EA020754B1 - Абсорбент и способ для удаления кислого газа из потока текучей среды - Google Patents

Абсорбент и способ для удаления кислого газа из потока текучей среды Download PDF

Info

Publication number
EA020754B1
EA020754B1 EA201171402A EA201171402A EA020754B1 EA 020754 B1 EA020754 B1 EA 020754B1 EA 201171402 A EA201171402 A EA 201171402A EA 201171402 A EA201171402 A EA 201171402A EA 020754 B1 EA020754 B1 EA 020754B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
amine
absorbent
acid
absorbent according
fluid stream
Prior art date
Application number
EA201171402A
Other languages
English (en)
Other versions
EA201171402A1 (ru
Inventor
Геральд Форберг
Торстен Катц
Георг Зидер
Кристиан Риманн
Эрика Денглер
Original Assignee
Басф Се
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
Family has litigation
First worldwide family litigation filed litigation Critical https://patents.darts-ip.com/?family=42272085&utm_source=google_patent&utm_medium=platform_link&utm_campaign=public_patent_search&patent=EA020754(B1) "Global patent litigation dataset” by Darts-ip is licensed under a Creative Commons Attribution 4.0 International License.
Application filed by Басф Се filed Critical Басф Се
Publication of EA201171402A1 publication Critical patent/EA201171402A1/ru
Publication of EA020754B1 publication Critical patent/EA020754B1/ru

Links

Classifications

    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation 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
    • B01D53/14—Separation 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
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation 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
    • B01D53/14—Separation 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
    • B01D53/1456—Removing acid components
    • B01D53/1462—Removing mixtures of hydrogen sulfide and carbon dioxide
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation 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
    • B01D53/14—Separation 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
    • B01D53/1493—Selection of liquid materials for use as absorbents
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation 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
    • B01D53/34—Chemical or biological purification of waste gases
    • B01D53/46—Removing components of defined structure
    • B01D53/48—Sulfur compounds
    • B01D53/52—Hydrogen sulfide
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation 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
    • B01D53/34—Chemical or biological purification of waste gases
    • B01D53/74—General processes for purification of waste gases; Apparatus or devices specially adapted therefor
    • B01D53/77—Liquid phase processes
    • B01D53/78—Liquid phase processes with gas-liquid contact
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
    • B01J20/00—Solid sorbent compositions or filter aid compositions; Sorbents for chromatography; Processes for preparing, regenerating or reactivating thereof
    • B01J20/281—Sorbents specially adapted for preparative, analytical or investigative chromatography
    • B01J20/292—Liquid sorbents
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2251/00—Reactants
    • B01D2251/70—Organic acids
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2257/00—Components to be removed
    • B01D2257/30—Sulfur compounds
    • B01D2257/304—Hydrogen sulfide
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2258/00—Sources of waste gases
    • B01D2258/06—Polluted air
    • Y—GENERAL 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
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02C—CAPTURE, STORAGE, SEQUESTRATION OR DISPOSAL OF GREENHOUSE GASES [GHG]
    • Y02C20/00—Capture or disposal of greenhouse gases
    • Y02C20/40—Capture or disposal of greenhouse gases of CO2
    • Y—GENERAL 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
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E50/00—Technologies for the production of fuel of non-fossil origin
    • Y02E50/30—Fuel from waste, e.g. synthetic alcohol or diesel

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Analytical Chemistry (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • Biomedical Technology (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Gas Separation By Absorption (AREA)
  • Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)

Abstract

Предложены абсорбент для удаления кислого газа из потока текучей среды, представляющий водный раствор а) по меньшей мере одного амина, включающего по меньшей мере один амин исключительно с третичными и/или пространственно-затрудненными аминогруппами, и b) по меньшей мере одной органической фосфоновой кислоты, выбранной из фосфоновых кислот формулы IIгде R' означает Н или C-алкил, Q означает Н, ОН или NYи Y означает Н или СНРОН, или смеси двух или более из них, где молярное соотношение b) и а) находится в диапазоне от 0,01 до 0,1, а также способ удаления кислого газа из потока текучей среды. Фосфоновая кислота представляет собой, например, 1-гидроксиэтан-1,1-дифосфоновую кислоту. По сравнению с абсорбентами на основе аминов или комбинаций амина/промотора абсорбент требует меньше энергии регенерации, не снижая в значительной степени способность раствора к абсорбции кислых газов.

Description

(57) Предложены абсорбент для удаления кислого газа из потока текучей среды, представляющий водный раствор а) по меньшей мере одного амина, включающего по меньшей мере один амин исключительно с третичными и/или пространственно-затрудненными аминогруппами, и Ь) по меньшей мере одной органической фосфоновой кислоты, выбранной из фосфоновых кислот формулы II
РО3Н2
ГС—|—О (II)
РО3Н2 где К' означает Н или Сн,-алкил. ζ) означает Н, ОН или ΝΥ2 и Υ означает Н или СН2РО3Н2, или смеси двух или более из них, где молярное соотношение Ь) и а) находится в диапазоне от 0,01 до 0,1, а также способ удаления кислого газа из потока текучей среды. Фосфоновая кислота представляет собой, например, 1-гидроксиэтан-1,1-дифосфоновую кислоту. По сравнению с абсорбентами на основе аминов или комбинаций амина/промотора абсорбент требует меньше энергии регенерации, не снижая в значительной степени способность раствора к абсорбции кислых газов.
Изобретение касается абсорбента для удаления кислых газов из потоков текучей среды, в частности для избирательного удаления сероводорода из потоков текучей среды, и способа удаления кислых газов из потока текучей среды.
Удаление кислых газов, таких как, например, СО2, Н2§, §О2, С§2, Ηί,’Ν. СО§ или меркаптанов, из потоков текучей среды, таких как, например, природный газ, газ, полученный при переработке нефти, синтез-газ, имеет значение по различным причинам. Содержание сернистых соединений в природном газе необходимо уменьшать соответствующими мерами по очистке непосредственно на месторождении природного газа, так как сернистые соединения образуют в воде, которую часто несет с собой природный газ, кислоты с коррозийным воздействием. Поэтому для транспортировки природного газа по трубопроводу или для дальнейшей переработки в установке по сжижению природного газа (ΠΝΟ = ЫсциПсб иа1ита1 Сак) необходимо соблюдение заданных пограничных значений серосодержащих примесей. Снижение содержания диоксида углерода в большей степени необходимо для установки заданного теплового эффекта.
Для удаления кислых газов используют промывки с использованием водных растворов неорганических и органических оснований. При растворении кислых газов в абсорбенте образуются основания с ионами. Абсорбент может быть регенерирован посредством декомпрессии газа при более низком давлении и/или посредством отгонки, когда ионные формы могут вступать в обратную реакцию с кислыми газами и/или отгоняться посредством пара. После процесса регенерации абсорбент можно использовать повторно.
Способ, при котором все кислые газы, в частности СО2 и Н2§, в максимальной степени удаляются, называется полной абсорбцией. В определенных случаях все же желательно абсорбировать Н2§, а не СО2, чтобы получить оптимизированное соотношение теплового эффекта СО2/Н2§ для использования затем в установке Клауса. В этом случае речь идет об избирательной промывке. Неблагоприятное соотношение СО2/Н2§ может ослабить производительность и эффективность установки Клауса из-за образования СО§/С§2 и коксования катализатора Клауса или вследствие слишком незначительного теплового эффекта.
Третичные амины, такие как метил-диэтаноламин (МДЭА), или стерически затрудненные амины характеризуются кинетической селективностью Н2§ по сравнению с СО2. Эти амины не вступают в прямую реакцию с СО2; напротив, СО2 в процессе медленной реакции с амином и водой превращается в бикарбонат. Поэтому третичные амины особенно пригодны для избирательного удаления Н2§ из газовых смесей, содержащих СО2 и Н2§.
Процент абсорбции СО2 в водных растворах третичных алканоламинов может быть увеличен посредством добавления других соединений, именуемых активаторами или промоторами. Одной из наиболее эффективных абсорбционных жидкостей для удаления СО2 и Н2§ из газового потока является водный раствор метилдиэтаноламина (МДЭА) и пиперазина в качестве промотора. Аналогичный абсорбент известен из патента и§ 4,336,233.
Первичные амины, такие как моноэтаноламин (МЭА), и вторичные амины, такие как диэтаноламин (ДЭА) или диизопропаноламин (ДИПА), имеют высокую реакционную способность непосредственно с СО2. Эти амины характеризуются явно более низкой селективностью Н2§. Вследствие их высокого химического сродства с кислыми газами они могут использоваться также для промывки газовых потоков с низким парциальным давлением кислого газа. В любом случае, высокому химическому сродству с кислыми газами соответствует высокая специфическая энергия регенерации.
Патент ЕР-А 134948 описывает абсорбент, который содержит щелочной материал и кислоту с рКа равным 6 или менее 6. Предпочтительными кислотами являются фосфорная, муравьиная или соляная кислота. Добавление кислоты делает, в частности, отгонку Н2§, содержащегося в кислых газах, более эффективной.
Патент АО 2007/021531 предлагает абсорбент для избирательного удаления при обычных условиях газообразных кислых компонентов из смесей, содержащих газообразные кислые компоненты, газообразные некислые компоненты и СО2. Абсорбенты содержат сульфонат металла, сульфат металла, сульфамат металла, фосфонат металла, фосфат металла, фосфорамидит металла или карбоксилат металла, связанный алкильной группой, состоящей по меньшей мере из 2 атомов цепи, с амином азота затрудненного вторичного или третичного амина.
Задачей изобретения является предоставление способа и абсорбента для удаления кислых газов из потоков текучей среды, который по сравнению с абсорбентами на основе аминов или комбинаций аминов и промоторов имеет меньшую потребность в энергии регенерации, не снижая при этом в значительной степени способность раствора к абсорбции кислых газов.
Задача решается посредством абсорбента для удаления кислых газов из потока текучей среды, представляющего водный раствор:
a) по меньшей мере одного амина, включающего по меньшей мере один амин исключительно с третичными и/или пространственно-затрудненными аминогруппами, и
b) по меньшей мере одной органической фосфоновой кислоты, выбранной из фосфоновых кислот формулы II
- 1 020754
Р°3Н2
ρ.--ζ, (||)
ΡΟ3Η2 где К' означает Н или С1-6-алкил,
О означает Н, ОН или ΝΥ2 и
Υ означает Н или СН2РО3Н2, или смеси двух или более из них, где молекулярное соотношение Ь) и а) находится в диапазоне от 0,01 до 0,1, в частности от 0,02 до
0,09.
В определенных вариантах осуществления водный раствор содержит, кроме прочего,
с) по меньшей мере одну карбоновую кислоту, где молекулярное соотношение с) и а) находится в диапазоне от 0,0005 до 0,1, преимущественно от 0,01 до 0,1, в частности от 0,02 до 0,09.
Предпочтительно фосфоновая кислота включает 1-гидроксиэтан-1,1-дифосфоновую кислоту.
Само собой разумеется, можно использовать также смеси двух и более вышеуказанных фосфоновых кислот.
В большинстве случаев фосфоновую кислоту добавляют в виде свободной кислоты к раствору амина.
Как альтернатива, фосфоновая кислота может применяться в виде соли не четвертичного аммониевого основания, т.е. в качестве соли аммония (NΗ4+-соль) или соли первичного, вторичного или третичного иона аммония. В условиях регенерации абсорбента из не четвертичного аммониевого основания можно высвободить свободную кислоту. Подходящими солями аммония являются протонированные формы аминов, используемые в качестве компонентов а) абсорбента.
В определенных вариантах осуществления абсорбент согласно изобретению содержит, кроме этого, одну карбоновую кислоту. В целом, подходящие карбоновые кислоты имеют от 1 до 12 атомов углерода.
К подходящим карбоновым кислотам относятся алифатические монокарбоновые кислоты, такие как метановая кислота (муравьиная кислота), этановая кислота (уксусная кислота), пропановая кислота (пропионовая кислота), масляная кислота;
ароматические монокарбоновые кислоты, такие как бензойная кислота, фенилэтановая кислота, салициловая кислота;
алифатические двухосновные и олигокарбоновые кислоты, такие как этан-двухосновная кислота (щавелевая кислота), пропандиовая кислота (малоновая кислота), янтарная кислота, глубаровая кислота;
ароматические двухосновные и олигокарбоновые кислоты, такие как 1,2-, 1,3-, 1,4-бензолдикарбоновая кислота;
аминокарбоновые кислоты, такие как глицин, Ν,Ν-диметилглицин, аланин, Ν-метилаланин; гидроксикарбоновые кислоты, такие как гликолевая кислота, молочная кислота, яблочная кислота, винная кислота, лимонная кислота.
Абсорбент согласно изобретению преимущественно, по существу, не содержит солей металла.
Абсорбент согласно изобретению имеет по меньшей мере один амин. Амин не располагает кислыми группами, такими как, в частности, группы фосфоновых, сульфоновых и/или карбоновых кислот. Подходящими аминами, в особенности, считаются:
1) алканоамины (аминоспирты), как, например,
2-аминоэтанол (моноэтаноламин, МЭА), НН-бис-(2-гидроксиэтил)амин (диэтаноламин, ДЭА), Ν,Νбис-(2-гидроксипропил)амин (диизопропаноламин, ДИПА), трис-(2-гидроксиэтил)амин (триэтаноламин, ТЭА), трибутаноламин, бис-(2-гидроксиэтил)метиламин (метилдиэтаноламин, МДЭА), 2-диэтиламиноэтанол (диэтилэтаноламин, ДЭЭА), 2-диметиламиноэтанол (диметилэтаноламин, ДМЭА), 3-диметиламино-1-пропанол (Ν,Ν-диметилпропаноламин), 3-диэтиламино-1-пропанол, 2-диизопропиламиноэтанол (ДИЭА), ^^бис(2-гидроксипропил)метиламин (метилдиизопропаноламин, МДИПА), 2амино-2-метил-1-пропанол (АМП), 1-амино-2-метилпропан-2-ол, 2-амино-1-бутанол (2-АБ);
2) аминоэфиры, такие как
2-(2-аминоэтокси)этанол (АЭЭ), 2-(2-трет-бутиламиноэтокси)этанол (ЭЭТБ), 3-метоксипропилдиметиламин;
3) 5-, 6- или 7-членные насыщенные гетероциклы по меньшей мере с одной ΝΗ-группой в цикле, которые могут содержать в цикле один или два других гетероатома, выбранных среди азота и кислорода, такие как пиперазин, 2-метилпиперазин, Ν-метилпиперазин, Ν-этилпиперазин, Ν-аминоэтилпиперазин, Ν-гидроксиэтилпиперазин, гомопиперазин, пиперидин и морфолин;
4) полиамины, такие как
4.1 алкилендиамины формулы
где К2 обозначает С2-С6-алкилен, как, например, гексаметилендиамин, 1,4-диаминобутан, 1,3-диаминопропан, 2,2-диметил-1,3диаминопропан;
- 2 020754
4.2 алкилендиамины формулы
где К1 обозначает 0-Сб-алкил или 0-0-гидроксиалкил и К2 обозначает С2-С6-алкилен, такие как 3метиламинопропиламин, Ы-(2-гидроксиэтил)этилендиамин;
4.3 алкилендиамины формулы
где К1 обозначает С1-Сб-алкил или С1-Сб-гидроксиалкил и К2 обозначает С2-Сб-алкилен, такие как 3(диметиламино)пропиламин (ДМАПА) и 3 -(диэтиламино)пропиламин,
4.4 алкилендиамины формулы
где К1 обозначает С1-Сб-алкил или С1-Сб-гидроксиалкил и К2 обозначает С2-Сб-алкилен, такие как Ы,№-бис(2-гидроксиэтил)этилендиамин,
4.5 бис-третичные диамины, такие как Ν,Ν,Ν',Ν'-тетраметилендиамин, Ы,М-диэтил-№,№-диметилэтилендиамин, Ν,Ν,Ν',Ν'-тетраэтилэтилендиамин, ^^№,№-тетраметил-1,3-пропандиамин (ТМПДА), ^^№,№-тетраэтил-1,3-пропандиамин (ТЭПДА), ^№диметил-№,№-диэтилэтилендиамин (ДМДЭЭДА), 1-диметиламино-2-диметиламиноэтоксиэтан (бис-[2-(диметиламино)этил]эфир);
4.6 полиалкиленполиамины, такие как диэтилентриамин, триэтилентетрамин и тетраэтиленпентамин, трис-(3-аминопропил)амин, трис-(2-аминоэтил)амин;
и смеси из них.
В целом предпочтительными являются алканоламины, т.е. амины по меньшей мере с одной гидроксиалкилгруппой, связанной с атомом азота.
В одном варианте осуществления абсорбент содержит исключительно амины с аминогруппами, исключительно третичными и/или стерически затрудненными. Абсорбент данной формы особенно пригоден для избирательного удаления Н2§.
Под стерически затрудненной аминогруппой понимаются в данном случае (ί) первичная аминогруппа, связанная с третичным атомом углерода, (ίί) аминогруппа, связанная со вторичным или третичным атомом углерода, и (ίίί) аминогруппа, где третичный или четвертичный атом углерода расположен в β-позиции к аминогруппе.
Предпочтительными аминами с исключительно третичными аминогруппами являются трис-(2гидроксиэтил)амин (триэтаноламин, ТЭА), трис-(2-гидроксипропил)амин (триизопропанол), трибутаноламин, бис-(2-гидроксиэтил)метиламин (метилдиэтаноламин, МДЭА), 2-диэтиламиноэтанол (диэтилэтаноламин, ДЭЭА), 2-диметиламиноэтанол (диметилэтаноламин, ДМЭА), 3-диметиламино-1-пропанол, 3диэтиламино-1-пропанол, 2-диизопропиламиноэтанол (ДИЭА), ^№бис-(2-гидроксипропил)метиламин (метилдиизопропаноламин, МДИПА).
Предпочтительными аминами с исключительно стерически затрудненными аминогруппами являются 2-амино-2-метил-1-пропанол (АМП) и 1-амино-2-метилпропан-2-ол.
В другом варианте осуществления абсорбент содержит по меньшей мере один амин с исключительно третичными и/или стерически затрудненными аминогруппами и по меньшей мере один активатор. Обычно активатором является первичный или вторичный амин, активатор ускоряет восприятие диоксида углерода посредством промежуточного образования карбаминовой структуры. Абсорбент данного варианта осуществления особенно пригоден для энергосберегающего, неизбирательного удаления кислых газов. В случае полной абсорбции выделяется, как минимум, один из двух компонентов, Н2§ или СО2, где второй компонент соответственно достигает своего равновесного состояния на головке абсорбера. Также бывает, что для одного из двух компонентов кислого газа установлены максимальные технические условия выхода.
Примеры предпочтительных аминов с исключительно третичными и/или стерически затрудненными аминогруппами названы ранее.
Примерами предпочтительных активаторов являются пиперазин, 2-метилпиперазин, Νметилпиперазин, Ν-гидроксиэтилпиперазин, гомопиперазин, пиперидин, морфолин, 3-метиламинопропиламин и 2-(2-аминоэтокси)этанол.
В еще одном варианте осуществления абсорбент содержит по меньшей мере один (стерически незатрудненный) первичный и/или вторичный амин. Абсорбент данного варианта осуществления особенно пригоден для энергосберегающего, неизбирательного удаления кислых газов при низких парциальных давлениях кислых газов.
Примерами предпочтительных первичных и/или вторичных аминов являются 2-аминоэтанол (моноэтаноламин, МЭА), ^№бис(2-гидроксиэтил)амин (диэтаноламин, ДЭА), ^№бис-(2-гидроксипропил)амин (диизопропаноламин, ДИПА).
В целом водный раствор содержит от 2 до 5 кмоль/м3, в частности от 3,5 до 4,5 кмоль/м3 амина.
Абсорбент может также содержать добавки, такие как ингибиторы коррозии, ферменты и т.д. В целом, количество подобных добавок находится в диапазоне от около 0,01 до 3 мас.% абсорбента.
- 3 020754
Изобретение касается, кроме этого, способа удаления кислых газов из потока текучей среды, при котором поток текучей среды входит в контакт с вышеописанным абсорбентом.
Как правило, насыщенный абсорбент регенерируют посредством
a) нагревания,
b) декомпрессии,
c) удаления с помощью инертной текучей среды или комбинации двух или всех указанных операций.
Способ или абсорбент согласно изобретению является пригодным для обработки текучих сред, в частности газовых потоков любого вида. К кислым газам, в частности, относятся СО2, Н2§, а также СО§ и меркаптаны. Кроме этого, можно удалять также 8О3. §О2, С82 и НСИ. Текучими средами, содержащими кислые газы, являются, с одной стороны, газы, такие как природный газ, синтез-газ, коксовый газ, крекинг-газ, газ от газификации угля, циркулирующий газ, газы из отходов и горючие газы, а с другой стороны, по существу, не смешиваемые с абсорбентом жидкости, такие как ЬРС (сжиженный нефтяной газ) или ИСЬ (сжиженный природный газ). Способ или абсорбент согласно изобретению является пригодным, в частности, для обработки содержащих углеводород потоков текучей среды. Содержащиеся углеводороды представляют собой, например, алифатические углеводороды, такие как С1-С4углеводороды, метан, ненасыщенные углеводороды, как этилен или пропилен, или ароматические углеводороды, как бензол, толуол или ксилол. Способ или абсорбент согласно изобретению является пригодным, в частности, для удаления СО2 и Н28.
В предпочтительных вариантах осуществления поток текучей среды представляет собой (ί) поток текучей среды, содержащий водород, или поток текучей среды, содержащий водород и диоксид углерода; сюда относятся синтез-газы, которые, например, получают посредством газификации угля или парофазного риформинга и, в случае необходимости, подвергают реакции конверсии водяного газа; синтез-газы используют, например, для получения аммиака, метанола, формальдегида, уксусной кислоты, мочевины, для синтеза Фишера-Тропша или для производства энергии в процессе комбинированного цикла с внутренней газификацией угля (ЮСС);
(тт) поток текучей среды, содержащий углеводороды; сюда относятся наряду с природным газом газообразные отходы различных процессов очистки, такие как полученные в установке переработки остаточных газов (ТОЙ), крекинг-печи для лёгкого крекинга (УИИ), каталитической крекинг-печи (ЬКСИи/РСС), установке для гидрокрекинга (НСИ), гидроочистителе (НИ8/НТи), установке для коксования (ИСИ), атмосферной перегонке (СИИ) или аппарате обработки жидкости (например, ЬРО).
Способ согласно изобретению пригоден для избирательного удаления сероводорода по сравнению с СО2. Под избирательным удалением сероводорода понимается выполнение следующего неравенства:
с(Н28)сеец
- >1
С(СО2)ген1 —с(СО2)|геа1
0(СО2)(ее<1 где с(Н2§)£ее4 обозначает концентрацию Н2§ в исходной текучей среде, с(Н2§)4геа1 обозначает концентрацию в обработанной текучей среде, с(СО2)£ее4 обозначает концентрацию СО2 в исходной текучей среде, а с(СО2)4геа£ обозначает концентрацию СО2 в обработанной текучей среде.
Избирательное удаление Н2§ является, например, преимуществом а) для соблюдения вышеуказанных спецификаций на Н2§, если максимальное общее обогащение абсорбента кислым газом уже достигнуто и Ь) для установки более высокого соотношения Н2§/СО2 в потоке кислых газов, который при регенерации абсорбента освобождается и подается обычно в установку Клауса. Поток кислых газов с более высоким соотношением Н2§/СО2 имеет более высокий тепловой эффект и подавляет образование СО§ (из СО2), что оказывает влияние на срок действия катализатора Клауса.
При использовании способа согласно изобретению обогащенная кислыми компонентами газов исходная текучая среда (неочищенный газ) на этапе абсорбции в абсорбере входит в контакт с абсорбентом, благодаря чему, как минимум, частично вымываются кислые компоненты газа.
В качестве абсорбера преимущественно выступает используемая при обычных способах промывки газа установка промывки. Такими промывочными установками, например, могут быть насадочные тела, колонны с регулярными насадками и тарельчатые колонны, мембранные контакторы, газопромыватель с радиальным движением потока, струйный газопромыватель, скруббер Вентури и ротационный скруббер, предпочтительнее колонны с регулярными насадками, тарельчатые колонны и колонны с насадочными телами, в частности тарельчатые колонны и колонны с насадочными телами. Обработку потока текучей среды с помощью абсорбента предпочтительно осуществляют при этом в одной колонне со встречным потоком. Текучая среда при этом, в целом, собирается в нижней части, а абсорбент - в верхней части колонны. В тарельчатые колонны встроены основания сита, колпачковая тарелка и основание вентиля, через которые проходит жидкость. Колонны с насадочными телами можно оснащать различными насадочными телами. Теплообмен и массообмен становится более эффективным благодаря увеличению поверх- 4 020754 ности насадок, размером от около 25 до 80 мм. Наиболее известными насадками являются кольцо Рашига (полый цилиндр), кольцо Палля, кольцо ΗίΓ1ο\ν. седло Инталокс и подобные. Насадочные тела могут загружаться в колонну как по порядку, так и беспорядочно (засыпкой). В качестве материалов применяют стекло, керамику, металл и пластические массы. Структурированные регулярные насадки представляют собой совершенствование упорядоченных насадочных тел. Они имеют регулярную сформированную структуру. Благодаря этому в регулярных насадках возможно снижение потерь давления при протоке газа. Имеются различные виды насадок, например из ткани или жести. В качестве материала могут использоваться металл, пластические массы, стекло и керамика.
Температура абсорбента составляет на этапе абсорбции, в целом, от около 30 до 100°С, при использовании колонны, например, от 30 до 70°С на головке колонны и от 50 до 100°С - на основании колонны. Общее давление составляет на этапе абсорбции, в целом, от около 1 до 120 бар, преимущественно от около 10 до 100 бар.
Получают бедный компонентами кислых газов, т.е. обедненный этими компонентами газовый продукт (очищенный газ) и насыщенный компонентами кислых газов абсорбент. Способ согласно изобретению может включать в себя один или несколько, в частности два, следующих друг за другом этапа абсорбции. Абсорбция может выполняться в несколько следующих друг за другом стадий, где неочищенный газ, содержащий компоненты кислых газов, контактирует на каждой стадии только с одним парциальным потоком абсорбента. Абсорбент, контактирующий с неочищенным газом, может уже частично насыщаться кислыми газами, т.е. речь может идти, например, об абсорбенте, который был возращен из последующего этапа абсорбции в первый этап абсорбции, или о частично регенерированном абсорбенте. В отношении проведения двухступенчатой абсорбции дана ссылка на печатные версии патентов ЕР-А0159495, ЕР-А-0190434, ЕР-А-0359991 и АО 00100271.
В соответствии с предпочтительным вариантом осуществления способ согласно изобретению осуществляют таким образом, что текучую среду, содержащую кислые газы, сначала обрабатывают на первом этапе абсорбции при температуре от 40 до100°С, преимущественно от 50 до 90°С, и в частности от 60 до 90°С. Обедненную кислыми газами текучую среду затем подвергают обработке на втором этапе абсорбции с абсорбентом при температуре от 30 до 90°С, преимущественно от 40 до 80°С, и в частности, от 50 до 80°С. При этом температура на 5-20°С ниже, чем на первом этапе абсорбции.
Из насыщенного компонентами кислых газов абсорбента компоненты кислых газов могут обычным способом (аналогично далее процитированным публикациям) высвобождаться на этапе регенерации, где и получают регенерированный абсорбент. На этапе регенерации обогащение абсорбента снижается, и полученный регенерированный абсорбент возвращают преимущественно затем на этап абсорбции.
В целом, этап регенерации охватывает, как минимум, декомпрессию давления насыщенного абсорбента с более высокого давления, которое имеется при осуществлении этапа абсорбции, к более низкому давлению. Декомпрессия давления может осуществляться, например, с помощью дроссельного клапана и/или декомпрессионной турбины. Регенерация с декомпрессионной стадией описана, например, в публикациях И8 4,537,753 и И8 4,553,984.
Высвобождение компонентов кислых газов на этапе регенерации может происходить, например, в декомпрессионной колонне, как, например, горизонтально или вертикально расположенном резервуаре мгновенного действия или в противоточной колонне с насадками.
Если это регенерационная колонна, то речь идет в любом случае о колонне с насадочными телами, колонне с регулярными насадками или тарельчатой колонне. Регенерационная колонна имеет на отстойнике подогреватель, например выпарной аппарат с принудительной циркуляцией с циркуляционным насосом. На головке регенерационной колонны имеется выпускное отверстие для высвобожденных кислых газов. Сопровождающие пары абсорбента конденсируются в конденсаторе и выводятся в колонну.
Друг за другом могут быть подключены несколько декомпрессионных колонн, в которых процесс регенерации происходит при различном давлении. Например, регенерация на этапе абсорбции происходит в колонне предварительной декомпрессии с высоким давлением, обычно на около 1,5 бар выше парциального давления компонентов кислых газов, а в колонне основной декомпрессии с более низким давлением, например от 1 до 2 бар абсолютно. Регенерация с двумя или более декомпрессионными стадиями описана в публикациях И8 4,537,753, И8 4,553,984, ЕР-А-0159495, ЕР-А-0202600, ЕР-А-0190434 и ЕР-А-0121109.
Вариант способа с двумя декомпрессионными стадиями при низком давлении (от 1 до 2 бар абсолютно), когда на первой стадии декомпрессии с низким давлением подогревается частично регенерированный жидкий абсорбент и когда, в случае необходимости, перед первой стадией декомпрессии при низком давлении предусматривается стадия декомпрессии при среднем давлении, на которой декомпрессия происходит по меньшей мере при 3 бар, описан в ΌΕ 10028637. При этом давление насыщенного жидкого абсорбента сначала снижается на первой стадии декомпрессии с низким давлением от 1 до 2 бар (абсолютно). Затем частично регенерированный жидкий абсорбент подогревается в теплообменнике и после этого заново подвергается декомпрессии на второй стадии декомпрессии с низким давлением от 1 до 2 бар (абсолютно).
Последняя стадия декомпрессии может выполняться также под вакуумом, который получают, на- 5 020754 пример, с помощью пароструи, при необходимости, в сочетании с механическим вакуум-генератором, как описано в ЕР-А-0159495, ЕР-А-0202600, ЕР-А-0190434 и ЕР-А-0121109 (И8 4,551,158).
Благодаря оптимальному соотношению содержания аминокомпонентов абсорбент согласно изобретению имеет высокое насыщение кислыми газами, которые могут легко десорбироваться. Благодаря этому в способе согласно изобретению имеется возможность значительного снижения расхода энергии и циркуляции растворителей.
Изобретение наглядно объясняется на основании прилагаемого чертежа и нижеуказанного примера.
Чертеж является схематическим изображением установки, пригодной для выполнения способа согласно изобретению.
Согласно чертежу через трубопровод 1 предварительно обработанный соответствующий газ, содержащий кислые газы, в противотоке вступает в контакт в абсорбере 2 с регенерированным абсорбентом, который подают через средний абсорбционный трубопровод 3. Абсорбент удаляет кислые газы из газа посредством абсорбции; при этом через отводящий трубопровод 4 получают очищенный газ, бедный кислыми газами.
Через абсорбционный средний трубопровод 5, насос 12, теплообменник растворитель/растворитель 11, в котором насыщенный кислым газом абсорбент подогревается теплотой регенерированного абсорбента, выходящего из отстойника десорбционной колонны 7, и через дроссельный клапан 6 насыщенный кислым газом абсорбент подается в десорбционную колонну 7. В нижней части десорбционной колонны 7 насыщенный абсорбент с помощью (не представленного на чертеже) подогревателя подогревают и регенерируют. Высвобождаемый при этом кислый газ отгоняют из десорбционной колонны 7 через отводящий газ трубопровод 8. Регенерированный абсорбент затем с помощью насоса 9 возвращают снова через теплообменник растворитель/растворитель 11, в котором регенерированный абсорбент разогревает насыщенный кислым газом абсорбент, а сам при этом остужается, в теплообменник 10 абсорбционной колонны 2.
Сравнительный пример 1 и пример 2.
Приготовили 39%-ный раствор (32,8 мол.%) метилдиэтаноламина. Аликвоты от 200 мл смешали с 1 мас.% ортофосфорной кислоты (Н3РО4) или 1,2 мас.% 1-гидроксиэтан-1,1-дифосфоновой кислоты (ГЭДФ).
Оба раствора при 50°С при обычном давлении насытили Н2§ до равновесного состояния. Н2§равновесное состояние определяют потенциометрической титрацией через нитрат серебра.
Затем растворы подогрели с целью симуляции процесса регенерации в колбе Эрленмейера с установленным противоточным охладителем в масляной ванне при постоянной температуре в 100°С. При этом соответственно барботировали 10 Нл/ч азота через жидкость для улучшения обмена между газовой и жидкостной фазами и для удаления высвобожденного Н2§ через охладитель.
После определенных временных интервалов каждый раз брали пробы по 20 мл, а содержание Н2§ соответственно определяли посредством потенциометрической титрации через нитрат серебра. Результаты представлены в следующей таблице.
Пример 1 2
Промотор НЭРО4 ГЭДП
НзЗ-насышение до равновесного состояния при 50 °С [Нм3]н2з/1 46,9 46,8
НгЗ-насыщение в отношении к исходному значению [%] через
0 мин. 100,0 100,0
15 мин. 40,5 18,7
45 мин. 14,2 6,7
105 мин. 3,9 1,6
225 мин. 1,3 0
405 мин. 0,4 0
Результаты опыта показали, что регенерация быстрее достигается при заданном остаточном насыщении (например, менее 2%) в примере 2 (с ГЭДП), чем в сравнительном примере 1. Поскольку в выбранной очередности испытаний подача энергии пропорциональна продукту постоянного теплового потока и времени, то необходимая энергия для регенерации явно меньше в примере 2.
Сравнительные примеры 3 и 5 и примеры 4 и 6.
Приготовили водный раствор 37% МДЭА + 3% пиперазина (общая концентрация амина 40%; 33,3 мол.%) (так называемый активированный МДЭА). Смешали аликвоту в 200 мл с 1,2% (0,6 мол.%) 1гидроксиэтан-1,1-дифосфоновой кислотой (ГЭДП). Оставшаяся аликвота послужила для контроля.
Было проведено две серии опытов. В первой серии растворы при обычном давлении насыщали СО2 до равновесного состояния при 50°С, во второй серии опытов - при 70°С. Насыщение СО2 до равновес- 6 020754 ного состояния определяли титрацией КОН (гидроксидом калия).
Затем растворы подогрели с целью симуляции процесса регенерации в колбе Эрленмейера с установленным противоточным охладителем в масляной ванне при постоянной температуре в 100°С. При этом соответственно барботировали 10 Нл/ч азота через жидкость для улучшения обмена между газовой и жидкостной фазами и для удаления высвобожденного СО2 через охладитель.
После определенных временных интервалов каждый раз брались пробы по 20 мл, а содержание СО2 соответственно определялось посредством потенциометрической титрации КОН (гидроксидом калия). Результаты представлены в следующей таблице.
Пример 3 (50 °С) 4 (50 °С) 5 (70 °С) 6 (70 °С)
Промотор - ГЭДП - ГЭДП
СО2-нась1щение да равновесного состояния [Нма]со2/1 43,5 43,0 26,4 25,6
СОг-иасыщение в отношении к исходному
значению [%] через
0 мин. 100,0 100,0 100,0 100,0
15 мин. 12,7 11,2 29,9 22,3
45 мин. 4,4 4,9 7,3 3,6
105 мин. 1,8 0,7 2,6 0,7
225 мин. 0,9 0,4 1,2 0,5
405 мин. 0,9 0,7 0,8 0,6
Результаты испытаний показали, что регенерация быстрее достигается при заданном остаточном насыщении (например, менее 2%) на примерах 4 и 6 (с ГЭДП), чем в сравнительных примерах 3 и 5. Поскольку в выбранной очередности испытаний подача энергии пропорциональна продукту постоянного теплового потока и времени, то необходимая энергия для регенерации явно меньше в примерах 4 и 6.

Claims (14)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Абсорбент для удаления кислого газа из потока текучей среды, представляющий собой водный раствор:
    a) по меньшей мере одного амина, включающего по меньшей мере один амин исключительно с третичными и/или пространственно-затрудненными аминогруппами, и
    b) по меньшей мере одной органической фосфоновой кислоты, выбранной из фосфоновых кислот формулы (II)
    Р°3Н2 к·—I—о о·)
    РО3Н2 где К' означает Н или С1-6-алкил, О означает Н, ОН или ΝΥ2 и Υ означает Н или СН2РО3Н2, или смеси двух или более из них, причем молярное соотношение Ь) и а) находится в диапазоне от 0,01 до 0,1 и водный раствор содержит от 2 до 5 кмоль/м3 амина.
  2. 2. Абсорбент по п.1, где фосфоновая кислота включает 1-гидроксиэтан-1,1-дифосфоновую кислоту.
  3. 3. Абсорбент по п.1 или 2, где водный раствор дополнительно содержит с) по меньшей мере одну карбоновую кислоту, причем молярное соотношение с) и а) находится в диапазоне от 0,0005 до 0,1.
  4. 4. Абсорбент по одному из пп.1-3, где амин включает, по меньшей мере, алканоламин.
  5. 5. Абсорбент по одному из пп.1-3, где амин представляет собой исключительно амин исключительно с третичными и/или пространственно-затрудненными аминогруппами.
  6. 6. Абсорбент по одному из пп.1-5, где водный раствор дополнительно содержит по меньшей мере один активатор.
  7. 7. Абсорбент по п.5 или 6, где амин исключительно с третичными аминогруппами выбран из трис(2-гидроксиэтил)амина, трис-(2-гидроксипропил)амина, трибутаноламина, бис-(2гидроксиэтил)метиламина, 2-диэтиламиноэтанола, 2-диметиламиноэтанола, 3-диметиламино-1пропанола, 3-диэтиламино-1-пропанола, 2-диизопропиламиноэтанола и Ν,Ν-ύπο-(2гидроксипропил)метиламина и амин исключительно с пространственно-затрудненными аминогруппами выбран из 2-амино-2-метил-1-пропанола и 1-амино-2-метилпропан-2-ола.
  8. 8. Абсорбент по п.6, где активатор выбран из пиперазина, 2-метилпиперазина, Ν-метилпиперазина,
    - 7 020754 гомопиперазина, пиперидина, морфолина, 3-метиламинопропиламина и 2-(2-аминоэтокси)этанола.
  9. 9. Абсорбент по одному из пп.1-4, где амин включает, по меньшей мере, первичный и/или вторичный амин.
  10. 10. Абсорбент по п.9, где первичный и/или вторичный амин выбран из 2-аминоэтанола, Ы,М-бис-(2гидроксиэтил)амина и Ы,М-бис-(2-гидроксипропил)амина.
  11. 11. Способ удаления кислого газа из потока текучей среды, при котором поток текучей среды приводят в контакт с абсорбентом по одному из предшествующих пунктов.
  12. 12. Способ по п.11 для избирательного удаления сероводорода.
  13. 13. Способ по п.11 или 12, где поток текучей среды содержит углеводороды.
  14. 14. Способ по одному из пп. 11-13, где насыщенный абсорбент регенерируют посредством:
    a) нагревания,
    b) декомпрессии,
    c) удаления с помощью инертной текучей среды или комбинации двух или всех указанных операций.
EA201171402A 2009-05-12 2010-05-12 Абсорбент и способ для удаления кислого газа из потока текучей среды EA020754B1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
EP09160039 2009-05-12
PCT/EP2010/056556 WO2010130787A1 (de) 2009-05-12 2010-05-12 Absorptionsmittel zum selektiven entfernen von schwefelwasserstoff aus fluidströmen

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA201171402A1 EA201171402A1 (ru) 2012-05-30
EA020754B1 true EA020754B1 (ru) 2015-01-30

Family

ID=42272085

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA201171402A EA020754B1 (ru) 2009-05-12 2010-05-12 Абсорбент и способ для удаления кислого газа из потока текучей среды

Country Status (15)

Country Link
US (1) US8221712B2 (ru)
EP (1) EP2429686B1 (ru)
JP (1) JP5665855B2 (ru)
KR (1) KR20120020167A (ru)
CN (1) CN102421507B (ru)
AU (1) AU2010247405B2 (ru)
BR (1) BRPI1011367A2 (ru)
CA (1) CA2760732C (ru)
EA (1) EA020754B1 (ru)
ES (1) ES2425429T3 (ru)
PE (1) PE20121040A1 (ru)
PL (1) PL2429686T3 (ru)
UA (1) UA106753C2 (ru)
WO (1) WO2010130787A1 (ru)
ZA (1) ZA201109017B (ru)

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2751613C1 (ru) * 2019-02-26 2021-07-15 Мицубиси Хеви Индастриз Энджиниринг, Лтд. Устройство для очистки отходящих газов и установка для производства удобрения, содержащая такое устройство
RU2787119C1 (ru) * 2022-10-12 2022-12-28 Общество с ограниченной ответственностью "ДЖИЭСЭМ КЕМИКЭЛ" Новое абсорбирующее средство и способ выделения диоксида серы из газового потока с использованием данного средства

Families Citing this family (52)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
BRPI0820165A2 (pt) 2007-11-12 2015-06-16 Exxonmobil Upstream Res Co Método e sistema para tratar uma corrente de alimentação gasosa, e, método para tratar uma corrente gasosa rica em nitrogênio.
WO2009134543A1 (en) 2008-04-30 2009-11-05 Exxonmobil Upstream Research Company Method and apparatus for removal of oil from utility gas stream
WO2010136425A1 (en) 2009-05-26 2010-12-02 Basf Se Process for recovery of carbon dioxide from a fluid stream, in particular from syngas
JP5889288B2 (ja) 2010-05-28 2016-03-22 エクソンモービル アップストリーム リサーチ カンパニー 一体型吸着器ヘッド及び弁設計及びこれと関連したスイング吸着法
TWI495501B (zh) 2010-11-15 2015-08-11 Exxonmobil Upstream Res Co 動力分餾器及用於氣體混合物之分餾的循環法
BR112013018276A2 (pt) 2011-03-01 2019-09-24 Exxonmobil Upstream Res Co métodos de remover contaminantes de uma corrente de hidrocarbonetos por adsorção oscilante e aparelhos e sistemas relacionados
EP2680948A4 (en) 2011-03-01 2015-05-06 Exxonmobil Upstream Res Co APPARATUS AND SYSTEMS WITH VALVE ASSEMBLY ROTARY POWER SUPPLY AND BALANCED ADSORPTION PROCESS THEREFOR
AU2012223487A1 (en) 2011-03-01 2013-09-19 Exxonmobil Upstream Research Company Apparatus and systems having compact configuration multiple swing adsorption beds and methods related thereto
EA026118B1 (ru) 2011-03-01 2017-03-31 Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани Способ удаления загрязняющих примесей из потока углеводородов в циклическом адсорбционном процессе и связанные с этим способом устройство и система
CA2842928A1 (en) 2011-03-01 2012-11-29 Exxonmobil Upstream Research Company Apparatus and systems having a rotary valve assembly and swing adsorption processes related thereto
SG192604A1 (en) 2011-03-01 2013-09-30 Exxonmobil Res & Eng Co Pressure-temperature swing adsorption process for the separation of heavy hydrocarbons from natural gas streams
JP6143192B2 (ja) 2011-03-01 2017-06-07 エクソンモービル アップストリーム リサーチ カンパニー 包封型吸着剤接触器装置を含むシステム及びこれに関連したスイング吸着方法
US9017457B2 (en) 2011-03-01 2015-04-28 Exxonmobil Upstream Research Company Apparatus and systems having a reciprocating valve head assembly and swing adsorption processes related thereto
US8529857B2 (en) 2011-03-31 2013-09-10 Basf Se Retention of amines in the removal of acid gases by means of amine absorption media
US20130243677A1 (en) * 2012-03-14 2013-09-19 Exxonmobil Research And Engineering Company Amine treating process for selective acid gas separation
FR2990880B1 (fr) 2012-05-25 2017-04-28 Total Sa Procede d'elimination selective du sulfure d'hydrogene de melanges gazeux et utilisation d'un thioalcanol pour l'elimination selective du sulfure d'hydrogene.
FR2990950B1 (fr) 2012-05-25 2014-06-13 Total Sa Procede de purification d'une charge liquide d'hydrocarbures contenant des composes acides.
FR2990879B1 (fr) 2012-05-25 2014-09-26 Total Sa Procede de decarbonatation de fumees.
FR2990878B1 (fr) 2012-05-25 2014-05-16 Total Sa Procede de purification de melanges gazeux contenant des gaz acides.
JP5868795B2 (ja) * 2012-06-25 2016-02-24 株式会社東芝 酸性ガス吸収剤、酸性ガス除去方法および酸性ガス除去装置
AU2013281028B2 (en) * 2012-06-29 2018-03-08 Dow Global Technologies Llc Aqueous alkanolamine solution and process for the removal of H2S from gaseous mixtures
US8808426B2 (en) 2012-09-04 2014-08-19 Exxonmobil Research And Engineering Company Increasing scales, capacities, and/or efficiencies in swing adsorption processes with hydrocarbon gas feeds
US9034078B2 (en) 2012-09-05 2015-05-19 Exxonmobil Upstream Research Company Apparatus and systems having an adsorbent contactor and swing adsorption processes related thereto
CN103043744B (zh) * 2012-12-07 2014-06-11 常州大学 一种煤渣灰处理工业废水的方法
FR2999449B1 (fr) * 2012-12-13 2015-04-03 IFP Energies Nouvelles Procede d'elimination de composes acides d'un effluent gazeux par une solution absorbante a base de 1,2-bis(2-dimethylaminoethoxy)-ethane et d'un activateur
WO2015017240A1 (en) * 2013-07-29 2015-02-05 Exxonmobil Research And Engineering Company Separation of hydrogen sulfide from natural gas
CN105658306A (zh) 2013-10-30 2016-06-08 陶氏环球技术有限责任公司 用于总有机硫去除和总酸性气体去除的混合溶剂调配物
WO2015065839A1 (en) 2013-10-30 2015-05-07 Dow Globlal Technologies Llc Hybrid solvent formulations for selective h2s removal
FR3020965B1 (fr) * 2014-05-16 2016-05-27 Ifp Energies Now Solution absorbante a base de diamines tertiaires beta hydroxylees et procede d'elimination de composes acides d'un effluent gazeux
US9533253B2 (en) 2014-06-05 2017-01-03 Phillips 66 Company Amine solvent blends
CN105344205A (zh) * 2014-08-20 2016-02-24 中国石油化工股份有限公司 一种能从含co2的混合气中选择性脱除h2s的吸收剂
WO2016030276A2 (de) * 2014-08-25 2016-03-03 Basf Se Entfernung von kohlendioxid aus einem fluidstrom
EP2990090A1 (de) * 2014-08-25 2016-03-02 Basf Se Absorptionsmittel zur selektiven Entfernung von Schwefelwasserstoff aus einem Fluidstrom
WO2016030272A2 (de) 2014-08-25 2016-03-03 Basf Se Entfernung von schwefelwasserstoff und kohlendioxid aus einem fluidstrom
KR20160058296A (ko) * 2014-11-14 2016-05-25 (주)티피티퍼시픽 ２-아미노 ２-메틸 １-프로판올(ａｍｐ)를 포함하는 산성가스 제거용 흡수제 조성물 및 이를 이용한 산성가스 제거방법
CN108136367A (zh) 2015-08-28 2018-06-08 塞里奥尼克斯股份有限公司 用于碱性污染物的气体过滤器
WO2017040291A1 (en) 2015-08-28 2017-03-09 Serionix, Inc. Gas filters for acidic contaminants
US20180257022A1 (en) * 2015-09-29 2018-09-13 Basf Se Absorption agent and a method for selectively removing hydrogen sulphide
SG11201801360PA (en) 2015-09-29 2018-04-27 Basf Se Absorbent for the selective removal of hydrogen sulfide
WO2017055040A1 (de) * 2015-09-29 2017-04-06 Basf Se Zyklische amine zur selektiven entfernung von schwefelwasserstoff
CN105413396A (zh) * 2015-10-21 2016-03-23 中石化节能环保工程科技有限公司 捕集尾气中co2的分层吸收剂
EA036135B1 (ru) * 2015-12-09 2020-10-02 Басф Се Способ обработки содержащего углеводороды потока текучей среды и устройство для его осуществления
EP3445474B1 (de) * 2016-04-18 2020-03-18 Basf Se Vormischung zur herstellung eines absorptionsmittels zur entfernung von sauergasen aus einem fluidstrom
WO2018026517A1 (en) 2016-08-04 2018-02-08 Exxonmobil Research And Engineering Company Increasing scales, capacities, and/or efficiencies in swing adsorption processes with hydrocarbon gas feeds
EA038670B1 (ru) * 2017-05-15 2021-10-01 Басф Се Абсорбент и способ селективного удаления сульфида водорода
US10940407B2 (en) 2017-07-12 2021-03-09 Baker Hughes Holdings Llc Application of formaldehyde sulfoxylates for scavenging H2S
CN109276987B (zh) * 2018-10-25 2022-01-25 中国石油化工股份有限公司 一种用于工业尾气脱硫脱硝处理的吸收剂
US11229875B1 (en) 2020-09-25 2022-01-25 Ineos Americas, Llc Scrubbing fluid and methods for using same
WO2022129975A1 (en) 2020-12-17 2022-06-23 Totalenergies Onetech Method for the selective removal of hydrogen sulfide from a gas stream
WO2022129977A1 (en) 2020-12-17 2022-06-23 Totalenergies Onetech Method for recovering high purity carbon dioxide from a gas mixture
CN113318586B (zh) * 2021-06-09 2022-07-19 华东理工大学 一种胺类化合物在提高有机硫溶解和吸收脱除中的应用
WO2023073389A1 (en) 2021-10-26 2023-05-04 Totalenergies Onetech Method for the purification of a gas mixture comprising carbon dioxide and optionally hydrogen sulfide

Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4892674A (en) * 1987-10-13 1990-01-09 Exxon Research And Engineering Company Addition of severely-hindered amine salts and/or aminoacids to non-hindered amine solutions for the absorption of H2 S
WO2007021531A1 (en) * 2005-08-09 2007-02-22 Exxonmobil Research And Engineering Company Absorbent composition containing molecules with a hindered amine and a metal sulfonate, phosphonate or carboxylate structure for acid gas scrubbing process
US20080056971A1 (en) * 2006-08-30 2008-03-06 Terry Hughes System and process for treating gasification emission streams

Family Cites Families (23)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE2551717C3 (de) * 1975-11-18 1980-11-13 Basf Ag, 6700 Ludwigshafen und ggf. COS aus Gasen
DE3236600A1 (de) * 1982-10-02 1984-04-05 Basf Ag, 6700 Ludwigshafen Verfahren zum entfernen von co(pfeil abwaerts)2(pfeil abwaerts) und gegebenenfalls h(pfeil abwaerts)2(pfeil abwaerts)s aus erdgasen
DE3308088A1 (de) * 1983-03-08 1984-09-27 Basf Ag, 6700 Ludwigshafen Verfahren zum entfernen von co(pfeil abwaerts)2(pfeil abwaerts) und/oder h(pfeil abwaerts)2(pfeil abwaerts)s aus gasen
EP0134948A3 (en) 1983-06-30 1987-10-14 Union Carbide Corporation Absorbent formulation for enhanced removal of acid gases from gas mixtures and processes using same
US4553984A (en) * 1984-03-06 1985-11-19 Basf Aktiengesellschaft Removal of CO2 and/or H2 S from gases
DE3408851A1 (de) 1984-03-10 1985-09-12 Basf Ag, 6700 Ludwigshafen Verfahren zum entfernen von co(pfeil abwaerts)2(pfeil abwaerts) und/oder h(pfeil abwaerts)2(pfeil abwaerts)s aus gasen
DE3445063A1 (de) 1984-12-11 1986-06-12 Basf Ag, 6700 Ludwigshafen Verfahren zum entfernen von co(pfeil abwaerts)2(pfeil abwaerts) und/oder h(pfeil abwaerts)2(pfeil abwaerts)s aus gasen
DE3518368A1 (de) 1985-05-22 1986-11-27 Basf Ag, 6700 Ludwigshafen Verfahren zum entfernen von co(pfeil abwaerts)2(pfeil abwaerts) und/oder h(pfeil abwaerts)2(pfeil abwaerts)s aus gasen
DE3828227A1 (de) 1988-08-19 1990-02-22 Basf Ag Verfahren zum entfernen von co(pfeil abwaerts)2(pfeil abwaerts) und gegebenenfalls h(pfeil abwaerts)2(pfeil abwaerts) aus gasen
JPH0615014B2 (ja) * 1990-05-31 1994-03-02 京葉プラントエンジニアリング株式会社 炭酸ガス吸収プロセスにおける鋼材の腐食抑制方法
CA2093901A1 (en) * 1991-08-13 1993-02-14 Dane Chang Composition and method for simultaneous absorption of sulfur dioxide and nitric oxide
US5851265A (en) * 1996-09-03 1998-12-22 Monsanto Company Selective removal and recovery of sulfur dioxide from effluent gases using organic phosphorous solvents
US6503420B1 (en) * 1997-10-06 2003-01-07 Fmc Corporation Anti-corrosion solutions for air dehumidification systems
DE19828977A1 (de) 1998-06-29 1999-12-30 Basf Ag Verfahren zur Entfernung saurer Gasbestandteile aus Gasen
DE10028637A1 (de) 2000-06-09 2001-12-13 Basf Ag Verfahren zum Entsäuern eines Kohlenwasserstoff-Fluidstroms
DE102004011427A1 (de) * 2004-03-09 2005-09-29 Basf Ag Absorptionsmittel mit verbesserter Oxidationsbeständigkeit und Verfahren zum Entsäuern von Fluidströmen
WO2006026784A1 (en) * 2004-09-01 2006-03-09 Applied Chemical Technologies, Inc. Methods and compositions for paint removal
CN1299802C (zh) * 2004-12-24 2007-02-14 茂名学院 脱除乙烯裂解气中酸性气体的工艺方法
FR2898284B1 (fr) * 2006-03-10 2009-06-05 Inst Francais Du Petrole Procede de desacidification d'un gaz par solution absorbante avec regeneration fractionnee par chauffage.
DK2026896T3 (en) * 2006-05-18 2016-11-28 Basf Se KULDIOXIDABSORPTIONSMIDDEL WITH REDUCED Regeneration ENERGY NEEDS
CN101264411A (zh) * 2008-04-23 2008-09-17 顾泽元 一种脱硫溶剂
EP2300127B1 (de) 2008-06-23 2015-04-01 Basf Se Absorptionsmittel und verfahren zur entfernung von sauergasen aus fluidströmen, insbesondere aus rauchgasen
JP5794913B2 (ja) 2008-06-23 2015-10-14 ビーエーエスエフ ソシエタス・ヨーロピアＢａｓｆ Ｓｅ 吸収剤及び流体流、特に排ガスからの酸性ガスの除去のための方法

Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4892674A (en) * 1987-10-13 1990-01-09 Exxon Research And Engineering Company Addition of severely-hindered amine salts and/or aminoacids to non-hindered amine solutions for the absorption of H2 S
WO2007021531A1 (en) * 2005-08-09 2007-02-22 Exxonmobil Research And Engineering Company Absorbent composition containing molecules with a hindered amine and a metal sulfonate, phosphonate or carboxylate structure for acid gas scrubbing process
US20080056971A1 (en) * 2006-08-30 2008-03-06 Terry Hughes System and process for treating gasification emission streams

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2751613C1 (ru) * 2019-02-26 2021-07-15 Мицубиси Хеви Индастриз Энджиниринг, Лтд. Устройство для очистки отходящих газов и установка для производства удобрения, содержащая такое устройство
RU2787119C1 (ru) * 2022-10-12 2022-12-28 Общество с ограниченной ответственностью "ДЖИЭСЭМ КЕМИКЭЛ" Новое абсорбирующее средство и способ выделения диоксида серы из газового потока с использованием данного средства

Also Published As

Publication number Publication date
PL2429686T3 (pl) 2013-12-31
CA2760732A1 (en) 2010-11-18
US20100288125A1 (en) 2010-11-18
EA201171402A1 (ru) 2012-05-30
CA2760732C (en) 2017-05-09
US8221712B2 (en) 2012-07-17
CN102421507A (zh) 2012-04-18
BRPI1011367A2 (pt) 2016-03-15
PE20121040A1 (es) 2012-07-31
UA106753C2 (ru) 2014-10-10
AU2010247405B2 (en) 2015-10-01
EP2429686B1 (de) 2013-07-17
JP2012526648A (ja) 2012-11-01
AU2010247405A1 (en) 2011-12-22
WO2010130787A1 (de) 2010-11-18
EP2429686A1 (de) 2012-03-21
JP5665855B2 (ja) 2015-02-04
CN102421507B (zh) 2014-07-23
ZA201109017B (en) 2013-02-27
ES2425429T3 (es) 2013-10-15
KR20120020167A (ko) 2012-03-07

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA020754B1 (ru) Абсорбент и способ для удаления кислого газа из потока текучей среды
JP4971433B2 (ja) 炭化水素および酸素の共吸収を低減させた、流体流からの酸性のガスの除去
RU2531197C2 (ru) Абсорбент для извлечения кислых газов, содержащий аминокислоту и кислый промотор
AU2013281028B2 (en) Aqueous alkanolamine solution and process for the removal of H2S from gaseous mixtures
CA3021567C (en) Use of morpholine-based hindered amine compounds for selective removal of hydrogen sulfide
JP2017526527A (ja) 流体ストリームからの硫化水素の選択的除去のための吸収剤
CN110382084B (zh) 从流体料流中除去酸性气体的方法
CN106604771B (zh) 用于气体洗涤的具有叔烷基氨基和伯氨基的二胺
US20220152551A1 (en) Process for removal of acid gases from a fluid stream with a liquid absorbent comprising a piperazine ring
AU2017217911B2 (en) Method for separating C5-C8 hydrocarbons and acid gases from a fluid stream
CN114173908A (zh) 从流体料流中移除酸性气体的方法
EA046450B1 (ru) Способ удаления кислых газов из потока текучей среды
EA036135B1 (ru) Способ обработки содержащего углеводороды потока текучей среды и устройство для его осуществления

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s)

Designated state(s): AM AZ BY KG MD TJ