléthylènediamine, la N,N,N',N'-tétraméthyl-1,3-propanediamine (TMPDA), la N,N,N',N'-tétraéthyl-1,3-propanediamine (TEPDA), la N,N-diméthyl-N',N'-diéthyléthylènediamine (DMDEEDA), le 1-diméthylamino-2-diméthylaminoéthoxy-éthane (bis [2-
21 (diméthylamino)éthyl]éther) mentionnés dans le document US-Al-2010/0288125, à la description duquel on pourra se référer.
Parmi les polyalkylènepolyamines, on peut citer la dipropylènetriamine (DTPA), la diéthylènetriamine (DETA), la triéthylènetétramine (TETA), la tétraéthylène pentamine (TEPA), l'hexaméthylène diamine (HMDA), la tris(3-aminopropyl) amine, et la tris(2-aminoéthyl)amine.
Dans un mode de réalisation, la solution absorbante comprend seulement des amines comprenant seulement des groupes amine tertiaires et/ou des groupes amine stériquement encombrés.
Des amines préférées comprenant seulement des groupes amine tertiaires sont la tris(2-hydroxyéthyl)amine (triéthanolamine, TEA), la tris(2-hydroxypropyl)amine (triisopropanol), la tribu-tanolamine, la bis(2-hydroxyéthyl)méthylamine (méthyldiéthanolamine, MDEA), la 2-diéthylaminoéthanol (diéthyléthanolamine, DEEA), la 2-diméthylaminoéthanol(diméthyléthanolamine DMEA), la 3-diméthylamino-l-propanol, la 3-diéthylamino-l-propanol, la 2-diisopropylaminoéthanol (DIEA), la N,N-bis(2-hydroxypropyl)méthylamine (méthyldiisopropanolamine, MDIPA).
Des amines préférées comprenant seulement des groupes amines stériquement encombrés sont le 2-amino-2-méthyl-l-propanol (AMP) et le 1-amino-2-méthylpropan-2-ol.
L'amine préférée est la MDEA.
22 Généralement, la solution absorbante comprend, de préférence est constituée par :
- de 20% à 60%, de préférence de 30% à 50%, de préférence encore de 40% à 45% en masse d'au moins une amine ;
- de 20% à 60%, de préférence de 30% à 50%, de préférence encore de 35% à 45% en masse d'eau ;
- de 10% à 40%, de préférence de 15% à 30%, de préférence encore de 17% à 25% en masse d'au moins un thioalcanol.
Parmi ces solutions absorbantes, les solutions absorbantes qui comprennent la MDEA en tant qu'amine, le TDG en tant que thioalcanol, et de l'eau dans les proportions précitées sont préférées.
Une solution absorbante préférée entre toutes est la solution absorbante constituée par de l'eau, de la MDEA, et du TDG dans les proportions respectives de 38%, 45%, et 17% en masse.
Avantageusement, l'étape de mise en contact est réalisée à une température généralement de 40 C à
100 C, de préférence de 50 C à 90 C, et à une pression de 1 à 150 bar, de préférence de 10 à 70 bar.
Avantageusement, le procédé d'élimination sélective tel que décrit plus haut comprend en outre, après l'étape de mise en contact, une étape de régénération de la solution absorbante.
Avantageusement, ladite étape de régénération de la solution absorbante est réalisée à une pression de 0 à 20 bar, de préférence de 1 à 3,5 bar, de préférence encore de 1 à 2 bar, et à une température de 100 C à 140 C.
23 L'invention peut être mise en uvre dans toute installation classique d'absorption et de régénération mettant en uvre des solutions absorbantes chimiques.
Une telle installation est notamment décrite dans le document WO-A1-2007/083012 à la description duquel on pourra se référer.
Tout appareil de contact gaz-liquide peut être utilisé pour réaliser l'étape de mise en contact, d'absorption.
En particulier, tout type de colonne peut être utilisé en tant que colonne d'absorption. Il peut s'agir notamment d'une colonne à plateaux perforés, d'une colonne à clapets ou encore d'une colonne à
cloches.
Les colonnes à garnissage, en vrac ou structuré
peuvent aussi être utilisées.
On peut aussi utiliser des mélangeurs de solvant, en ligne, statiques.
Dans ce qui suit, on utilise par simplification les termes colonne d'absorption ou colonne pour désigner l'appareil de contact gaz-liquide mais il est bien entendu que tout appareil de contact gaz-liquide peut être mis en uvre pour réaliser l'étape d'absorption.
Ainsi l'étape de mise en contact, d'absorption peut être réalisée, par exemple dans une colonne d'absorption, à une température généralement de 40 C à 100 C, de préférence de 50 C à 90 C et à une pression de 1 à 150 bar, de préférence de 10 à 70 bar.
24 L'absorption est réalisée par mise en contact du mélange gazeux avec la solution absorbante à
un débit de mélange gazeux généralement de 0,23x106 Nm3/jour à 56x106 Nm3/jour et à un débit de solution absorbante généralement de 800 à 50000 m3/jour.
L'étape de régénération de la solution absorbante est mise en uvre classiquement par chauffage et séparation des mercaptans RSH et des gaz acides, dont le H2S, dans une colonne de régénération.
Cette étape de régénération de la solution absorbante est généralement réalisée dans les conditions de température et de pression déjà indiquées plus haut.
En effet, la solution d'amine chargée en gaz acides tels que H2S, CO2 et en mercaptans RSH -dite amine riche- issue du fond de la colonne d'absorption est envoyée dans un ballon de détente à pression intermédiaire.
Les gaz issus de la détente de l'amine riche peuvent être utilisés comme gaz combustible fuel-gas , toutefois selon l'invention, ces gaz fortement chargés en H2S sont de préférence traités, ou éventuellement directement envoyés dans une unité de production de soufre mettant en uvre la réaction de Claus d'oxydation ménagée de l'H2S ou dans une installation de synthèse de composés thio-organiques.
Selon l'invention, le gaz envoyé à
l'installation Claus est très riche en H2S et la taille de cette installation et les coûts afférents peuvent être ainsi fortement réduits.

L'amine riche est ensuite réchauffée dans un échangeur amine/amine par l'amine chaude du fond du régénérateur, et éventuellement partiellement vaporisée puis recyclée pour alimenter la colonne de 5 régénération.
Un rebouilleur génère de la vapeur qui remonte à contre-courant dans la colonne, entraînant les constituants acides tels que l'H25 et le CO2 et les mercaptans RSH. Cette désorption est favorisée par la 10 faible pression et la haute température régnant dans le régénérateur.
En tête de colonne, les gaz acides sont refroidis dans un condenseur. L'eau condensée est séparée du gaz acide dans un ballon de reflux et 15 renvoyée soit en tête de colonne de régénération, soit directement au bac de solution d'amine pauvre.
L'amine régénérée qui est donc aussi appelée amine pauvre est ensuite recyclée vers l'étape d'absorption.
20 Un mode de fonctionnement semi-régénéré
peut également être envisagé.
Ainsi, une fraction du solvant partiellement régénéré prélevée au niveau des ballons de détente intermédiaires ou à un niveau intermédiaire
25 de la colonne de régénération peut être envoyée à un niveau intermédiaire de la section d'absorption.
Le mélange gazeux traité tel que du gaz naturel subit ensuite les étapes de traitement classiques décrites plus haut à savoir l'étape de déshydratation, et l'étape de dégazolinage-séparation.
26 , L'invention concerne aussi l'utilisation d'une solution absorbante comprenant, de préférence constituée par, au moins une amine, de l'eau, et au moins un thioalcanol en C2-C4 pour l'élimination sélective du sulfure d'hydrogène par rapport au dioxyde de carbone dans un mélange gazeux contenant au moins du sulfure d'hydrogène et du dioxyde de carbone.
L'amine, le thioalcanol, le mélange gazeux et les conditions de l'élimination ont déjà
été décrits en détail plus haut.
L'invention concerne enfin l'utilisation d'au moins un thioalcanol en C2 à C4 en tant qu'additif à une solution absorbante comprenant au moins une amine, et de l'eau, pour accroître la sélectivité de ladite solution absorbante pour l'élimination du sulfure d'hydrogène par rapport au dioxyde de carbone dans un mélange gazeux contenant au moins du sulfure d'hydrogène et du dioxyde de carbone.
Avantageusement, le mélange gazeux contient, outre l'H2S et le CO2, au moins un autre composé soufré (autre que l'H2S) choisi de préférence parmi les mercaptans et le COS, et l'utilisation d'au moins un thioalcanol en tant qu'additif à la solution absorbante comprenant au moins une amine et de l'eau, permet en outre d'accroître l'élimination dudit composé soufré.
L'élimination des autres composés soufrés du fait de l'addition d'au moins un thioalcanol est généralement accrue dans la proportion déjà indiquée plus haut.
L'invention concerne aussi un procédé d'élimination sélective du sulfure d'hydrogène H2S par rapport au dioxyde de carbone CO2 dans un mélange gazeux contenant au moins du sulfure d'hydrogène H2S et du dioxyde de carbone 002, comprenant une étape de mise en contact dudit mélange gazeux avec une solution absorbante comprenant de 40% à 45% en masse de méthyldiéthanolamine;
de 35% à 45% en masse d'eau ;
de 17% à 25% en masse d'au moins un thioalcanol en C2 à 04, le thioalcanol étant l'éthylène dithioéthanol ou le thiodiglycol.
27 BREVE DESCRIPTION DES DESSINS
La Figure 1 est un graphique qui représente les résultats d'essais d'absorption comparatifs du CO2 contenu dans un mélange gazeux, par deux solutions absorbantes, réalisés dans une installation pilote comprenant une colonne d'absorption comportant 11 plateaux.
Les essais d'absorption ont été réalisés à une pression de 18 bar avec une solution absorbante dite de référence comprenant 55% en poids d'eau et 45% en poids de MDEA (courbe reliant des points de mesure représentés par des A ) ou une solution absorbante qui est une solution absorbante utilisée selon l'invention comprenant 38% en poids d'eau, 45% en poids de MDEA et 17% en poids de TDG (courbe reliant des points de mesure représentés par des = ).
En abscisse est porté le N du plateau de la colonne d'absorption, et en ordonnée est porté le taux d'élimination du CO2 (en % par rapport à la teneur initiale en 002 dans le mélange gazeux).
La Figure 2 est un graphique qui représente les résultats d'essais d'absorption comparatifs du H2S
contenu dans un mélange gazeux, par deux solutions absorbantes, réalisés dans une installation pilote comprenant une colonne d'absorption comportant 11 plateaux.
Les essais d'absorption ont été réalisés à une pression de 18 bar avec une solution absorbante dite de référence comprenant 55% en poids d'eau et 45% en poids de MDEA (courbe reliant des points de mesure représentés par des A ) ou une solution absorbante
28 qui est une solution absorbante utilisée selon l'invention comprenant 38% en poids d'eau, 45% en poids de MDEA et 17% en poids de TDG (courbe reliant des points de mesure représentés par des = ).
La Figure 3 est un graphique qui représente les résultats d'essais d'absorption comparatifs du 002 contenu dans un mélange gazeux, par deux solutions absorbantes, réalisés dans une installation pilote comprenant une colonne d'absorption comportant 11 plateaux.
Les essais d'absorption ont été réalisés à une pression de 40 bar avec une solution absorbante dite de référence comprenant 55% en poids d'eau et 45% en poids de MDEA (courbe reliant des points de mesure représentés par des A ) ou une solution absorbante qui est un solution absorbante utilisée selon l'invention comprenant 38% en poids d'eau, 45% en poids de MDEA et 17% en poids de TDG (courbe reliant des points de mesure représentés par des = ).
En abscisse est porté le N du plateau de la colonne d'absorption, et en ordonnée est porté le taux d'élimination du 002 (en % par rapport à la teneur initiale en 002 dans le mélange gazeux).
La Figure 4 est un graphique qui représente les résultats d'essais d'absorption comparatifs du H2S
contenu dans un mélange gazeux, par deux solutions absorbantes, réalisés dans une installation pilote comprenant une colonne d'absorption comportant 11 plateaux.
Les essais d'absorption ont été réalisés à une pression de 40 bar avec une solution absorbante dite de
29 référence comprenant 55% en poids d'eau et 45% en poids de MDEA (courbe reliant des points de mesure représentés par des A ) ou une solution absorbante qui est un solution absorbante utilisée selon l'invention comprenant 38% en poids d'eau, 45% en poids de MDEA et 17% en poids de TDG (courbe reliant des points de mesure représentés par des = ).
En abscisse est porté le N du plateau de la colonne d'absorption, et en ordonnée est porté le taux d'élimination du CO2 (en % par rapport à la teneur initiale en CO2 dans le mélange gazeux).
La Figure 5 est un graphique qui montre les résultats d'essais d'absorption du CO2 gazeux, par des solutions absorbantes dont trois solutions absorbantes utilisées selon l'invention, réalisés au laboratoire, dans un réacteur permettant de contrôler l'aire de contact entre le gaz et la solution absorbante.
Les essais d'absorption ont été réalisés à une température de 60 C avec des solutions comprenant de l'eau, de la DEA en quantités égales en poids et du TDG
dans des quantités respectives de 0%, 10%, 20% et 30%
en poids.
En abscisse est porté le % en poids de Thiodiglycol TDG de la solution absorbante et en ordonnée est porté le flux normé par la pression en dioxyde de carbone dans le réacteur au moment de la mesure.
La Figure 6 est un graphique qui montre les résultats d'essais d'absorption du CO2 gazeux, par des solutions absorbantes dont trois solutions absorbantes utilisées selon l'invention, réalisés au laboratoire, dans un réacteur permettant de contrôler l'aire de contact entre le gaz et la solution absorbante.
Les essais d'absorption ont été réalisés à une température de 60 C avec des solutions comprenant de 5 l'eau, de la MDEA en quantités égales en poids, et du TDG dans des quantités respectives de 0%, 10%, 20% et
30% en poids.
En abscisse est porté le % en poids de Thiodiglycol TDG de la solution absorbante et en 10 ordonnée est porté le flux normé par la pression en dioxyde de carbone dans le réacteur au moment de la mesure.
EXPOSÉ DÉTAILLÉ DE MODES DE RÉALISATION PARTICULIERS
Exemples.
Exemple 1.
Dans cet exemple, réalisé dans une installation pilote, on montre que l'addition de TDG à une solution absorbante comprenant de l'eau et de la MDEA permet une élimination sélective de l'H2S par rapport au CO2 dans un mélange gazeux.
Description sommaire de l'installation pilote.
L'installation pilote de traitement de gaz par lavage mise en uvre dans cet exemple permet de traiter de 50 à 1500 Nm3/h de gaz sous une pression de 10 à
40 bar avec un débit de solvant de 100 à 3500 L/h et elle comprend :
31 = une boucle d'absorption (40 bar maximum), composée d'une colonne contenant 11 plateaux chacun d'un diamètre de 20 cm, et d'un système de compresseurs, éjecteurs et échangeurs assurant la circulation du gaz.
= une section de flash (16 bar maximum) composée d'un ballon et d'une pompe de reprise.
= une section de régénération (5 bar maximum) composée d'une colonne garnie d'un diamètre de 30 cm, d'un préchauffeur, d'un rebouilleur vapeur, d'une pompe de reprise, d'un condenseur de tête à eau, d'un condenseur de tête avec un groupe froid, et d'une décompression du gaz acide.
= une section de stockage composée d'un refroidisseur à eau, d'un bac de stockage et d'une pompe de reprise.
Conditions des essais et résultats.
Les essais ont été réalisés à 18 et 40 bar.
Le débit de gaz est fixé à 283 Nm3/h.
Le gaz est majoritairement constitué d'un gaz inerte, à savoir l'azote pour ces essais.
Le gaz à traiter contient de 1,5 à 1,6 % mol d'H2S, et de 1,6 à 1,7% mol de 002 pour les essais à 18 bars ; et de 1,5 à 1,6 % mol d'H2S, et de 1,3 à 1,5%
mol de CO2 pour les essais à 40 bar.
Le gaz est mis au contact du solvant dans l'absorbeur. Le débit de solvant est fixé à 295 L/h pour les essais.
32 Les tests ont été conduits avec une solution absorbante dite de référence eau-MDEA 55-45% en masse et une solution absorbante utilisée selon l'invention eau-MDEA-TDG 38-45-17% en masse.
La concentration en H2S ou en CO2 est mesurée par dosage par chromatographie en phase gazeuse au niveau des différents plateaux le long de la colonne.
Les résultats des essais réalisés à 18 bar et à
40 bar sont présentés respectivement sur les Figures 1, 2 ; et 3, 4.
Ces figures montrent que les deux solutions d'absorption permettent d'atteindre des taux d'élimination identiques pour l'H2S.
Les propriétés sélectives, de la solution absorbante eau-MDEA-TDG utilisée selon l'invention, en raison de la présence du TDG, permettent de limiter la quantité de CO2 coabsorbé.
Exemple 2.
Dans cet exemple, réalisé au laboratoire, on montre qu'une diminution du flux d'absorption se produit avec l'augmentation de la teneur en thioalcanol dans la solution d'absorption.
Les essais ont donc été réalisés dans des conditions similaires, le seul paramètre variable étant finalement la teneur en IDG dans la solution d'absorption.
33 Des mesures de flux d'absorption du CO2 ont été
effectuées dans un réacteur permettant de contrôler l'aire de contact entre le gaz et le solvant.
Les essais ont été réalisés à température constante, à savoir 60 C.
Le réacteur utilisé est un réacteur fermé.
La solution absorbante est tout d'abord introduite dans le réacteur, puis une quantité donnée de dioxyde de carbone est à son tour introduite dans le réacteur. On mesure ensuite la chute de pression résultant du phénomène d'absorption du gaz dans la solution d'absorption.
L'impact des propriétés de la solution absorbante sur l'absorption est ensuite quantifié en considérant le flux, obtenu par la variation de pression et la géométrie du réacteur, normé par la pression en dioxyde de carbone dans le réacteur au moment de la mesure. Les graphiques des Figures 5 et 6 montrent une réduction notable de l'absorption avec l'augmentation de la teneur en TDG que ce soit avec une solution absorbante eau-DEA-TDG, à 60 C (Figure 5) ou avec une solution absorbante eau-MDEA-TDG (Figure 6).

Claims (21)

REVENDICATIONS
1. Procédé
d'élimination sélective du sulfure d'hydrogène H2S par rapport au dioxyde de carbone 002 dans un mélange gazeux contenant au moins du sulfure d'hydrogène H2S et du dioxyde de carbone CO2, comprenant une étape de mise en contact dudit mélange gazeux avec une solution absorbante comprenant - de 40% à 45% en masse de méthyldiéthanolamine;
- de 35% à 45% en masse d'eau ;
- de 17% à 25% en masse d'au moins un thioalcanol en C2 à
04, le thioalcanol étant l'éthylène dithioéthanol ou le thiodiglycol.
2. Procédé selon la revendication 1, dans lequel la solution absorbante est constituée par :
- de 40% à 45% en masse de méthyldiéthanolamine;
- de 35% à 45% en masse d'eau ;
- de 17% à 25% en masse d'au moins un thioalcanol en C2 à C4, le thioalcanol étant l'éthylène dithioéthanol ou le thiodiglycol.
3. Procédé selon la revendication 1 ou 2, dans lequel le mélange gazeux contient, outre de 1'H2S et du 002, au moins un autre composé soufré.
4. Procédé selon la revendication 3, dans lequel ledit composé soufré est choisi parmi les mercaptans et le sulfure de carbonyle COS.
5. Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 ou 2, dans lequel la teneur en sulfure d'hydrogène du mélange gazeux à traiter est comprise entre 30 ppm en volume et 40% en volume, et comprenant en outre l'abaissement de cette teneur après l'étape de mise en contact à 1 ppm en volume.
6. Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 ou 2, dans lequel la teneur en CO2 du mélange gazeux à traiter est comprise entre 0,5% en volume et 80% en volume, .
7. Procédé selon la revendication 6, dans lequel la teneur en CO2 du mélange gazeux à traiter est compris entre 1%
en volume et 50% en volume.
8. Procédé selon la revendication 6, dans lequel la teneur en CO2 du mélange gazeux à traiter est compris entre 1%
en volume et 15% en volume.
9. Procédé selon l'une quelconque des revendications 3 à 8, dans lequel le mélange gazeux à traiter contient au moins un mercaptan à une teneur inférieure à 1000 ppm en volume,
10. Procédé selon la revendication 9, dans lequel le mélange gazeux à traiter contient au moins un mercaptan à une teneur comprise entre 5 ppm en volume et 500 ppm en volume.
11. Procédé selon l'une quelconque des revendications 3 à 10, dans lequel le mélange gazeux à traiter contient du COS
à une teneur inférieure à 200 ppm en volume.
12. Procédé selon la revendication 11, dans lequel le mélange gazeux à traiter contient du COS à une teneur comprise entre 1 ppm et 100 ppm en volume.
13. Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 12, dans lequel le mélange gazeux est choisi parmi les gaz naturels, les gaz de queue obtenus en sortie des chaînes à
soufre, et les gaz obtenus dans les installations de traitement des gaz d'une raffinerie.
14. Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 13, dans lequel la solution absorbante est constituée par de l'eau, de la MDEA, et du TDG dans les proportions respectives de 38%, 45%, et 17% en masse.
15. Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 14, dans lequel l'étape de mise en contact est réalisée à
une température de 40°C à 100°C, et à une pression de 1 à 150 bar.
16. Procédé selon la revendication 15, dans lequel l'étape de mise en contact est réalisée à une température de 50°C à 90°C.
17. Procédé selon la revendication 15 dans lequel l'étape de mise en contact est réalisée à une pression de 10 à
70 bar.
18. Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 17, qui comprend en outre, après l'étape de mise en contact, une étape de régénération de la solution absorbante.
19. Procédé selon la revendication 18, dans lequel ladite étape de régénération de la solution absorbante est réalisée à une pression de 0 à 20 bar, et à une température de 100°C à 140°C.
20. Procédé selon la revendication 19, dans lequel ladite étape de régénération de la solution absorbante est réalisée à une pression de 1 à 3,5 bar.
21. Procédé selon la revendication 19, dans lequel ladite étape de régénération de la solution absorbante est réalisée à une pression de 1 à 2 bar.
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