CN108472575A - 增加从酸性气体捕获硫化氢的选择性和容量的方法 - Google Patents

增加从酸性气体捕获硫化氢的选择性和容量的方法 Download PDF

Info

Publication number
CN108472575A
CN108472575A CN201680076907.3A CN201680076907A CN108472575A CN 108472575 A CN108472575 A CN 108472575A CN 201680076907 A CN201680076907 A CN 201680076907A CN 108472575 A CN108472575 A CN 108472575A
Authority
CN
China
Prior art keywords
amine
gas
mol
selectivity
absorbent solution
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Granted
Application number
CN201680076907.3A
Other languages
English (en)
Other versions
CN108472575B (zh
Inventor
C.S.佩雷拉
M.西斯金
T.因格拉姆
G.沃尔伯格
M.厄恩斯特
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
BASF SE
ExxonMobil Technology and Engineering Co
Original Assignee
BASF SE
ExxonMobil Research and Engineering Co
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by BASF SE, ExxonMobil Research and Engineering Co filed Critical BASF SE
Publication of CN108472575A publication Critical patent/CN108472575A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN108472575B publication Critical patent/CN108472575B/zh
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Classifications

    • BPERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01DSEPARATION
    • B01D53/00Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/14Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
    • B01D53/1493Selection of liquid materials for use as absorbents
    • BPERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01DSEPARATION
    • B01D53/00Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/14Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
    • B01D53/1425Regeneration of liquid absorbents
    • BPERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01DSEPARATION
    • B01D53/00Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/14Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
    • B01D53/1456Removing acid components
    • B01D53/1468Removing hydrogen sulfide
    • BPERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01DSEPARATION
    • B01D53/00Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/14Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
    • B01D53/18Absorbing units; Liquid distributors therefor
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10LFUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L3/00Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
    • C10L3/06Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by C10G, C10K3/02 or C10K3/04
    • C10L3/10Working-up natural gas or synthetic natural gas
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10LFUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L3/00Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
    • C10L3/06Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by C10G, C10K3/02 or C10K3/04
    • C10L3/10Working-up natural gas or synthetic natural gas
    • C10L3/101Removal of contaminants
    • C10L3/102Removal of contaminants of acid contaminants
    • C10L3/103Sulfur containing contaminants
    • BPERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01DSEPARATION
    • B01D2252/00Absorbents, i.e. solvents and liquid materials for gas absorption
    • B01D2252/20Organic absorbents
    • B01D2252/204Amines
    • BPERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01DSEPARATION
    • B01D2252/00Absorbents, i.e. solvents and liquid materials for gas absorption
    • B01D2252/20Organic absorbents
    • B01D2252/204Amines
    • B01D2252/20431Tertiary amines
    • BPERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01DSEPARATION
    • B01D2252/00Absorbents, i.e. solvents and liquid materials for gas absorption
    • B01D2252/20Organic absorbents
    • B01D2252/204Amines
    • B01D2252/20478Alkanolamines
    • BPERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01DSEPARATION
    • B01D2252/00Absorbents, i.e. solvents and liquid materials for gas absorption
    • B01D2252/20Organic absorbents
    • B01D2252/204Amines
    • B01D2252/20478Alkanolamines
    • B01D2252/20489Alkanolamines with two or more hydroxyl groups
    • BPERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01DSEPARATION
    • B01D2257/00Components to be removed
    • B01D2257/30Sulfur compounds
    • B01D2257/304Hydrogen sulfide
    • BPERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01DSEPARATION
    • B01D2257/00Components to be removed
    • B01D2257/50Carbon oxides
    • B01D2257/504Carbon dioxide
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10LFUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L2290/00Fuel preparation or upgrading, processes or apparatus therefore, comprising specific process steps or apparatus units
    • C10L2290/54Specific separation steps for separating fractions, components or impurities during preparation or upgrading of a fuel
    • C10L2290/542Adsorption of impurities during preparation or upgrading of a fuel
    • YGENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02CCAPTURE, STORAGE, SEQUESTRATION OR DISPOSAL OF GREENHOUSE GASES [GHG]
    • Y02C20/00Capture or disposal of greenhouse gases
    • Y02C20/40Capture or disposal of greenhouse gases of CO2

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Analytical Chemistry (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Gas Separation By Absorption (AREA)
  • Treating Waste Gases (AREA)
  • Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)
  • Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)

Abstract

公开了从气体混合物选择性分离H2S的方法,所述气体混合物还包含CO2。使气体混合物流与吸收剂溶液接触,所述吸收剂溶液包含一种或多种胺、烷醇胺、受阻烷醇胺、封端烷醇胺或其混合物。吸收剂溶液的H2S/CO2选择性对于约0.2‑约0.6的酸性气体载量[mol(CO2+H2S)/mol(胺)]优选地为大于约4.0,并且通过减少吸收剂溶液的pH实现。

Description

增加从酸性气体捕获硫化氢的选择性和容量的方法
背景
本发明涉及从天然气和其它气流除去酸性气体的方法。特别地,其涉及增加使用水性胺吸收剂从天然气流除去硫化氢的选择性和容量的方法。
许多不同的技术可用于除去酸性气体,例如二氧化碳、硫化氢、硫化羰。这些方法包括例如,化学吸收(胺/烷醇胺)、物理吸收(溶解性,例如,有机溶剂、离子液体)、低温蒸馏(Ryan Holmes方法)和膜系统分离。在这些方法中,胺分离是高度开发的技术,目前许多有竞争力的方法使用各种胺/烷醇胺吸收剂,例如单乙醇胺(MEA)、二乙醇胺(DEA)、三乙醇胺(TEA)、N-甲基二乙醇胺(MDEA)、二异丙基胺(DIPA)、二甘醇胺(DGA)、2-氨基-2-甲基-1-丙醇(AMP)和哌嗪(PZ)。在这些吸收剂中,MEA、DEA和MDEA是最常使用的。在纯化过程中使用胺的酸性气体洗涤方法通常包括在吸收塔中使气体混合物与胺的水性溶液逆流接触。液体胺流然后在单独的塔中通过吸收的气体脱附而再生,其中再生的胺和脱附的气体作为单独的流离开塔。可利用的各种气体纯化方法描述于例如,Gas Purification, 第五版, Kohl和Neilsen, Gulf Publishing Company, 1997, ISBN-13: 978-0-88415-220-0。
处理含有CO2和H2S二者的酸性气体混合物以从混合物选择性地除去H2S,同时使CO2的除去最小化,通常是需要或理想的。尽管除去CO2可能是避免腐蚀问题和提供给消费者需要的热值所需要的,但选择性H2S除去可能是需要或理想的。天然气管道规格,例如设定了对H2S水平比CO2更严格的限制,因为H2S比CO2更具毒性和腐蚀性:常见的运输天然气管道规格通常限制H2S含量至4 ppmv,而对CO2更宽松限制为2 vol %。选择性除去H2S能够使用更加经济的处理厂,且选择性H2S除去通常是在通往硫回收单元的进料中富集H2S水平所需要的。
用受阻胺吸收剂的反应动力学允许H2S与吸收剂的胺基团更快速反应以在水性溶液中形成硫氢化物盐,但在其中达到吸收的硫化物物类与CO2的平衡的延长气体-液体接触的条件下,二氧化碳可从之前吸收的硫氢化物盐置换出硫化氢,因为二氧化碳是在水性溶液中比硫化氢略微更强的酸(与对于相应的硫化氢电离的1x10-7相比,对于形成H+和HCO3 -的第一电离步骤的电离常数在25℃下大约为4x10-7),使得在接近平衡条件下,选择性H2S除去变得有问题,带来了在流出产物气流中过量H2S水平的风险。
碱性胺方法的改进涉及使用空间受阻胺。美国专利号4,112,052,例如,描述了使用受阻胺几乎完全除去包括CO2和H2S的酸性气体。美国专利号4,405,581; 4,405,583; 4,405,585和4,471,138公开了使用严格空间受阻的胺化合物用于在CO2存在下选择性除去H2S。与水性MDEA相比,严格空间受阻的胺在高H2S载量下导致更高得多的选择性。这些专利中描述的胺包括BTEE (双(叔丁基氨基)-乙氧基-乙烷,从叔丁基胺和双-(2-氯乙氧基)-乙烷合成,以及EEETB (乙氧基乙氧基乙醇-叔丁基胺),从叔丁基胺和氯乙氧基乙氧基乙醇合成)。美国专利号4,894,178表明,BTEE和EEETB的混合物对于选择性分离H2S与CO2特别有效。美国专利号8,486,183描述了制备烷氧基-取代的醚胺作为分离H2S与CO2的选择性吸收剂。
使用羟基-取代的胺(烷醇胺)例如上文提及的那些,已变得常见,因为存在羟基趋于改进吸收剂/酸性气体反应产物在广泛使用的水性溶剂系统中的溶解性,因此促进溶剂通过常规吸收塔/再生塔单元的循环。然而,这种偏好在某些情况下可带来其自身的问题。目前的商业驱动是降低在隔离前再生和再压缩酸性气体的成本。对于天然气系统,分离酸性气体可在约4,800-15,000 kPaa (约700-2,200 psia)、更通常约7,250-8,250 kPaa (约1050-1200 psia)的压力下进行。尽管在这些压力下烷醇胺有效除去酸性气体,但对H2S除去的选择性可预期通过直接物理吸附在液体溶剂中的CO2和通过与胺化合物上的羟基反应而显著降低。尽管CO2与氨基氮优先反应,但较高的压力迫使与氧反应,且在较高压力下,通过在羟基位点上反应形成的碳酸氢根/半碳酸根/碳酸根反应产物得以稳定,H2S选择性随压力增加逐渐损失。可察觉到该效果,例如用MDEA (N-甲基二乙醇胺)。例如,在水性溶液中5M MDEA在环境条件下不吸收二氧化碳,但在氮气下将形成硫氢化物盐。然而,H2S/CO2选择性在高CO2压力下显著降低,推测归因于羟基的O-碳酸化:
用仲氨基醚,乙氧基乙氧基乙醇-叔丁基胺(EEETB),观察到类似趋势:在低压力下,基于与受阻仲胺基团的更快反应,该吸收剂提供H2S相对于CO2的选择性,但大量的CO2可被具有对H2S的低亲和力的羟基吸收。然而,在较高压力下,O-碳酸化的反应收率增加,抑制了通过受阻仲胺实现的H2S/CO2选择性:
美国2015/0027055描述了吸收剂系统,其可选择性从还包含CO2和可在高压力(大于10巴)下再生的气体混合物吸收H2S,同时维持极低CO2溶解性。吸收剂可包括封端烷醇胺,即其中一个或多个羟基已被封端或转化为醚基团的烷醇胺,包括N-(2-甲氧基乙基)-N-甲基-乙醇胺(MDEA-(OMe)、双-(2-甲氧基乙基)-N-甲基胺(MDEA-(OMe)2)、2-氨基-丙-1-基甲基醚(AP-OMe)、2-甲基-2-氨基-丙-1-基甲基醚(AMP-OMe)、2-N-甲基氨基-丙-1-基甲基醚(MAP-OMe)、2-N-甲基氨基-2-甲基-丙-1-基甲基醚(MAMP-OMe)、2-N-乙基氨基-2-二甲基-丙-1-基甲基醚(EAMP-OMe)、2-(N,N-二甲基氨基)-乙基甲基醚(DMAE-OMe)和甲氧基乙氧基乙氧基乙醇-叔丁基胺(M3ETB)。吸收剂还可包括更碱性的空间受阻仲和叔胺,包括胍、脒、双胍、哌啶、哌嗪等,例如四甲基胍、五甲基胍、1,4-二甲基哌嗪、1-甲基哌啶、2-甲基哌啶、2,6-二甲基哌啶、其羟基烷基例如羟基乙基衍生物,和其混合物。
尽管吸收剂的这些进步,仍需要保持对宽范围载量的H2S的高选择性和吸收容量的吸收系统。
发明简述
我们已发现,通过控制吸收剂系统的pH,有可能实现对于从还包含CO2的气体混合物除去H2S的选择性改进。根据本发明,用于减少胺/烷醇胺吸收剂系统的pH的方法用于促进碳酸氢根(相对于碳酸根)和/或硫氢根形成,以最大化吸收的化学计量。在本发明的第一方面,胺/烷醇胺吸收剂的浓度减少,导致系统具有较低的pH。在本发明的第二方面,胺/烷醇胺吸收剂系统的pH通过加入酸至系统而减少。较低的pH有利于碳酸氢根形成,增加酸性气体(H2S和CO2)载量,和在宽载量范围内增加H2S相对于CO2的选择性。发现可用于本发明的具体的胺是胺和烷醇胺,优选地是空间受阻胺和烷醇胺,和最优选地是封端的空间受阻胺,例如甲氧基乙氧基乙氧基乙醇-叔丁基胺(M3ETB)。
根据本发明,用于从还包含CO2的气体混合物选择性分离H2S的方法,所述方法包括使气体混合物流与包含一种或多种胺的吸收剂溶液接触,其中对于约0.2-约0.6的酸性气体载量[mol(CO2 + H2S)/mol(胺)],吸收剂溶液的H2S/CO2选择性大于约4.0,和优选地大于约5.0。这样的方法还证实在相对低的酸性气体载量(至多0.3 [mol(CO2 + H2S)/mol(胺)])下优越的H2S选择性。
本发明的其它优点包括化学成本降低(直接涉及胺使用减少),粘度降低(导致循环能量减少),吸收系统的腐蚀性减少,和再生减少体积的胺需要的能量减少。
附图简述
图1是H2S相对于CO2的选择性作为不同浓度的M3ETB水性溶液的酸性气体载量的函数的图。
图2是CO2吸收作为通过M3ETB的水性溶液的处理时间的函数的图。
图3是H2S吸收作为通过M3ETB的水性溶液的处理时间的函数的图。
图4是H2S相对于CO2的选择性作为表1所鉴定的不同胺溶液的总酸性气体载量的函数的图。
图5是H2S相对于CO2的选择性作为每体积胺溶液的总酸性气体载量的函数的图。
图6是CO2和H2S吸收作为含和不含磷酸的36 wt% M3ETB溶液的处理时间的函数的图。
图7是H2S相对于CO2的选择性作为含和不含磷酸的M3ETB水性溶液的总载量的函数的图。
图8是CO2和H2S吸收作为含和不含磷酸的36 wt% MDEA溶液的处理时间的函数的图。
图9是H2S相对于CO2的选择性作为含和不含磷酸的MDEA水性溶液的总载量的函数的图。
详细描述
酸性气体处理领域内的公知常识是叔胺与CO2在水性溶液中反应时通常优先形成碳酸氢根。尽管受阻仲胺也能够与CO2形成氨基甲酸盐,但碳酸氢根路线在空间位阻增加时成为优选路线。对于使用叔胺和空间受阻胺的吸收系统,众所周知在碳酸氢根和碳酸根形成之间存在快速平衡,如下所示:
因为其与胺基团的1:1化学计量,碳酸氢根路线是更加理想的,这是因为在酸性气体除去过程中其利于对CO2吸收以及对H2S吸收为硫醇盐的选择性提高。然而,在水性溶液中胺的初始载量的约12的高pH下,有利于碳酸根形成,但这阻碍两个胺分子用于酸性气体捕获,提供了较不利的0.5:1化学计量。此外,在较高的胺浓度下,可获得更少的水,促进更高的pH。
本文描述了用于控制/减少受阻胺/烷醇胺吸收剂系统的pH以利于碳酸氢根(相对于碳酸根)和/或硫氢根形成的方法,以最大化吸收的化学计量。
在本发明的第一方面,受阻胺/烷醇胺吸收剂系统的pH减少。如下文证实的,这种pH减少有利于碳酸氢根形成,增加酸性气体(H2S和CO2)载量和在宽载量范围内增加H2S相对于CO2的选择性。
在本发明的第二方面,受阻胺/烷醇胺吸收剂的浓度减少,导致胺溶液稀释,必然具有更低的pH。如下文证实的,这种pH减少有利于碳酸氢根形成,增加酸性气体(H2S和CO2)载量和在宽载量范围内增加H2S相对于CO2的选择性。
减少受阻胺/烷醇胺吸收剂的浓度的效果是出乎预期的和违反直觉的。惯例上,尽力增加吸收剂浓度以增加吸收。如下文证实的,降低受阻胺/烷醇胺吸收剂在溶液中的重量百分比有效地减少可形成的碳酸根的量,从而增加可用于将酸性气体回收为碳酸氢根和硫氢根的游离胺的量。因为H2S的吸收在动力学上更快,因此对HS-形成的选择性比HCO3 -形成有利。本发明的其它优点包括降低化学成本(直接涉及减少受阻胺/烷醇胺使用),降低粘度(导致减少循环能量),减少吸收系统的腐蚀性和减少再生载量较高(1:1化学计量)、但体积减少的受阻胺/烷醇胺所需的能量。
为了提供前述内容的更好理解,提供以下非限制性实施例。尽管所述实施例可能涉及特定的实施方案,但它们不被视为在任何特定方面限制本发明。
以下实验和分析方法用于实施例。过程吸收单元(PAU)是一个半分批系统,包含水饱和器、气体可以上流方式进料的搅拌式高压釜和冷凝器。高压釜配备有压力计和J型热电偶。安全断裂盘连接至高压釜顶端。高瓦数陶瓷纤维加热器用于供热给高压釜。气流通过Brooks质量流量控制器进行调节,和冷凝器的温度通过冷却器保持。最大PAU工作压力和温度分别是1000 psi (69巴)和350℃。
在大气压下运行期间,通过使用安装在高压釜底部的Cole-Parmer pH探头原位监测溶液的pH。该pH探头通过分别为135℃和100 psi的最大温度和压力进行限制。因此,在压力下进行实验前,移出pH探头和给高压釜封盖。在大气和压力运行中,液体样品直接收集至小瓶(大气运行)或不锈钢筒(压力运行)中。
自定义的LabVIEW程序用于控制PAU操作和获得实验数据(温度、压力、搅拌器速度、pH、气流速度和废气浓度)。
下文所述的实验通过使测试的酸性气体混合物流动通过其中先前加载有胺溶液的高压釜进行。酸性气体混合物进料至水饱和器分路的反应器底部。离开高压釜的气体通过冷凝器(保持在10℃)转移,以除去任何夹带的液体。离开冷凝器的废气的滑流用管输送至微型GC (Inficon)用于分析,而主气流通过洗涤器。在到达突破点后,使用氮气来清洗系统。
使用定制的微型GC测量废气组成。微型GC配置为精炼气体分析仪和包括四个柱(Mole Sieve、PLOT U、OV-1、PLOT Q)和四个TCD检测器。大约每2分钟将废气的滑流注入微型GC。小的内部真空汞用于转移样品至微型GC。标称泵速度为~20 mL/min,以实现在样品T形管和微型GC之间10倍体积的线路冲洗。注入微型GC的实际气体是~1 µL。PLOT U柱用于分离和鉴定H2S和CO2,和微TCD用于定量H2S和CO2
下表1鉴定了用于实施例1的在水中制备的每种胺溶液(MW=18 g/mol;密度= 1 g/cm3):
表1
实施例1 –选择性研究
三种不同的胺用于制备用于实施例1的胺吸收剂溶液。N-甲基二乙醇胺(MDEA)是市售可得的常规胺处理吸收剂,具有以下结构:
乙氧基乙醇-叔丁基胺(EETB)是市售可得的高度空间受阻胺处理吸收剂,具有以下结构:
甲氧基乙氧基乙氧基乙醇-叔丁基胺(M3ETB)是甲基封端的空间受阻胺:
实施例1的试验条件如下:气体进料组成:10 mol% CO2、1 mol% H2S,余量是N2;气流速度:154 sccm;温度:40.8 ℃,压力:1巴;体积:15 mL;搅拌速度:200 rpm。
图1是H2S相对于CO2的选择性作为不同浓度的M3ETB水性溶液的酸性气体载量的函数的图。图2是CO2吸收作为通过M3ETB的水性溶液的处理时间的函数的图。图3是H2S吸收作为通过M3ETB的水性溶液的处理时间的函数的图。
根据图1-3的绘制数据,以下结论是显而易见的。当与49.5和35.8 wt% M3ETB溶液相比时,在图1中30 wt% M3ETB溶液的初始较低的选择性(至多0.2 mol/mol胺)归因于较高的CO2和H2S收集(分别为图2和3)。然而,当与49.5和35.8 wt% M3ETB溶液比较时,30 wt%溶液的较高的选择性(大于0.2 mol/mol胺)主要归因于显著较高的H2S收集。H2S收集的这种增加(图3)直接关于初始碳酸氢根形成相对于碳酸根形成增加,导致较大量的游离胺用于H2S捕获。重要的是,图1进一步证实,当与49.5和35.8 wt% M3ETB溶液比较时,对于范围为0.2-0.6的商业需要的酸性气体载量,30 wt% M3ETB溶液获得总体更高的H2S相对于CO2的选择性。
图4是H2S相对于CO2的选择性作为表1所鉴定的不同胺溶液的总酸性气体载量的函数的图。这些选择性曲线显示MDEA对H2S的选择性总体上低于从更加高度空间受阻的仲胺EETB和M3ETB获得的选择性。这是预期中的,因为MDEA是叔胺和更低碱性的胺。如图5所示,观察到的MDEA酸性气体载量也显著低于更加空间受阻的胺EETB和M3ETB的载量。
此外,图4允许比较在水中各种M3ETB浓度相对于36 wt%浓度的EETB的H2S选择性。当与EETB 36 wt%溶液比较时,对于较低酸性气体载量(至多~0.3 mol/mol胺),49.5 wt%M3ETB溶液提供更高的H2S选择性。在较宽范围的酸性气体载量下(至多~0.55 mol/mol胺),36 wt% M3ETB溶液提供甚至更高的H2S选择性,和对于较低酸性气体载量(至多~0.3 mol/mol胺),提供最高的H2S选择性。30 wt% M3ETB溶液提供甚至更高的选择性,直至较高的酸性气体载量(至多~0.65 mol/mol胺)。如本领域普通技术人员可容易理解的,这些稀释的M3ETB溶液各自提供改进的H2S选择性,直至较高的酸性气体载量,和可预测地能够经调整以满足特定的酸性气体去除应用。
图5是H2S相对于CO2的选择性作为每体积胺溶液的总酸性气体载量的函数的图。M3ETB溶液具有比MDEA和EETB更高的容量来除去H2S,直至每体积较高的酸性气体载量(~0.8 mol/L溶液)。如本领域普通技术人员可容易理解的,当使用稀释的M3ETB溶液时,由降低的循环速率,这带来了潜在的能量节约。
实施例2 – M3ETB pH研究
使用M3ETB制备两种胺溶液,第一种溶液含36 wt% M3ETB,和第二种溶液含36 wt%M3ETB与0.5 wt% H3PO4,均在水中。实施例2的试验条件如下:气体进料组成:10 mol% CO2、1mol% H2S,余量是N2;气流速度:154 sccm;温度:40.8 ℃,压力:1巴;体积:15 mL;搅拌速度:200 rpm。
磷酸对M3ETB酸性气体吸收行为的影响可见于图6和7。图6是CO2和H2S吸收作为含和不含磷酸的36 wt% M3ETB溶液的处理时间的函数的图。图7是H2S相对于CO2的选择性作为含和不含磷酸的M3ETB水性溶液的总载量的函数的图。磷酸的存在增加CO2和H2S气体二者的载量,从而影响选择性。这一结果与来自实施例1的在前结论一致,即碳酸氢根形成在较低pH下是有利的,从而增加溶液中可用于快速H2S捕获的游离胺浓度。
实施例3 – MDEA pH研究(比较性)
使用MDEA制备两种胺溶液,第一种溶液含36 wt% MDEA,和第二种溶液含36 wt% MDEA与0.5 wt% H3PO4,均在水中。实施例2的试验条件如下:气体进料组成:10 mol% CO2、1 mol%H2S,余量是N2;气流速度:154 sccm;温度:40.8 ℃,压力:1巴;体积:15 mL;搅拌速度:200rpm。
磷酸对MDEA酸性气体吸收行为的影响可见于图8和9。图8是CO2和H2S吸收作为含和不含磷酸的36 wt% MDEA溶液的处理时间的函数的图。图9是H2S相对于CO2的选择性作为含和不含磷酸的MDEA水性溶液的总载量的函数的图。未观察到显著差异,因为已知在CO2-MDEA反应期间优先形成碳酸氢根。然而,观察到酸化的MDEA溶液可导致略微更高的碳酸氢根形成。特别地,图9证实了含磷酸的MDEA溶液的H2S选择性减少,这是与高度空间受阻M3ETB相反的效果。
其它实施方案
根据本发明的某些教导,公开了从还包含CO2的气体混合物选择性分离H2S的方法,所述方法包括使气体混合物流与包含一种或多种胺的吸收剂溶液接触。对于约0.2-约0.6的酸性气体载量[mol(CO2 + H2S)/mol(胺)],吸收剂溶液的H2S/CO2选择性大于约4.0,和优选地大于5.0。一种或多种胺选自胺、烷醇胺、空间受阻烷醇胺和其混合物,和优选地是甲氧基乙氧基乙氧基乙醇-叔丁基胺(M3ETB)、乙氧基乙醇-叔丁基胺(EETB)或N-甲基二乙醇胺(MDEA)。空间受阻烷醇胺优选地是封端胺。
本发明的另一个实施方案是增加从还包含CO2的气体混合物进行H2S吸收的吸收方法的选择性的方法,所述吸收方法具有包含一种或多种胺的吸收剂溶液,所述方法包括降低吸收剂溶液的pH。该pH减少步骤通过稀释吸收剂溶液,或通过加入酸至吸收剂溶液实现,所述酸选自磷酸和硫酸。一种或多种胺选自胺、烷醇胺、空间受阻烷醇胺和其混合物,和优选地是M2ETB、EETB或MDEA。
本发明的又一个实施方案是从还包含CO2的气体混合物选择性分离H2S的方法,所述方法包括使气体混合物流与包含M3ETB的吸收剂溶液接触。在吸收剂溶液中的M3ETB浓度小于约36 wt%,和优选地在25和30 wt%之间。对于范围为约0.2-约0.6的酸性气体载量[mol(CO2 + H2S)/mol(胺)],吸收剂溶液的H2S/CO2选择性大于约4.0,和优选地大于5.0。
本发明的又一个实施方案是用于从还包含CO2的原料气流选择性吸收H2S的系统,所述系统包含吸收塔,用于使原料气流与水性胺流逆流接触以产生包含来自原料气流的H2S的至少一部分的废胺流;和再生塔,用于产生再生的胺流和脱附的酸性气流。对于约0.2-约0.6的酸性气体载量[mol(CO2 + H2S)/mol(胺)],水性胺流的H2S/CO2选择性大于约4.0,优选地大于约5.0。水性胺流优选地包含浓度小于约36 wt%和优选地在25和30 wt%之间的甲氧基乙氧基乙氧基乙醇-叔丁基胺(M3ETB)。系统的H2S/CO2选择性通过降低水性胺流的pH,优选地通过降低水性胺流中的胺浓度而增加。
因此,本发明完全适合获得提及的目标和优点,以及本文固有的那些目标和优点。上文公开的具体实施方案仅是说明性的,因为本发明可经修改和以不同但等效的方式实施,所述方式对于获得其中的教导益处的本领域技术人员而言是显而易见的。此外,除了随附权利要求书所述之外,意图不限于本文显示的结构或设计的细节。因此明显的是,上文公开的具体的说明性实施方案可经改变或修改,和所有这样的变化被视为在本发明的范围和精神内。除非另外指明,根据本发明试图获得的所需性质和测量误差等,说明书和权利要求书中使用的表示成分、性质、反应条件等的量的所有数字应理解为近似值,和应至少根据报告的有效数字的数量和通过应用普通舍入技术来解释。在公开了具有下限和上限的数值范围时,明确公开了落入范围内的数字。此外,权利要求中使用的不定冠词“a”或“an”在本文定义为意指一个或超过一个其引入的要素。

Claims (25)

1.从气体混合物选择性分离H2S的方法,所述气体混合物还包含CO2,所述方法包括:
使气体混合物流与吸收剂溶液接触,所述吸收剂溶液包含一种或多种胺,
其中对于约0.2-约0.6的酸性气体载量[mol(CO2 + H2S)/mol(胺)],吸收剂溶液的H2S/CO2选择性大于约4.0。
2.权利要求1的方法,其中所述一种或多种胺选自胺、烷醇胺、空间受阻烷醇胺和其混合物。
3.权利要求2的方法,其中所述空间受阻烷醇胺是封端烷醇胺。
4.权利要求1的方法,其中所述胺是甲氧基乙氧基乙氧基乙醇-叔丁基胺(M3ETB)。
5.权利要求1的方法,其中所述胺是乙氧基乙醇-叔丁基胺(EETB)。
6.权利要求1的方法,其中所述胺是N-甲基二乙醇胺(MDEA)。
7. 权利要求1的方法,其中对于范围为约0.2-约0.6的酸性气体载量[mol(CO2 + H2S)/mol(胺)],吸收剂溶液的H2S/CO2选择性大于约5.0。
8.增加用于从气体混合物吸收H2S的吸收方法的选择性的方法,所述气体混合物还包含CO2,所述吸收方法具有包含一种或多种胺的吸收剂溶液,所述方法包括减少吸收剂溶液的pH。
9.权利要求8的方法,其中pH减少步骤包括稀释吸收剂溶液。
10.权利要求8的方法,其中pH减少步骤包括向吸收剂溶液加入酸。
11.权利要求10的方法,其中所述酸选自磷酸和硫酸。
12.权利要求8的方法,其中所述一种或多种胺选自胺、烷醇胺、空间受阻烷醇胺和其混合物。
13.权利要求12的方法,其中所述空间受阻烷醇胺是封端烷醇胺。
14.权利要求8的方法,其中所述胺是M3ETB。
15.权利要求8的方法,其中所述胺是EETB。
16.权利要求8的方法,其中所述胺是MDEA。
17.从气体混合物选择性分离H2S的方法,所述气体混合物还包含CO2,所述方法包括:
使气体混合物流与包含甲氧基乙氧基乙氧基乙醇-叔丁基胺(M3ETB)的吸收剂溶液接触;
其中吸收剂溶液中的M3ETB浓度小于约36 wt%。
18. 权利要求17的方法,其中吸收剂溶液中的M3ETB浓度为25-30 wt%。
19. 权利要求17的方法,其中对于范围为约0.2-约0.6的酸性气体载量[mol(CO2 +H2S)/mol(胺)],吸收剂溶液的H2S/CO2选择性为大于约5.0。
20. 从原料气流选择性吸收H2S的系统,所述原料气流还包含CO2,所述系统包括:
吸收塔,用于使原料气流与水性胺流逆流接触以产生包含来自原料气流的H2S的至少一部分的废胺流;和
再生塔,用于产生再生的胺流和脱附的酸性气流;
其中对于约0.2-约0.6的酸性气体载量[mol(CO2 + H2S)/mol(胺)],水性胺流的H2S/CO2选择性是大于约4.0。
21. 权利要求20的系统,其中对于范围为约0.2-约0.6的酸性气体载量[mol(CO2 +H2S)/mol(胺)],水性胺流的H2S/CO2选择性是大于约5.0。
22. 权利要求20的系统,其中水性胺流包含浓度小于约36 wt%的甲氧基乙氧基乙氧基乙醇-叔丁基胺(M3ETB)。
23. 权利要求22的系统,其中水性胺流中的M3ETB浓度是25-30 wt%。
24.权利要求20的系统,其中H2S/CO2选择性通过减少水性胺流的pH而增加。
25.权利要求24的系统,其中pH通过降低水性胺流中的胺浓度而减少。
CN201680076907.3A 2015-12-28 2016-12-02 增加从酸性气体捕获硫化氢的选择性和容量的方法 Active CN108472575B (zh)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US14/980634 2015-12-28
US14/980,634 US9962644B2 (en) 2015-12-28 2015-12-28 Process for increased selectivity and capacity for hydrogen sulfide capture from acid gases
PCT/US2016/064529 WO2017116606A1 (en) 2015-12-28 2016-12-02 Process for increased selectivity and capacity for the hydrogen sulfide capture from acid gases

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN108472575A true CN108472575A (zh) 2018-08-31
CN108472575B CN108472575B (zh) 2022-07-12

Family

ID=57681729

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN201680076907.3A Active CN108472575B (zh) 2015-12-28 2016-12-02 增加从酸性气体捕获硫化氢的选择性和容量的方法

Country Status (9)

Country Link
US (3) US9962644B2 (zh)
EP (1) EP3397370A1 (zh)
JP (3) JP2019503860A (zh)
CN (1) CN108472575B (zh)
AU (2) AU2016382612B2 (zh)
BR (1) BR112018013318B1 (zh)
CA (1) CA3006736A1 (zh)
SA (1) SA518391914B1 (zh)
WO (1) WO2017116606A1 (zh)

Families Citing this family (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US9962644B2 (en) * 2015-12-28 2018-05-08 Exxonmobil Research And Engineering Company Process for increased selectivity and capacity for hydrogen sulfide capture from acid gases
US10155192B2 (en) * 2016-06-01 2018-12-18 Exxonmobil Research And Engineering Company Process designs for increased selectivity and capacity for hydrogen sulfide capture from acid gases
CN109663483B (zh) * 2017-10-17 2021-10-15 中国石油化工股份有限公司 快速清除硫化氢气体的吸消液及用途
CN111111477B (zh) * 2018-11-01 2021-04-13 中国科学院过程工程研究所 一种烯烃/烷烃分离膜及其制备方法
ES2952010T3 (es) 2019-02-18 2023-10-26 Basf Se Proceso para la eliminación de gases ácidos de una corriente de fluido con un absorbente líquido que comprende un anillo de piperazina

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP0134948A2 (en) * 1983-06-30 1985-03-27 Union Carbide Corporation Absorbent formulation for enhanced removal of acid gases from gas mixtures and processes using same
CN101374588A (zh) * 2006-01-18 2009-02-25 道达尔公司 含有硫醇和其它酸性气体的气体混合物的纯化方法
US20100037775A1 (en) * 2005-08-09 2010-02-18 Exxon-Mobil Research And Engineering Company Alkylamino alkyloxy (alcohol) monoalkyl ether for acid gas scrubbing process
US20130243676A1 (en) * 2012-03-14 2013-09-19 Exxonmobil Research And Engineering Company Amine treating process for acid gas separation using blends of amines and alkyloxyamines

Family Cites Families (12)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
AU506199B2 (en) 1975-06-26 1979-12-20 Exxon Research And Engineering Company Absorbtion of co2 from gaseous feeds
SE424815B (sv) * 1975-10-30 1982-08-16 Union Carbide Corp Forfarande for kontinuerlig selektiv absorption av svavelvete fran ett gasramaterial
US4093701A (en) 1975-10-30 1978-06-06 Union Carbide Corporation Process for acid gas removal
US4471138A (en) 1982-01-18 1984-09-11 Exxon Research And Engineering Co. Severely sterically hindered secondary aminoether alcohols
US4405583A (en) 1982-01-18 1983-09-20 Exxon Research And Engineering Co. Process for selective removal of H2 S from mixtures containing H22 using di-severely sterically hindered secondary aminoethers
US4405581A (en) 1982-01-18 1983-09-20 Exxon Research And Engineering Co. Process for the selective removal of hydrogen sulfide from gaseous mixtures with severely sterically hindered secondary amino compounds
US4405585A (en) * 1982-01-18 1983-09-20 Exxon Research And Engineering Co. Process for the selective removal of hydrogen sulfide from gaseous mixtures with severely sterically hindered secondary aminoether alcohols
US4894178A (en) 1987-10-13 1990-01-16 Exxon Research And Engineering Company Absorbent composition containing severely-hindered amine mixture for the absorption of H2 S
US20130243677A1 (en) * 2012-03-14 2013-09-19 Exxonmobil Research And Engineering Company Amine treating process for selective acid gas separation
WO2015017240A1 (en) 2013-07-29 2015-02-05 Exxonmobil Research And Engineering Company Separation of hydrogen sulfide from natural gas
WO2015065839A1 (en) 2013-10-30 2015-05-07 Dow Globlal Technologies Llc Hybrid solvent formulations for selective h2s removal
US9962644B2 (en) * 2015-12-28 2018-05-08 Exxonmobil Research And Engineering Company Process for increased selectivity and capacity for hydrogen sulfide capture from acid gases

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP0134948A2 (en) * 1983-06-30 1985-03-27 Union Carbide Corporation Absorbent formulation for enhanced removal of acid gases from gas mixtures and processes using same
US20100037775A1 (en) * 2005-08-09 2010-02-18 Exxon-Mobil Research And Engineering Company Alkylamino alkyloxy (alcohol) monoalkyl ether for acid gas scrubbing process
CN101374588A (zh) * 2006-01-18 2009-02-25 道达尔公司 含有硫醇和其它酸性气体的气体混合物的纯化方法
US20130243676A1 (en) * 2012-03-14 2013-09-19 Exxonmobil Research And Engineering Company Amine treating process for acid gas separation using blends of amines and alkyloxyamines

Also Published As

Publication number Publication date
CA3006736A1 (en) 2017-07-06
WO2017116606A1 (en) 2017-07-06
US11185813B2 (en) 2021-11-30
US20220126235A1 (en) 2022-04-28
AU2022218512B2 (en) 2023-11-02
US20170182455A1 (en) 2017-06-29
JP2024054103A (ja) 2024-04-16
JP2019503860A (ja) 2019-02-14
AU2016382612A1 (en) 2018-08-09
AU2022218512A1 (en) 2022-09-08
BR112018013318B1 (pt) 2023-03-07
JP2022017319A (ja) 2022-01-25
AU2016382612B2 (en) 2022-09-08
EP3397370A1 (en) 2018-11-07
US9962644B2 (en) 2018-05-08
CN108472575B (zh) 2022-07-12
SA518391914B1 (ar) 2021-11-22
US20180229180A1 (en) 2018-08-16
BR112018013318A2 (pt) 2018-12-11

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN108472575A (zh) 增加从酸性气体捕获硫化氢的选择性和容量的方法
EP3448543B1 (en) Use of morpholine-based hindered amine compounds for selective removal of hydrogen sulfide
AU2012326392B2 (en) Chilled ammonia based CO2 capture system with wash system and processes of use
CN110382084B (zh) 从流体料流中除去酸性气体的方法
KR20180058723A (ko) 황화수소의 선택적 제거 방법
CA3026093C (en) Novel process designs for increased selectivity and capacity for hydrogen sulfide capture from acid gases
CN108993133A (zh) 一种促进天然气中cos、cs2脱除的方法
Abdelmouiz Comparative Kinetics Study of CO2 Absorption into Aqueous MDEA/PZ, MDEA/Sulfolane, and PZ/Sulfolane Blended Systems Solution, Using Stopped-Flow Technique
BR122022022807B1 (pt) Método para aumentar a seletividade de um processo para separar seletivamente h2s de mistura de gás que também compreende co2, possuindo solução absorvente com uma ou mais amina(s)
CA2664970C (en) Self-concentrating absorbent for acid gas separation
Soriano et al. Multicriterial analysis of simulated process of post-combustion capture of pure H2S and mixtures of H2S and CO2 using single and blended aqueous alkanolamines
Rolker et al. ALKANOLAMINES–WHAT IS NEXT?

Legal Events

Date Code Title Description
PB01 Publication
PB01 Publication
SE01 Entry into force of request for substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
GR01 Patent grant
GR01 Patent grant