CN104474846A - 一种脱除天然气中h2s的脱硫剂及其制备方法 - Google Patents

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赵会军
慈智
郭鹏
陆云龙
赵书华
彭浩平
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Abstract

本发明涉及天然气脱硫技术领域，特指一种脱除天然气中H2S的脱硫剂及其制备方法。其成分按照质量分数计算为：二异丙醇胺 40%~60%、离子液体催化剂38.4%~58.6%、消泡剂0.4%~1.5%、抗氧化剂0.03%~0.14%。在敞口容器中依次加入离子液体催化剂、二异丙醇胺、消泡剂和抗氧化剂，搅拌使其混合均匀，将配置好的溶液放置于摇床中，摇动20min停止，静置1~2小时后制得所述脱硫剂。该脱硫剂较单一二异丙醇胺脱硫，脱H2S的效率能够提高10%以上，脱H2S的效率达到99%以上。<b/>

Description

一种脱除天然气中H2S的脱硫剂及其制备方法
技术领域
本发明涉及天然气脱硫技术领域，特指一种脱除天然气中H2S的脱硫剂及其制备方法。
背景技术
天然气中常含有H2S、CO2等酸性气体，由于这些酸性气体的存在不仅会腐蚀设备，而且会对空气造成污染，天然气作为化工原料时，酸性气体还会导致催化剂中毒，影响产品质量；因此，需对天然气中的酸性组分进行脱除，使之达到国家规定的标准。为了在脱硫过程中回收硫单质，目前工业上常使用醇胺法，利用选择性溶剂对天然气进行脱硫。对H2S选择性高的脱硫剂，选择性较好的脱硫剂有一乙醇胺、二乙醇胺、二异丙醇胺、甲基二乙醇胺。二异丙醇胺在上世纪70年代使用比较广泛，由于该脱硫剂碱性弱、在高温下溶解度低等缺点，逐渐被MDEA（N-甲基二乙醇胺）取代，但同时具有再生容易，腐蚀小、蒸汽压低、处理酸性组分不发生变质等优点。以替代传统有机溶剂，实现过程绿色化为目的而出现的离子液体，具有对H2S、SO2等酸性气体溶解能力强、再生性好，能够促进胺再生等优点，但由于费用较高，应用受到限制。因此研发一种将脱硫剂二异丙醇胺与离子液体相结合的复合溶剂，解决二异丙醇胺剂碱性弱、溶解度低等缺点，扩大离子液体的应用范围；各自发挥其优点，克服两者不足。
发明内容
为了解决背景技术的不足，本发明提供一种高效脱天然气中H2S的脱硫剂及其制备方法，该方法制备的脱硫剂脱硫率高，再生性能好，硫容大，能够促进H2S的吸收及富液再生，且该方法制备简单。
本发明采用如下技术方案：
本发明所述的一种天然气脱硫剂，其成分及配方比例为：
二异丙醇胺40%~60%（wt%），离子液体催化剂38.4%~58.6%（wt%），消泡剂0.4%~1.5% （wt%），抗氧化剂0.03%~0.14% （wt%）。
其中所述的消泡剂为硬脂酰胺，抗氧化剂为苯基苯酚。
离子液体催化剂是由有机阳离子和有机阴离子构成，其中阳离子由二乙醇胺提供，阴离子由乙酸提供，可以采用常规的加热回流法或微波法制备二乙醇胺乙酸盐类离子液体。
所述的一种天然气脱硫剂的制备方法，按照下述步骤进行：在敞口容器中依次加入质量分数为38.4%~58.6% 离子液体催化剂、质量分数为40%~60%的二异丙醇胺、质量分数为0.4%~1.5%消泡剂、质量分数为0.03%~0.14% 抗氧化剂，搅拌使其混合均匀，将配置好的溶液放置于摇床中，摇动20min停止，静置1~2小时后即得所制脱硫剂。
将二异丙醇胺和离子液体催化剂、消泡剂、抗氧化剂按一定比例混合配制高效可再生脱硫剂，有效的解决了二异丙醇胺在高温下对酸性气体溶解度低的问题，解决在长期运行下脱硫剂发泡问题；在抗氧化作用下，避免离子液体催化剂失效问题；该复合脱硫剂吸收酸性气体更加充分，对H2S、SO2等酸性气体具有选择性，并且再生效果也得到提高。
与现有技术相比，本发明具有的优点：按照成分及配方比例及制备方法即能配出脱H2S的脱硫剂，其以离子液体作为溶剂即能增加二异丙醇胺溶液对H2S的吸收能力，提高脱硫剂对H2S的溶解度，使脱H2S的效率达到99%以上，同时又能促进富液再生，从而减少脱硫剂的消耗。
具体实施方式
以下实施例只是对本发明做详细的说明，并不对发明的范围有任何限制。
实施例1
取离子液体催化剂、二异丙醇胺、消泡剂、抗氧化剂按50∶49∶0.97∶0.03的质量配比依次加入敞口容器中溶合，搅拌10分钟左右使其均匀后放置于摇床中，摇动20min停止，静置1~2小时即得所配制的脱硫剂。在吸收压力为0.01MPa，温度为30℃ 下，将配置好的脱硫剂装填脱硫塔处理H2S含量80 mg/m3的天然气，处理量3600Nm3·h-1，脱硫剂用量按硫容确定，得到净化气硫含量1 mg/m3，脱硫率为98.7%。
实施例2
取离子液体催化剂、二异丙醇胺、消泡剂、抗氧化剂按40∶59∶0.86∶0.14的质量配比依次加入敞口容器中溶合，搅拌10分钟左右使其均匀后放置于摇床中，摇动20min停止，静置1~2小时即得所配制的脱硫剂。在吸收压力为0.01MPa，温度为30℃ 下，将配置好的脱硫剂装填脱硫塔处理H2S含量80 mg/m3的天然气，处理量3600Nm3·h-1，脱硫剂用量按硫容确定，净化气硫含量1.4 mg/m3，脱硫率为98.25%。
实施例3
取离子液体催化剂、二异丙醇胺、消泡剂、抗氧化剂按58∶40.5∶1.4∶0.1的质量配比依次加入敞口容器中溶合，搅拌10分钟左右使其均匀后放置于摇床中，摇动20min停止，静置1~2小时即得所配制的脱硫剂。在吸收压力为0.01MPa，温度为30℃ 下，将配置好的脱硫剂装填脱硫塔处理H2S含量80 mg/m3的天然气，处理量3600Nm3·h-1，脱硫剂用量按硫容确定，净化气硫含量2 mg/m3，脱硫率为97.5%。
实施例4
取离子液体催化剂、二异丙醇胺、消泡剂、抗氧化剂按50∶49∶0.97∶0.03的质量配比依次加入敞口容器中溶合，搅拌10分钟左右使其均匀后放置于摇床中，摇动20min停止，静置1~2小时即得所配制的脱硫剂。在吸收压力为0.01MPa，温度为40℃ 下，将配置好的脱硫剂装填脱硫塔处理H2S含量80 mg/m3的天然气，处理量3600Nm3·h-1，脱硫剂用量按硫容确定，净化气硫含量0.4 mg/m3，脱硫率为99.5%。
实施例5
取离子液体催化剂、二异丙醇胺、消泡剂、抗氧化剂按40∶59∶0.86∶0.14的质量配比依次加入敞口容器中溶合，搅拌10分钟左右使其均匀后放置于摇床中，摇动20min停止，静置1~2小时即得所配制的脱硫剂。在吸收压力为0.01MPa，温度为40℃ 下，将配置好的脱硫剂装填脱硫塔处理H2S含量80 mg/m3的天然气，处理量3600Nm3·h-1，脱硫剂用量按硫容确定，净化气硫含量0.7 mg/m3，脱硫率为99.1%。
实施例6
取离子液体催化剂、二异丙醇胺、消泡剂、抗氧化剂按58∶40.5∶1.4∶0.1的质量配比依次加入敞口容器中溶合，搅拌10分钟左右使其均匀后放置于摇床中，摇动20min停止，静置1~2小时即得所配制的脱硫剂。在吸收压力为0.01MPa，温度为40℃ 下，将配置好的脱硫剂装填脱硫塔处理H2S含量80 mg/m3的天然气，处理量3600Nm3·h-1，脱硫剂用量按硫容确定，净化气硫含量0.9 mg/m3，脱硫率为98.88%。
实施例7
取离子液体催化剂、二异丙醇胺、消泡剂、抗氧化剂按40∶59∶0.86∶0.14的质量配比依次加入敞口容器中溶合，搅拌10分钟左右使其均匀后放置于摇床中，摇动20min停止，静置1~2小时即得所配制的脱硫剂。在吸收压力为0.02MPa，温度为40℃ 下，将配置好的脱硫剂装填脱硫塔处理H2S含量80 mg/m3的天然气，处理量3600Nm3·h-1，脱硫剂用量按硫容确定，净化气硫含量0.4 mg/m3，脱硫率为99.5%。

Claims (7)

1.一种脱除天然气中H2S的脱硫剂，其特征在于所述脱硫剂的成份按照质量分数计算为：二异丙醇胺40%~60%，离子液体催化剂38.4 %~58.6%，消泡剂0.4 %~1.5%，抗氧化剂0.03 %~0.14%。
2.如权利要求1所述的一种脱除天然气中H2S的脱硫剂，其特征在于：所述消泡剂为硬脂酰胺，所述抗氧化剂为苯基苯酚。
3.如权利要求1所述的一种脱除天然气中H2S的脱硫剂，其特征在于：所述离子液体催化剂是由有机阳离子和有机阴离子构成，其中阳离子由二乙醇胺提供，阴离子由乙酸提供，采用常规的加热回流法或微波法制备二乙醇胺乙酸盐类离子液体。
4.如权利要求1所述的一种脱除天然气中H2S的脱硫剂，其特征在于：离子液体催化剂、二异丙醇胺、消泡剂、抗氧化剂的质量配比为50∶49∶0.97∶0.03。
5.如权利要求1所述的一种脱除天然气中H2S的脱硫剂，其特征在于：离子液体催化剂、二异丙醇胺、消泡剂、抗氧化剂的质量配比为40∶59∶0.86∶0.14。
6.如权利要求1所述的一种脱除天然气中H2S的脱硫剂，其特征在于：离子液体催化剂、二异丙醇胺、消泡剂、抗氧化剂的质量配比为58∶40.5∶1.4∶0.1。
7.如权利要求1所述的一种脱除天然气中H2S的脱硫剂的制备方法，其特征在于按照下述步骤进行：在敞口容器中依次加入质量分数为38.4%~58.6% 离子液体催化剂、质量分数为40%~60%的二异丙醇胺、质量分数为0.4%~1.5%消泡剂和质量分数为0.03%~0.14% 抗氧化剂，搅拌使其混合均匀，将配置好的溶液放置于摇床中，摇动20min停止，静置1~2小时后制得所述脱硫剂。
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