EA032382B1 - Абсорбент и способ для селективного удаления сероводорода из потока текучей газовой среды - Google Patents

Абсорбент и способ для селективного удаления сероводорода из потока текучей газовой среды Download PDF

Info

Publication number
EA032382B1
EA032382B1 EA201790452A EA201790452A EA032382B1 EA 032382 B1 EA032382 B1 EA 032382B1 EA 201790452 A EA201790452 A EA 201790452A EA 201790452 A EA201790452 A EA 201790452A EA 032382 B1 EA032382 B1 EA 032382B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
acids
acid
absorbent
hydroxyalkyl
alkyl
Prior art date
Application number
EA201790452A
Other languages
English (en)
Other versions
EA201790452A1 (ru
Inventor
Геральд Форберг
Ральф Нотц
Томас Инграм
Георг Зидер
Торстен Катц
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
Application filed by Басф Се filed Critical Басф Се
Publication of EA201790452A1 publication Critical patent/EA201790452A1/ru
Publication of EA032382B1 publication Critical patent/EA032382B1/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
    • B01D53/1456—Removing acid components
    • B01D53/1468—Removing 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
    • B01D53/14—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
    • B01D53/1425—Regeneration of liquid 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
    • B01D53/14—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
    • 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
    • B01D53/526—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
    • B01D53/34—Chemical or biological purification of waste gases
    • B01D53/96—Regeneration, reactivation or recycling of reactants
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS 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
    • C10L3/00—Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
    • C10L3/06—Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by C10G, C10K3/02 or C10K3/04
    • C10L3/10—Working-up natural gas or synthetic natural gas
    • C10L3/101—Removal of contaminants
    • C10L3/102—Removal of contaminants of acid contaminants
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS 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
    • C10L3/00—Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
    • C10L3/06—Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by C10G, C10K3/02 or C10K3/04
    • C10L3/10—Working-up natural gas or synthetic natural gas
    • C10L3/101—Removal of contaminants
    • C10L3/102—Removal of contaminants of acid contaminants
    • C10L3/103—Sulfur containing contaminants
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2251/00—Reactants
    • B01D2251/50—Inorganic acids
    • B01D2251/506—Sulfuric acid
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2251/00—Reactants
    • B01D2251/50—Inorganic acids
    • B01D2251/512—Phosphoric acid
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2252/00—Absorbents, i.e. solvents and liquid materials for gas absorption
    • B01D2252/20—Organic absorbents
    • B01D2252/202—Alcohols or their derivatives
    • B01D2252/2023—Glycols, diols or their derivatives
    • B01D2252/2026—Polyethylene glycol, ethers or esters thereof, e.g. Selexol
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2252/00—Absorbents, i.e. solvents and liquid materials for gas absorption
    • B01D2252/20—Organic absorbents
    • B01D2252/204—Amines
    • B01D2252/20405—Monoamines
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2252/00—Absorbents, i.e. solvents and liquid materials for gas absorption
    • B01D2252/20—Organic absorbents
    • B01D2252/204—Amines
    • B01D2252/20426—Secondary amines
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2252/00—Absorbents, i.e. solvents and liquid materials for gas absorption
    • B01D2252/20—Organic absorbents
    • B01D2252/204—Amines
    • B01D2252/20431—Tertiary amines
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2252/00—Absorbents, i.e. solvents and liquid materials for gas absorption
    • B01D2252/20—Organic absorbents
    • B01D2252/204—Amines
    • B01D2252/20478—Alkanolamines
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2252/00—Absorbents, i.e. solvents and liquid materials for gas absorption
    • B01D2252/20—Organic absorbents
    • B01D2252/204—Amines
    • B01D2252/20478—Alkanolamines
    • B01D2252/20484—Alkanolamines with one hydroxyl group
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2252/00—Absorbents, i.e. solvents and liquid materials for gas absorption
    • B01D2252/20—Organic absorbents
    • B01D2252/204—Amines
    • B01D2252/20478—Alkanolamines
    • B01D2252/20489—Alkanolamines with two or more hydroxyl groups
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2252/00—Absorbents, i.e. solvents and liquid materials for gas absorption
    • B01D2252/20—Organic absorbents
    • B01D2252/204—Amines
    • B01D2252/20494—Amino acids, their salts or derivatives
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2252/00—Absorbents, i.e. solvents and liquid materials for gas absorption
    • B01D2252/20—Organic absorbents
    • B01D2252/205—Other organic compounds not covered by B01D2252/00 - B01D2252/20494
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2252/00—Absorbents, i.e. solvents and liquid materials for gas absorption
    • B01D2252/50—Combinations of absorbents
    • B01D2252/504—Mixtures of two or more absorbents
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2252/00—Absorbents, i.e. solvents and liquid materials for gas absorption
    • B01D2252/60—Additives
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS 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
    • C10L2200/00—Components of fuel compositions
    • C10L2200/02—Inorganic or organic compounds containing atoms other than C, H or O, e.g. organic compounds containing heteroatoms or metal organic complexes
    • C10L2200/0259—Nitrogen containing compounds
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS 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
    • C10L2200/00—Components of fuel compositions
    • C10L2200/02—Inorganic or organic compounds containing atoms other than C, H or O, e.g. organic compounds containing heteroatoms or metal organic complexes
    • C10L2200/0263—Sulphur containing compounds
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS 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
    • C10L2200/00—Components of fuel compositions
    • C10L2200/02—Inorganic or organic compounds containing atoms other than C, H or O, e.g. organic compounds containing heteroatoms or metal organic complexes
    • C10L2200/0268—Phosphor containing compounds
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS 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
    • C10L2200/00—Components of fuel compositions
    • C10L2200/04—Organic compounds
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS 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
    • C10L2290/00—Fuel preparation or upgrading, processes or apparatus therefore, comprising specific process steps or apparatus units
    • C10L2290/06—Heat exchange, direct or indirect
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS 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
    • C10L2290/00—Fuel preparation or upgrading, processes or apparatus therefore, comprising specific process steps or apparatus units
    • C10L2290/12—Regeneration of a solvent, catalyst, adsorbent or any other component used to treat or prepare a fuel
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS 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
    • C10L2290/00—Fuel preparation or upgrading, processes or apparatus therefore, comprising specific process steps or apparatus units
    • C10L2290/48—Expanders, e.g. throttles or flash tanks
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS 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
    • C10L2290/00—Fuel preparation or upgrading, processes or apparatus therefore, comprising specific process steps or apparatus units
    • C10L2290/54—Specific separation steps for separating fractions, components or impurities during preparation or upgrading of a fuel
    • C10L2290/541—Absorption of impurities during preparation or upgrading of a fuel
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS 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
    • C10L2290/00—Fuel preparation or upgrading, processes or apparatus therefore, comprising specific process steps or apparatus units
    • C10L2290/54—Specific separation steps for separating fractions, components or impurities during preparation or upgrading of a fuel
    • C10L2290/545—Washing, scrubbing, stripping, scavenging for separating fractions, components or impurities during preparation or upgrading of a fuel

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)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • Biomedical Technology (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Sustainable Development (AREA)
  • Gas Separation By Absorption (AREA)
  • Treating Waste Gases (AREA)
  • Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)

Abstract

Изобретение относится к абсорбенту для селективного удаления сероводорода из потока текучей газовой среды, содержащего водный раствор a) третичного алканоламина; b) стерически затрудненного вторичного амина общей формулы (I), где Rи Rнезависимо друг от друга выбраны из C-C-алкила и C-C-гидроксиалкила; R, R, Rи Rсоответственно независимо друг от друга выбраны из водорода, C-C-алкила и C-C-гидроксиалкила при условии, что по меньшей мере один остаток Rи/или Rна атоме углерода, который непосредственно соединен с атомом азота, означает C-C-алкил или C-C-гидроксиалкил, если Rозначает водород; х и у означают целые числа 2-4 и z означает целое число 1-4; причем молярное соотношение b) к a) составляет 0,3-0,7; и c) кислоты в количестве, рассчитанном как эквивалент нейтрализации относительно протонируемых атомов азота в (a) и (b), в диапазоне 1,0-9,0%, причем кислота c) выбрана из неорганических кислот, выбранных из фосфорной кислоты и серной кислоты, и органических кислот, выбранных из фосфоновых кислот, сульфокислот, карбоновых кислот, третичных аминокарбоновых кислот, N-втор-алкиламинокарбоновых кислот и N-трет-алкиламинокарбоновых кислот. Предпочтительным амином формулы (I) является 2-(2-трет-бутиламиноэтокси)этанол. Абсорбент позволяет установление определенной HS-селективности при давлении, которое обычно присутствует при очистке природного газа. Кроме того, изобретение относится к способу удаления сероводорода из потока газовой текучей среды, имеющего парциальное давление HS по меньшей мере 0,1 бар и/или парциальное давление COпо меньшей мере 0,2 бар, посредством указанного абсорбента.

Description

Изобретение относится к абсорбенту для селективного удаления сероводорода из потока текучей газовой среды, содержащего водный раствор а) третичного алканоламина; Ь) стерически затрудненного вторичного амина общей формулы (I), где Κι и К2 независимо друг от друга выбраны из С1-С4-алкила и С1-С4-гидроксиалкила; К3, К,. К5 и К6 соответственно независимо друг от друга выбраны из водорода, С1-С4-алкила и С1-С4-гидроксиалкила при условии, что по меньшей мере один остаток К4 и/или К5 на атоме углерода, который непосредственно соединен с атомом азота, означает С1-С4-алкил или С1-С4-гидроксиалкил, если К3 означает водород; х и у означают целые числа 2-4 и ζ означает целое число 1-4; причем молярное соотношение Ь) к а) составляет 0,3-0,7; и с) кислоты в количестве, рассчитанном как эквивалент нейтрализации относительно протонируемых атомов азота в (а) и (Ь), в диапазоне 1,0-9,0%, причем кислота с) выбрана из неорганических кислот, выбранных из фосфорной кислоты и серной кислоты, и органических кислот, выбранных из фосфоновых кислот, сульфокислот, карбоновых кислот, третичных аминокарбоновых кислот, Ν-втор-алкиламинокарбоновых кислот и Ν-треталкиламинокарбоновых кислот. Предпочтительным амином формулы (I) является 2-(2-третбутиламиноэтокси)этанол. Абсорбент позволяет установление определенной Н28-селективности при давлении, которое обычно присутствует при очистке природного газа. Кроме того, изобретение относится к способу удаления сероводорода из потока газовой текучей среды, имеющего парциальное давление Н28 по меньшей мере 0,1 бар и/или парциальное давление СО2 по меньшей мере 0,2 бар, посредством указанного абсорбента.
023382
Изобретение касается абсорбента для удаления сероводорода из потока текучей газовой среды (из потока текучей среды, выбранного из газов), а также способа удаления сероводорода из потока текучей газовой среды (из потока текучей среды, выбранного из газов), в частности, для селективного удаления сероводорода по отношению к диоксиду углерода.
Удаление кислых газов, как, например, СО2, Н28, 8О2, С82, ΗΟ’Ν. СО8 или меркаптанов из потоков текучей среды, таких как природный газ, газ, полученный при переработке нефти, или синтез-газ, имеет значение по разным причинам. Содержание сернистых соединений природного газа необходимо уменьшить с помощью подходящих мероприятий по предварительной обработке непосредственно в источнике природного газа, так как сернистые соединения часто образуют в воде, принесенной природным газом, кислоты, которые оказывают коррозийное действие. Поэтому для транспортировки природного газа в магистральном газопроводе или для дальнейшей переработки в установке для сжижения природного газа (СПГ, англ. ΕΝ6 = 1к|иеПеб иа1ига1 даз) необходимо соблюдать заданное предельное значение серосодержащих примесей. Кроме того, большинство сернистых соединений уже при незначительных концентрациях имеют неприятный запах и являются токсичными.
Кроме того, необходимо удалять диоксид углерода природного газа, так как большая концентрация СО2 уменьшает теплоту сгорания газа. Кроме того, СО2 в соединении с влажностью, которая часто попадает в потоки текучей среды, может приводить к коррозии трубопроводов и оборудования. Если природный газ для транспортировки сжижают в сжиженный природный газ (СПГ, англ. ΕΝ6 = Ьк.|шб №11ига1 Саз), то заранее необходимо удалить СО2. При температуре сжиженного природного газа (около -162°С) повторно сублимировался бы СО2, и повредились бы детали устройства. С другой стороны, слишком незначительная концентрация СО2 также может быть нежелательной, например, при подаче в сеть природного газа, так как из-за этого теплота сгорания газа может быть слишком высокой.
Для удаления кислых газов применяют промывание водными растворами неорганических или органических оснований. Во время растворения кислых газов в абсорбенте с основаниями образуются ионы. Абсорбент может восстанавливаться при снижении давления и/или отгонке легких фракций, причем виды ионов опять реагируют с получением кислых газов и/или их отгоняют с помощью пара. После процесса восстановления абсорбент снова можно использовать.
Способ, в котором все кислые газы, в частности СО2 и Н28, удаляют в большом количестве, называют полная абсорбция. В определенных случаях, напротив, может быть желательно предпочтительно абсорбировать Н28 перед СО2, например, чтобы сохранить СО2/Н28-соотношение, оптимизирующее теплоту сгорания, для последовательно подключенной установки Клауса. В этом случае говорят о селективном промывании. Неблагоприятное соотношение СО2/Н28 может нанести вред мощности и эффективности установки Клауса из-за образования СО8/С82 и коксования катализатора Клауса или из-за слишком низкой теплоты сгорания.
Очень стерически затрудненные вторичные амины, такие как 2-(2-трет-бутиламиноэтокси)этанол, и третичные амины, такие как метилдиэтаноламин (МДЭА), показывают кинетическую селективность для Н28 по отношению к СО2. Эти амины не реагируют непосредственно с СО2; напротив, СО2 во время медленной реакции с амином и водой превращается в бикарбонат - в противоположность этому Н28 сразу же реагирует в растворах аминов. Поэтому такие амины особенно подходят для селективного удаления Н28 из газовых смесей, которые содержат СО2 и Н28.
Селективное удаление сероводорода часто находит применение в потоках текучей среды с низким парциальным давлением кислого газа, как, например, в отходящем газе или при обогащении кислых газов (англ. Ас1б Саз ЕипсйтеШ, АСЕ), например для насыщения Н28 перед процессом Клауса.
Так, в ϋδ 4471138 показано, что стерически очень затрудненные вторичные амины, такие как 2-(2трет-бутиламиноэтокси)этанол, также в комбинации с другими аминами, такими как метилдиэтаноламин, имеют Н28-селективность значительно выше, чем метилдиэтаноламин. Этот эффект, кроме того, подтверждается в публикации Би с1 а1. в 8ерагайои аиб Рипйсайоп Тесйио1оду, 2006, 52, 209-217. ЕР 0084943 раскрывает применение третичных алканоламинов и стерически очень затрудненных вторичных и третичных алканоламинов в абсорбционных растворах для селективного удаления сероводорода по отношению к диоксиду углерода из газовых потоков.
ЕР 134948 описывает абсорбент, который содержит щелочное вещество и кислоту с ρΚδ = 6 или меньше. Предпочтительными кислотами являются фосфоновая кислота, муравьиная кислота или соляная кислота. Добавление кислоты, в частности, должно сделать эффективнее отгонку кислых газов, содержащих Н28.
υδ 4618481 раскрывает удаление сероводорода из потоков текучей среды с абсорбирующим раствором, который содержит стерически очень затрудненный амин и аминную соль. υδ 4892674 раскрывает удаление сероводорода из потоков текучей среды с абсорбирующим раствором, который содержит амин и стерически очень затрудненную аминную соль и/или стерически затрудненную аминную кислоту. Кроме того, документ также раскрывает на основании фиг. 3 то, что Н^-селективность МДЭА можно повысить с помощью добавления 2-(2-трет-бутиламиноэтокси)этанолсульфата.
Также во время обработки природного газа (англ. Νηΐιιπιΐ Саз ТгеаИпеШ) для магистрального газопровода может быть желательно селективное удаление Αδ по отношению к СО2. Этап абсорбции при
- 1 023382 очистке природного газа обычно проводят при повышенном давлении примерно 20-130 бар (абс.). Как правило, присутствует значительно повышенное парциальное давление кислых газов по сравнению, например, с обработкой отходящего газа, а именно, например, по меньшей мере 0,2 бар для Н23 и по меньшей мере 1 бар для СО2.
Пример применения в этом диапазоне давления раскрыт в ИЗ 4101633, где описан способ удаления диоксида углерода из газовых смесей. Применяют абсорбент, который содержит по меньшей мере 50% стерически затрудненного алканоламина и по меньшей мере 10% третичного аминоспирта. ИЗ 4094957 раскрывает пример применения в этом диапазоне давления, где описан способ удаления диоксида углерода из газовой смеси. Применяют абсорбент, который содержит основную соль щелочного металла или основной гидроксид щелочного металла, по меньшей мере один стерически затрудненный амин и С4-С8аминокислоту.
Во многих случаях при очистке природного газа стремятся к одновременному удалению Н23 и СО2, причем необходимо соблюдать указанное Н23-предельное значение, но полное удаление СО2 не требуется. Типичная для газа из газопровода спецификация требует удаления кислых газов примерно до 1,5-3,5 об.% СО2 и меньше чем 4 об.ч./млн Н23. В этих случаях нежелательной является максимальная Н23селективность.
И8 2013/0243676 описывает способ абсорбции Н23 и СО2 из газовой смеси с абсорбентом, которая содержит стерически очень затрудненный третичный эфирамин-триэтиленгликолевый спирт или его производные, а также жидкий амин.
Задачей настоящего изобретения является предоставление абсорбента и способа, который позволяет установку определенной Н23-селективности при давлении, которая обычно присутствует во время очистки природного газа для газа из газопровода. Необходимая энергия для регенерации должна несущественно повышаться по сравнению с Н23-селективными абсорбентами.
Задачу решают с помощью абсорбента для селективного удаления сероводорода из потока текучей среды, который содержит водный раствор, который содержит:
a) третичный алканоламин;
b) стерически затрудненный вторичный амин общей формулы (I)
Ко Кд Кд
(I), где К1 и К2 независимо друг от друга выбраны из С1-С4-алкила и С1-С4-гидроксиалкила; К3, К4, К5 и
К6 соответственно независимо друг от друга выбраны из водорода, С1-С4-алкила и С1-С4-гидроксиалкила, при условии, что по меньшей мере один остаток К4 и/или К5 на атоме углерода, который непосредственно соединен с атомом азота, означает С1-С4-алкил или С1-С4-гидроксиалкил, если К3 означает водород; х и у означают целые числа 2-4, и ζ означает целое число 1-4;
причем молярное соотношение Ь) к а) находится в диапазоне 0,3-0,7 и
с) кислоту в количестве, рассчитанном в качестве эквивалента нейтрализации относительно протонируемых атомов азота в а) и Ь), в диапазоне 1,0-9,0%.
Между кислотой и аминами согласно а) и/или Ь) образуется протонирующее равновесие. Состояние равновесия зависит от температуры, и равновесие при повышенных температурах смещается к свободному иону аксония и/или аминной соли с более низкой протонирующей энтальпией. Амины общей формулы (I) показывают особенно сильную температурную зависимость рК8-значения. Следствием этого является то, что при относительно более низких температурах, которые присутствуют на этапе абсорбции, более высокое значение рН способствует эффективной абсорбции кислого газа, в то время как при относительно более высоких температурах, которые присутствуют на этапе десорбции, более низкое значение рН поддерживает высвобождение абсорбируемого кислого газа. Ожидается, что большая разница в значении рН абсорбента между температурами абсорбции и десорбции обуславливает более низкую энергию регенерации.
С помощью вариаций молярного соотношения Ь) к а) в пределах указанных границ можно согласовывать Н23-селективность с соответствующими требованиями. Несмотря на уменьшенную Н23селективность энергия регенерации является равной или ниже, чем селективность Н23-селективного абсорбента.
В целом, общая концентрация а) и Ь) в водном растворе составляет 10-60 мас.%, предпочтительно 20-50 мас.%, особенно предпочтительно 30-50 мас.%.
Молярное соотношение Ь) к а) составляет 0,3-0,7.
Водный раствор содержит кислоту в количестве, рассчитанном как эквивалент нейтрализации относительно протонируемых атомов азота в а) и Ь), 1,0-9,0%, предпочтительно 2,5-6,5%.
Под эквивалентом нейтрализации понимают условную частицу молекулы кислоты, которая во время реакции нейтрализации в водном растворе способна отдавать протон. Например, молекула Н2ЗО4 соответствует двум эквивалентам нейтрализации, молекула Н3РО4 - трем эквивалентам нейтрализации.
- 2 023382
Понятие протонируемые атомы азота относится к сумме содержащихся в аминах согласно а) и Ь) атомов азота, которые могут протонироваться в водном растворе. Как правило, это атомы азота аминогрупп.
Было обнаружено, что абсорбент с определенным ранее составом находится в пределах границ стабильности. Количество кислоты больше указанного или более высокого молярное соотношение Ь) к а) приводят к ухудшению стабильности и ускоренному распаду абсорбента при повышенной температуре.
Абсорбент согласно изобретению в качестве компонента а) содержит по меньшей мере один третичный амин. Под третичным амином понимают соединения с по меньшей мере одной третичной аминогруппой. Предпочтительно третичный амин содержит только третичные аминогруппы, т.е. помимо по меньшей мере одной третичной аминогруппы он не содержит первичных или вторичных аминогрупп. Третичный амин предпочтительно означает моноамин. Третичный амин предпочтительно не имеет кислотных групп, как, в частности, групп фосфоновых кислот, сульфоновых кислот и/или карбоновых кислот.
Третичный амин а), выбран из 1) третичных алканоламинов, таких как бис-(2гидроксиэтил)метиламин (метилдиэтаноламин, МДЭА), трис-(2-гидроксиэтил)амин (триэтаноламин, ТЭА), трибутаноламин, 2-диэтиламиноэтанол (диэтилэтаноламин, ДЭЭА), 2диметиламиноэтанол (диметилэтаноламин, ДМЭА), 3-диметиламино-1-пропанол (Ν,Ν-диметилпропаноламин), 3-диэтиламино-1пропанол, 2-диизопропиламиноэтанол (ДИЭА), А№бис-(2-гидроксипропил)метиламин (метилдиизопропаноламин, МДИПА).
Третичные алканоламины, представляют собой амины по меньшей мере с одной связанной с атомом азота гидроксиалкильной группой. Особенно предпочтительным является метилдиэтаноламин (МДЭА).
Абсорбент согласно изобретению содержит стерически затрудненный вторичный амин формулы (I). В формуле (I) К1, К2 и В3 предпочтительно означают метил или этил; К4, К5 и Кб предпочтительно означают метил или водород. Подходящие стерически затрудненные вторичные амины включают вторичные аминоэфирные алканолы, как, например, описанные в И8 4471138 соединения. Вторичные аминоэфирные алканолы включают, например, 2-(2-трет-бутиламиноэтокси)этанол (ТБАЭЭ), 2-(2-третбутиламино)пропоксиэтанол, трет-амиламиноэтоксиэтанол, (1-метил-1-этилпропиламино)этоксиэтанол, 2-2-(2-изо-пропиламино)пропоксиэтанол и их смеси. Предпочтительным является 2-(2-трет-бутиламиноэтокси)этанол (ТБАЭЭ).
Амины формулы (I) включают обозначенные в уровне техники стерически очень затрудненные амины и имеют стерический параметр (константу Тафта) Е8 больше чем 1,75.
Абсорбент согласно изобретению содержит по меньшей мере одну кислоту. Кислоту подходящим способом выбирают среди протонных кислот (кислот Бренстеда), предпочтительно с рК8-значением меньше 6, особенно предпочтительно меньше 5. У кислот с несколькими ступенями диссоциации и следовательно несколькими значениями рК8 это требование выполняют в том случае, если одно из значений рК8 лежит в указанных пределах.
Кислота выбрана из органических и неорганических кислот. Подходящие органические кислоты включают фосфоновые, сульфоновые, карбоновые кислоты и аминокислоты, выбранные из третичных аминокарбоновых кислот, Ν-вторалкиламинокарбоновых кислот и Ν-трет-алкиламинокарбоновых кислот. В определенных формах выполнения кислота является многоосновной кислотой.
Подходящими кислотами, например, являются минеральные кислоты, такие как соляная, серная, амидосерная, фосфорная кислота, парциальные сложные эфиры фосфорной кислоты, например моно- и диалкил- и -арилфосфаты, такие как тридецидфосфат, дибутилфосфат, дифенилфосфат и бис-(2-этилгексил)фосфат; борная кислота;
карбоновые кислоты, например насыщенные алифатические монокарбоновые кислоты, такие как муравьиная, уксусная, пропионовая, масляная, изомасляная, валериановая, изовалериановая, триметилуксусная, капроновая, н-гептановая, каприловая, 2-этилгексановая, пеларгоновая, капроновая, неодекановая, ундекановая, лауриновая, тридекановая, миристиновая, пентадекановая, пальмитиновая, маргариновая, стеариновая, изостеариновая, арахиновая, бегеновая кислоты; насыщенные алифатические поликарбоновые кислоты, такие как щавелевая, малоновая, янтарная, глутановая, адипиновая, пимелиновая, пробковая, азелаиновая, себациновая кислоты, додекановая дикислота; циклоалифатические моно- и поликарбоновые кислоты, такие как циклогексанкарбоновая, гексагидрофталевая, тетрагидрофталевая кислота, смоляные, нафтеновые кислоты; алифатические гидроксикарбоновые кислоты, такие как гликолевая, молочная, миндальная, гидроксимасляная, винная, яблочная, лимонная кислоты; галогенированные алифатические карбоновые кислоты, такие как трихлоруксусная или 2-хлорпропионовая кислота; ароматические моно- и поликарбоновые кислоты, такие как бензойная, салициловая, галловые кислоты, толиловые кислоты изомеров положения, метоксибензойные, хлорбензойные, нитробензойные кислоты, фталевая, терефталевая, изофталевая кислоты; технические смеси карбоновых кислот, как, например, версатиковые кислоты;
сульфокислоты, такие как метилсульфокислота, бутилсульфокислота, 3-гидроксипропилсульфокислота, сульфоуксусная кислота, бензолсульфокислота, р-толуолсульфокислота, р-ксилолсульфо
- 3 023382 кислота, 4-додецилбензолсульфокислота, 1-нафталинсульфокислота, динонилнафталинсульфокислота и динонилнафталин-дисульфокислота, трифторметил- или нонафтор-н-бутилсульфокислота, камфорная сульфокислота, 2-(4-(2-гидроксиэтил)-1 -пиперазинил)этансульфокислота (НБРБ8);
органические фосфоновые кислоты, например фосфоновые кислоты формулы
где К31 означает С1-С18-алкил, который, при необходимости, замещен до четырех заместителей, которые независимо выбраны из карбокси, карбоксамидо, гидрокси и амино.
К ним относятся алкилфосфоновые кислоты, такие как метилфосфоновая, пропилфосфоновая, 2метилпропилфосфоновая, трет-бутилфосфоновая, н-бутилфосфоновая, 2,3-диметилбутилфосфоновая, октилфосфоновая кислота; гидроксиалкилфосфоновые кислоты, такие как гидроксиметилфосфоновая, 1гидроксиэтилфосфоновая, 2-гидроксиэтилфосфоновая; арилфосфоновые кислоты, такие как фенилфосфоновая, толилфосфоновая, ксилилфосфоновая, аминоалкилфосфоновые кислоты, такие как аминометилфосфоновая, 1-аминоэтилфосфоновая, 1-диметиламиноэтилфосфоновая, 2-аминоэтилфосфоновая, 2(Ы-мертиламино)этилфосфоновая, 3-аминопропилфосфоновая, 2-аминопропилфосфоновая, 1-аминопропилфосфоновая, 1-аминопропил-2-хлорпропилфосфоновая, 2-аминобутилфосфоновая, 3-аминобутилфосфоновая, 1-аминобутилфосфоновая, 4-аминобутилфосфоновая, 2-аминопентилфосфоновая, 5-аминопентилфосфоновая, 2-аминогексилфосфоновая, 5-аминогексилфосфоновая, 2-аминооктилфосфоновая, 1аминооктилфосфоновая, 1-аминобутилфосфоновая кислоты; амидоалкилфосфоновые кислоты, такие как 3-гидроксиметиламино-3-оксопропилфосфоновая кислота; и фосфонокарбоновые кислоты, такие как 2гидроксифосфоноуксусная кислота и 2-фосфонобутан-1,2,4-трикарбоновая кислота.
Фосфоновые кислоты формулы
РОзН2 К32—|—О ΡΟ3Η2 (III), где К32 означает Н или С1-С6-алкил, О означает Н, ОН или ΝΥ2 и Υ означает Н или СН2РО3Н2, как 1гидроксиэтан-1,1-дифосфоновая кислота;
фосфоновые кислоты формулы
Υ Υ χν-ζ-Ρν-ζ-4ν^ (|ν)
Υζ Υ где Ζ означает С2-С6-алкилен, циклоалкандиил, фенилен, или С2-С6-алкилен, который разрывается циклоалкандиилом или фениленом, Υ означает СН2РО3Н2, и т означает 0-4, как этилендиаминтетра(метиленфосфоновую кислоту), диэтилентриамин-пента(метиленфосфоновую кислоту) и бис(гексаметилен)триамин-пента(метиленфосфоновую кислоту);
фосфоновые кислоты формулы
где К33 означает С1-С6-алкил, С2-6-гидроксиалкил или Υ, и Υ означает СН2РО3Н2, как нитрило-трис(метиленфосфоновую кислоту) и 2-гидроксиэтилиминобис-(метиленфосфоновую кислоту);
третичные аминокарбоновые кислоты, т.е. аминокарбоновые кислоты с третичными аминогруппами, а также Ν-вторалкиламинокарбоновые кислоты и Ν-трет-алкиламинокарбоновые кислоты, т.е. аминокислоты с аминогруппами или аминогруппами, которые содержат по меньшей мере один вторичный или третичный атом углерода в непосредственной близости с аминогруппой, такой как α-аминокислоты с третичными аминогруппами или аминогруппами, которые содержат по меньшей мере один вторичный или третичный атом углерода в непосредственной близости с аминогруппой, такой как Ν,Ν-диметилглицин (диметиламиноуксусная кислота), Ν,Ν-диэтилглицин, аланин (2-аминопропионовая кислота), Ν-метилаланин (2-(метиламино)пропионовая кислота), Ν,Ν-диметилаланин, Ν-этилаланин, 2-метилаланин (2-аминоизомасляная кислота), лейцин (2-амино-4-метилпентан-1-овая кислота), Ν-метиллейцин, Ν,Ν-диметиллейцин, изолейцин (1-амино-2-метилпентановая кислота), Ν-метилизолейцин, Ν,Ν-диметилизолейцин, валин (2-аминоизовалериановая кислота), α-метилвалин (2-амино-2-метилизовалериановая кислота), Ν-метилвалин (2-метиламиноизовалериановая кислота), Ν,Ν-диметилвалин, пролин (пирролидин-2-карбоновая кислота), Ν-метилпролин, Ν-метилсерин, Ν,Ν-диметилсерин, 2-(метиламино)изомасляная кислота, пиперидин-2-карбоновая кислота, Ν-метилпиперидин-2-карбоновая кислота, β-аминокислоты с третичными аминогруппами или аминогруппами, которые содержат по меньшей мере один вторичный или третичный атом углерода в непосредственной близости с аминогруппой, такой как 3-диметиламинопропионовая кислота, Ν-метиламинодипропионовая кислота, Ν-метилпиперидин-Зкарбоновая кислота, γ-аминокислоты с третичными аминогруппами или аминогруппами, которые содержат по меньшей мере один вторичный или третичный атом углерода в непосредственной близости с аминогруппой, такой как 4-диметиламиномасляная кислота,
- 4 023382 или аминокарбоновые кислоты с третичными аминогруппами или аминогруппами, которые содержат по меньшей мере один вторичный или третичный атом углерода в непосредственной близости с аминогруппой, такой как М-метилпиперидин-4-карбоновая кислота.
Среди неорганических кислот предпочтительными являются фосфорная и серная кислоты.
Среди карбоновых кислот предпочтительными являются муравьиная, уксусная, бензойная, янтарная и адипиновые кислоты.
Среди сульфокислот предпочтительными являются метансульфокислота, р-толуолсульфокислота и 2-(4-(2-гидроксиэтил)-1-пиперазинил)этансульфокислота (НЕРЕ8).
Среди фосфоновых кислот предпочтительными являются 2-гидроксифосфоноуксусная кислота, 2-фосфонобутан-1,2,4-трикарбоновая кислота, 1-гидроксиэтан-1,1-дифосфоновая кислота, этилендиаминтетра(метиленфосфоновая кислота), диэтилентриамин-пента(метиленфосфоновая кислота), бис-(гексаметилен)триамин-пента(метиленфосфоновая кислота) (НОТМР) и нитрило-трис-(метиленфосфоновая кислота), где особенно предпочтительной является 1-гидроксиэтан-1,1-дифосфоновая кислота.
Среди аминокарбоновых кислот с третичными аминогруппами или аминогруппами, которые содержат по меньшей мере один вторичный или третичный атом углерода в непосредственной близости с аминогруппой, предпочтительными являются Ν,Ν-диметилглицин и Ν-метилаланин.
Особенно предпочтительной кислотой является неорганическая кислота.
Абсорбент также может содержать добавки, такие как ингибиторы коррозии, энзимы и т.д. В общем, количество таких добавок может составлять 0,01-3 мас.% абсорбента.
Предпочтительно абсорбент может содержать стерически незатрудненный первичный или вторичный амин. Соединения этого вида действуют как сильные промоторы СО2-абсорбции. Из-за их присутствия может теряться Н28-селективность абсорбента.
Под стерически незатруднеными первичными или вторичными аминами понимают соединения, имеющие первичные или вторичные аминогруппы, с которыми связаны только атомы водорода или первичные атомы углерода.
Кроме того, изобретение относится к способу селективного удаления сероводорода из потока текучей газовой среды, при котором поток текучей среды приводят в контакт с вышеописанным абсорбентом.
Как правило, загруженный абсорбент регенерируют с помощью:
a) нагревания,
b) уменьшения давления,
c) отгонки инертным потоком текучей среды или комбинацией двух или всех этих операций.
Способ согласно изобретению подходит для обработки потоков текучих сред любых видов. Потоками текучих сред являются с одной стороны газы, как природный газ, синтез-газ, коксовый газ, крекинггаз, газ, возникший во время газификации угля, круговой газ, свалочный газ и отработавшие газы, и с другой стороны, в основном, не смешиваемые с абсорбентом жидкости, как ЕРО (сжиженный углеводородный газ, англ. 1.1с]иеГ1ес1 Ре1го1еиш Оаз) или ΝΟΕ (сжиженный природный газ, англ. МаШга1 Оаз Е1Чш4з). Способ согласно изобретению особенно подходит для обработки углеводородсодержащих потоков текучей среды. Присутствующие углеводороды являются, например, алифатическими углеводородами, такими как С1-С4-углеводороды, как метан, ненасыщенные углеводороды, как этилен или пропилен, или ароматические углеводороды, как бензол, толуол или ксилол.
Способ согласно изобретению или абсорбент подходит для удаления СО2 и Н28. Кроме диоксида углеводорода и сероводорода в потоке текучей среды могут присутствовать другие кислые газы, как СО8 и меркаптан. Кроме того, также можно удалять 8О3, 8О2, С82 и НСМ
Способ согласно изобретению подходит для селективного удаления сероводорода по отношению к СО2. Под селективностью для сероводорода в данном контексте понимают значение следующих индексов:
У(Н23) подан. —у(Н23)обработ.
у(Н28) подан.
у(СО2) подан— У(СО2)обработ.
у(СО2) подан.
где у(Н28)подян означает долю количества вещества (мол./мол.) Н28 в исходном потоке текучей среды, у(Н28)обработ. означает долю количества вещества в обработанном потоке текучей среды, у(СО2)подан означает долю количества вещества СО2 в исходном потоке текучей среды и у(СО2)обработ. означает долю количества вещества СО2 в обработанном потоке текучей среды.
В предпочтительной форме выполнения поток текучей среды означает содержащий углеводороды поток текучей среды; в частности, поток природного газа. Особенно предпочтительно поток текучей среды содержит более 1,0 об.% углеводородов, особенно предпочтительно более 5,0 об.% углеводородов,
- 5 023382 наиболее предпочтительно более 15 об.% углеводородов.
Парциальное давление сероводорода в потоке текучей среды обычно составляет по меньшей мере 2,5 мбар. В предпочтительной форме выполнения в потоке текучей среды присутствует парциальное давление сероводорода по меньшей мере 0,1 бар, особенно предпочтительно по меньшей мере 1 бар и парциальное давление диоксида углерода по меньшей мере 0,2 бар, особенно предпочтительно по меньшей мере 1 бар. Особенно предпочтительно в потоке текучей среды присутствует парциальное давление сероводорода по меньшей мере 0,1 бар и парциальное давление диоксида углерода по меньшей мере 1 бар. Весьма предпочтительно в потоке текучей среды присутствует парциальное давление сероводорода по меньшей мере 0,5 бар и парциальное давление диоксида углерода по меньшей мере 1 бар. Названное парциальное давление относится к потоку текучей среды во время первого контакта с абсорбентом на этапе абсорбции.
В способе согласно изобретению в потоке текучей среды общее давление потока составляет по меньшей мере 3,0 бар, предпочтительно по меньшей мере 5,0 бар, особенно предпочтительно по меньшей мере 20 бар. В предпочтительных формах выполнения в потоке текучей среды общее давление потока составляет макс. 180 бар. Общее давление относится к потоку текучей среды во время первого контакта с абсорбентом на этапе абсорбции.
В способе согласно изобретению поток текучей среды в абсорбере на этапе абсорбции приводят в контакт с абсорбентом, благодаря тому, что, по меньшей мере, частично вымывают диоксид углерода и сероводород. Получают СО2- и Н28-обедненный поток текучей среды и СО2- и Ненасыщенный абсорбент.
В качестве абсорбера используют промывающее устройство, обычно применяемое для способа абсорбционной очистки газов. Подходящими промывающими устройствами являются, например, насадочные тела, насадочные и тарельчатые колонны, мембранные контакторы, радиально-поточные скрубберы, струйные промыватели, скрубберы Вентури и ротационные скрубберы, предпочтительными являются насадочные колонны, колонны с насадочными телами и тарельчатые колонны, особенно предпочтительными являются тарельчатые колонны и колонны с насадочными телами. При этом обработку потока текучей среды абсорбентом проводят предпочтительно в колонне в противотоке. При этом поток текучей среды в общем подводят в нижнюю часть и абсорбент подводят в верхнюю часть колонны. В тарельчатую колонну встроены сетчатое дно, колпачковая или клапанная тарелка, через которые обычно проходит жидкость. Колонны с насадочными телами могут быть наполнены различными формованными изделиями. Тепло- и массообмен улучшают с помощью увеличения поверхности с помощью размера формованных изделий 25-80 мм. Известными примерами являются кольцо Рашига (полый цилиндр), кольцо Паля, кольцо ΗίΠο\ν. седло Инталокс и т.п. Насадочные тела можно размещать как в определенном порядке, так и беспорядочно (в виде засыпки) в колонне. В качестве материалов принимают во внимание стекло, керамику, металл и синтетические материалы. Структурированные упаковки являются усовершенствованными упорядоченными насадочными телами. Они имеют структуру правильной формы. Благодаря этому с помощью упаковок можно уменьшить падение давления в газовом потоке. Существуют различные выполнения упаковок, например тканевая или жестяная тара. В качестве материалов можно применять металл, пластик, стекло и керамику.
Температура абсорбента на этапе абсорбции в общем составляет примерно 30-100°С, при использовании колонны, например 30-70°С вверху колонны и 50-100°С внизу колонны.
Способ согласно изобретению может содержать один или несколько, особенно предпочтительно два следующих друг за другом этапа абсорбции.
Абсорбцию можно проводить на нескольких следующих друг за другом ступенях, причем неочищенный газ, содержащий кислотные компоненты газа, на каждой ступени приводят в контакт соответственно с парциальным потоком абсорбента. Абсорбент, с которым контактирует неочищенный газ, уже может быть частично насыщен кислыми газами, т.е. он может означать, например, абсорбент, который был возвращен из последующего этапа абсорбции на первый этап абсорбции, или частично восстановленный абсорбент. Относительно проведения двухступенчатой абсорбции дана ссылка на публикации ЕР 0159495, ЕР 0190434, ЕР 0359991 и АО 00/100271.
Способ предпочтительно содержит этап восстановления, в котором регенерируют СО2- и Ненасыщенный абсорбент. На этапе регенерации из СО2-и Ненасыщенного абсорбента высвобождают СО2 и Н2§ и, при необходимости, кислотные газовые компоненты, причем получают восстановленный абсорбент. Затем предпочтительно возвращают регенерированный абсорбент на этап абсорбции. Как правило, этап регенерации содержит по меньшей мере одно из мероприятий по нагреванию, уменьшению давления и отгонки инертной текучей средой.
Этап регенерации предпочтительно содержит нагревание абсорбента, насыщенного кислотными газовыми компонентами, например с помощью ребойлера, естественного циркуляционного выпарного аппарата, выпарного аппарата с принудительной циркуляцией, или редукционного выпарного аппарата с принудительной циркуляцией. При этом поглощаемые кислые газы отгоняют с помощью нагревания раствора полученного водяного пара. Также вместо пара можно использовать инертную текучую среду, как азот. Абсолютное давление в десорбере обычно составляет 0,1-3,5 бар, предпочтительно 1,0-2,5 бар.
- 6 023382
Температура обычно составляет 50-170°С, предпочтительно 80-130°С, причем температура естественно зависит от давления.
Альтернативно или дополнительно этап регенерации может содержать понижение давления. Оно охватывает, по меньшей мере, понижение давления насыщенного абсорбента от высокого давления, которое присутствует при проведении этапа абсорбции, до более низкого давления. Понижение давления можно осуществлять, например, с помощью дроссельного клапана и/или турбодетандера. Регенерация с этапом понижения давления описана, например, в публикациях И8 4537753 и И8 4553984.
Высвобождение кислых газовых компонентов на этапе регенерации можно проводить, например, в колонне, понижающей давление, например, в вертикально или горизонтально встроенном контейнере мгновенного действия или противоточной колонне со встроенными элементами.
Регенерирующая колонна может означать также колонну с наполнителем, насадочную или тарельчатую колонну. Регенерирующая колонна в зумпфе содержит подогреватель, например выпарной аппарат с принудительной циркуляцией с циркуляционным насосом. В верхней части регенерирующая колонна содержит выпускное отверстие для высвобождаемых кислых газов. Принесенные пары абсорбента конденсируют в конденсаторе и возвращают в колонну.
Можно соединять подряд несколько колонн для понижения давления, в которых регенерация проходит при различном давлении. Например, регенерация происходит в колонне предварительного понижения давления при высоком давлении, которое обычно составляет примерно на 1,5 бар выше парциального давления кислотных компонентов на этапе абсорбции, и в колонне основного понижения давления при низком давлении, например 1-2 бар абс. Регенерация с двумя или несколькими этапами понижения давления описана в публикациях И8 4537753, И8 4553984, ЕР 0159495, ЕР 0202600, ЕР 0190434 и ЕР 0121109.
Благодаря оптимальному согласованию содержимого с аминными компонентами и кислотой абсорбент согласно изобретению имеет высокую насыщаемость кислыми газами, которые также можно легко снова десорбировать. Благодаря этому в способе согласно изобретению можно значительно понизить потребление энергии расход растворителя.
Для максимально низкого потребления энергии при регенерации абсорбента преимуществом является то, что присутствует максимально большая разница между значением рН при температуре абсорбции и значением рН при температуре десорбции, так как это облегчает отделение кислых газов от абсорбента.
Изобретение более подробно разъясняется с помощью добавленного рисунка и нижеописанного примера.
Фигура показывает схематичное изображение устройства, подходящего для проведения способа согласно изобретению.
Согласно фигура в противотоке через подающую линию Ζ прошедший нужную предварительную обработку газ, содержащий сероводород и диоксид углерода, в абсорбере А1 приводят в контакт с восстановленным абсорбентом, который подают через трубопровод 1.01 для абсорбента. Абсорбент удаляет сероводород и диоксид углерода с помощью абсорбции из газа; при этом через выпускной газопровод 1.02 получают очищенный газ, обедненный сероводородом и диоксидом углерода.
Через трубопровод 1.03 для абсорбента теплообменник 1.04, в котором нагревают абсорбент, насыщенный СО2 и Н28, теплом, подведенным из трубопровода 1.05 для абсорбента, регенерированного абсорбента, и трубопровод 1.06 для абсорбента подводят насыщенный СО2 и Н28 абсорбент в десорбционную колонну Ό и регенерируют.
Между абсорбером А1 и теплообменником 1.04 может быть предусмотрен контейнер понижения давления (не представленный на фигуре), в котором понижают давление в насыщенном СО2 и Н28 абсорбенте, например до 3-15 бар.
Из нижней части десорбционной колонны Ό абсорбент отправляют в ребойлер 1.07, где его нагревают. Содержащий воду пар отправляют в десорбционную колонну Ό, в то время как регенерированный абсорбент через трубопровод для абсорбента 1.05, теплообменник 1.04, в котором регенерированный абсорбент нагревает насыщенный СО2 и Н28 абсорбент и сам таким образом охлаждается, трубопровод 1.08 для абсорбента, охладитель 1.09 и трубопровод 1.01 для абсорбента снова возвращают в абсорбер А1. Вместо показанного ребойлера также можно применять другие типы теплообменников для получения впрыскиваемого пара, как естественный циркуляционный выпарной аппарат, выпарной аппарат с принудительной циркуляцией, или редукционный выпарной аппарат с принудительной циркуляцией. В этих типах выпарных аппаратов многофазовый поток из регенерированного абсорбента и впрыскиваемый пар отправляют назад в зумпф десорбционной колонны, где происходит разделение фаз между паром и абсорбентом. Регенерированный абсорбент из теплообменника 1.04 извлекают или из циркулирующего потока от зумпфа десорбционной колонны к выпарному аппарату, или подводят через отдельный трубопровод непосредственно из зумпфа десорбционной колонны к теплообменнику 1.04.
Выделенный в десорбционной колонне Ό газ, содержащий СО2 и Н28, покидает десорбционную колонну Ό через выпускной газопровод 1.10. Его отправляют в конденсатор 1.11 с интегрированным разделением фаз, где его отделяют от принесенного пара абсорбента. В этом и в других устройствах, подхо
- 7 023382 дящих для проведения способа согласно изобретению, конденсатор и разделение фаз также могут присутствовать отдельно друг от друга. Затем жидкость, состоящую в основном из воды, проводят через трубопровод для абсорбента 1.12 в верхнюю часть десорбционной колонны Ό и выводят насыщенный СО2- и И28 газ через газопровод 1.13.
Примеры
В примерах используют следующие сокращения:
МДЭА - метилдиэтаноламин;
ТБАЭЭ - 2-(2-трет-бутиламиноэтокси)этанол.
Пример 1.
Определили зависимость от температуры значения рН- водных аминных растворов или частично нейтрализованных аминных растворов при температуре 20-120°С. Использовали аппарат регулирования давления, в котором можно определять значение рН при 120°С.
В таблице указаны значения рН(50°С), рН(120°С), а также разница рН(50°С)-рН(120°С).
При мер Состав Ь/а** [%] рН (50°С) рН (120°С) рН(50°С) - рН(120°С)
1-1* 40% МДЭА - - 11,01 9,58 1,43
1-2* 40% МДЭА + 0,5% НЗРО4 - 5,02 9,76 8,29 1,47
1-3 40% МДЭА + 6,2% ТБАЭЭ + 0,118% Н28О4 0,11 0,64 10,87 9.2 1,67
1-4 40% МДЭА + 6,2% ТБАЭЭ + 1,89% Н28О4 0,11 10,30 9,45 7,9 1,55
1-5 30% МДЭА + 15% ТБАЭЭ + 0,3% Н28О4 0,37 1,77 10,57 8,83 1,74
1-6 30% МДЭА + 15% ТБАЭЭ + 0,6% Н28О4 0,37 3,55 10,21 8,4 1,81
1-7 30% МДЭА + 15% ТБАЭЭ + 0,8% Н28О4 0,37 4,73 9,89 8,16 1,73
1-8 30% МДЭА + 15% ТБАЭЭ + 1,2% Н28О4 0,37 7,10 9,79 8,13 1,66
1-9 30% МДЭА + 15% ТБАЭЭ + 1,6% Н28О4 0,37 9,46 9,77 7,9 1,87
1-10 30% МДЭА + 15% ТБАЭЭ + 0,3% НЗРО4 0,37 2,66 10,56 8,81 1,75
1-11 30% МДЭА + 15% ТБАЭЭ + 0,8% НЗРО4 0,37 7,10 10,21 8,49 1,72
1-12 30% МДЭА + 15% ТБАЭЭ + 1,6% НЗРО4 0,37 14,21 9,82 8,06 1,76
* сравнительный пример;
** молярное соотношение Ь/а;
*** степень нейтрализации (относительно ТБАЭЭ + МДЭА).
Заметно, что в примерах согласно изобретению присутствует большая разница между значениями рН при 50 и при 120°С. Так как абсорбция проходит при 50°С и десорбция или регенерация проходит при 120°С, то более высокое значение рН относится к энергетически улучшенной регенерации.
Пример 2.
В пилотной установке для водного абсорбента исследовали СО2-абсорбцию и принесенную во время регенерации энергию нагрева при определенной И28-концентрации очищенного газа.
Пилотная установка соответствовала фигуре. В абсорбере использовали структурированную упаковку. Давление составляло 60 бар. Высота упаковки в абсорбере составила 3,2 м при диаметре колонны 0,0531 м. В десорбере использовали структурированную упаковку. Давление составляло 1,8 бар. Высота упаковки в десорбере составила 6,0 м при диаметре 0,085 м.
Газовую смесь из 93 об.% Ν2, 5 об.% СО2 и 2 об.% И28 отправили в абсорбер при потоке массы 47 кг/ч и температуре 40°С. В абсорбере скорость циркуляции абсорбента составила 60 кг/ч. Температура абсорбента составила 50°С. Энергию регенерации установила таким образом, что достигли И28концентрации 5 ч./млн в очищенном газе.
- 8 023382
Следующая таблица показывает результаты этих испытаний:
При мер водный состав у(СО2) на выходе из абсорбера [об%] относительная энергия регенерации** [%]
2-1* 40% МДЭА 1,87 100,0
2-2* 40% МДЭА + 0,5% НЗРО4 1,89 73,3
2-3* 30% МДЭА + 15% ТБАЭЭ 0,91 91,6
2-4 30% МДЭА + 15% ТБАЭЭ + 0,8% Н3РО4 0,99 57,8
2-5* 30% МДЭА + 15% ТБАЭЭ + 1,6% Н3РО4 1,15 56,9
2-6 30% МДЭА + 15% ТБАЭЭ + 0,6% Н28О4 1,54 65,1
2-7 30% МДЭА + 15% ТБАЭЭ + 0,8% Н28О4 1,47 64,8
2-8 30% МДЭА + 15% ТБАЭЭ + 1,2% Н28О4 1,50 64,1
2-9 30% МДЭА + 15% ТБАЭЭ + 1,6% Н28О4 1,55 62,2
* сравнительный пример;
** относительно примера 2-1*.
При сравнении сравнительного примера 2-2* с примерами 2-4 - 2-9 очевидно, что совместное применение ТБАЭЭ способствует повышенной абсорбции СО2 (незначительная СО2-концентрация у(СО2) на выходе из абсорбера) при одинаковой Н28-абсорбции. При этом энергия нагрева, принесенная во время регенерации, остается примерно одинаковой или понижается. При сравнении сравнительного примера 23* с примерами 2-6 - 2-9 показано, что добавление кислоты значительно снижает энергию нагрева, принесенную во время регенерации. Так как Н28-концентрация в очищенном газе составляла 5 ч./млн, то эти примеры показывают, как с помощью вариаций композиций внутри границ согласно изобретению можно установить определенную Н28-селективность.
Пример 3.
Исследовали стабильность различных водных абсорбентов.
Водные растворы с содержанием МДЭА или ТБАЭЭ согласно нижеследующей таблице и соответственно загрузки 20 \т3/1 (абсорбента) СО2 и Н28 хранили в течение 125 ч при температуре 160°С в закрытом сосуде. Затем определили содержание неразложившегося МДЭА и рассчитали количество разложившегося МДЭА.
Результаты представлены в следующей таблице:
Пример МДЭА [мас.%] ТБАЭЭ [мас.%] кислота СН** [%] распавшийся МДЭА [%]
3-1* 35,7 12,1 3,7 мас.% Н28О4 20,1 20
3-2 35,7 12,1 2,0 мас.% Н28О4 10,9 19
3-3 35,7 12,1 1,0 мас.% Н28О4 5,4 14
3-4 35,7 12,1 0,5 мас.% Н28О4 2,7 8
3-5* 35,7 12,1 - - 2,5
* сравнительный пример;
** степень нейтрализации (относительно ТБАЭЭ + МДЭА).
Заметно, что присутствие кислоты ускорило распад МДЭА. Степень распада зависит от количества кислоты, поэтому предпочтительным является относительно небольшое количество кислоты, такие как в композициях согласно изобретению.

Claims (8)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Способ селективного удаления сероводорода из потока текучей газовой среды, который имеет общее давление по меньшей мере 3,0 бар, при котором поток текучей среды приводят в контакт с абсорбентом, содержащим водный раствор, содержащий:
    a) третичный алканоламин;
    b) стерически затрудненный вторичный амин общей формулы (I)
    К3 Кд Кд
    13 |4 |6 к2—с—Ν—(СК—[О(СН^]г—О н
    I н I
    ΚΊ К5 (I), где Щ и 1<2 независимо друг от друга выбраны из С1-С4-алкила и С1-С4-гидроксиалкила;
    В3, В4, и 1<6 в каждом случае независимо друг от друга выбраны из водорода, С1-С4-алкила и С1-С4-гидроксиалкила при условии, что по меньшей мере один остаток 1<4 и/или на атоме углерода, который непосредственно соединен с атомом азота, означает С1-С4-алкил или С1-С4-гидроксиалкил, если
    - 9 023382
    К3 означает водород;
    х и у означают целые числа 2-4;
    ζ означает целое число 1-4;
    причем молярное соотношение Ь) к а) составляет 0,3-0,7; и
    с) кислоту в количестве от 1,0 до 9,0%, рассчитанном в качестве эквивалентов нейтрализации относительно протонируемых атомов азота в а) и Ь), причем кислота с) выбрана из неорганических кислот, выбранных из фосфорной кислоты и серной кислоты, и органических кислот, выбранных из фосфоновых кислот, сульфокислот, карбоновых кислот, третичных аминокарбоновых кислот, Ν-вторалкиламинокарбоновых кислот и Ν-трет-алкиламинокарбоновых кислот;
    причем в потоке текучей среды присутствует парциальное давление сероводорода по меньшей мере 0,1 бар и парциальное давление диоксида углерода по меньшей мере 0,2 бар.
  2. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что поток текучей среды содержит углеводороды.
  3. 3. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что в потоке текучей среды парциальное давление сероводорода составляет по меньшей мере 0,1 бар и парциальное давление диоксида углерода составляет по меньшей мере 1,0 бар.
  4. 4. Способ по одному из пп.1-3, отличающийся тем, что загруженный абсорбент регенерируют посредством:
    a) нагревания,
    b) понижения давления,
    c) отгонки с инертным потоком текучей среды или комбинацией двух или всех этих операций.
  5. 5. Абсорбент для селективного удаления сероводорода из потока текучей газовой среды, содержащий водный раствор, содержащий:
    a) третичный алконоламин;
    b) стерически затрудненный вторичный амин общей формулы (I)
    К3 Кд Кд
    I Г Г
    К2_ С—Ν—(СЬ—[0(СН^]2—о Н
    I н I Κι Кб (I), где К1 и К2 независимо друг от друга выбраны из С1-С4-алкила и С1-С4-гидроксиалкила;
    К3, К4, К5 и К6 в каждом случае независимо друг от друга выбраны из водорода, С1-С4-алкила и С1-С4-гидроксиалкила при условии, что по меньшей мере один остаток К4 и/или К5 на атоме углерода, который непосредственно соединен с атомом азота, означает С1-С4-алкил или С1-С4-гидроксиалкил, если К3 означает водород;
    х и у означают целые числа 2-4;
    ζ означает целое число 1-4;
    причем молярное соотношение Ь) к а) составляет 0,3-0,7; и
    c) кислоту в количестве от 1,0 до 9,0%, рассчитанном в качестве эквивалентов нейтрализации относительно протонируемых атомов азота в а) и Ь), причем кислота с) выбрана из неорганических кислот, выбранных из фосфорной кислоты и серной кислоты, и органических кислот, выбранных из фосфоновых кислот, сульфокислот, карбоновых кислот, третичных аминокарбоновых кислот, Ν-вторалкиламинокарбоновых кислот и Ν-трет-алкиламинокарбоновых кислот.
  6. 6. Абсорбент по п.5, отличающийся тем, что общая концентрация а) и Ь) в водном растворе составляет 10-60 мас.%.
  7. 7. Абсорбент по п.5, отличающийся тем, что третичный алканоламин а) представляет собой метилдиэтаноламин.
  8. 8. Абсорбент по одному из пп.5-7, отличающийся тем, что стерически затрудненный вторичный амин Ь) представляет собой 2-(2-трет-бутиламиноэтокси)этанол.
    - 10 023382
EA201790452A 2014-08-25 2015-08-20 Абсорбент и способ для селективного удаления сероводорода из потока текучей газовой среды EA032382B1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
EP14182112.4A EP2990090A1 (de) 2014-08-25 2014-08-25 Absorptionsmittel zur selektiven Entfernung von Schwefelwasserstoff aus einem Fluidstrom
PCT/EP2015/069109 WO2016030262A1 (de) 2014-08-25 2015-08-20 Absorptionsmittel zur selektiven entfernung von schwefelwasserstoff aus einem fluidstrom

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA201790452A1 EA201790452A1 (ru) 2017-07-31
EA032382B1 true EA032382B1 (ru) 2019-05-31

Family

ID=51390059

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA201790452A EA032382B1 (ru) 2014-08-25 2015-08-20 Абсорбент и способ для селективного удаления сероводорода из потока текучей газовой среды

Country Status (13)

Country Link
US (2) US10464013B2 (ru)
EP (2) EP2990090A1 (ru)
JP (1) JP2017526527A (ru)
CN (1) CN106573194B (ru)
AR (1) AR101941A1 (ru)
AU (1) AU2015309005B2 (ru)
BR (1) BR112017003687A2 (ru)
CA (1) CA2959700C (ru)
EA (1) EA032382B1 (ru)
ES (1) ES2705764T3 (ru)
UA (1) UA118806C2 (ru)
UY (1) UY36281A (ru)
WO (1) WO2016030262A1 (ru)

Families Citing this family (15)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2014120907A1 (en) 2013-01-30 2014-08-07 Ecolab Usa Inc. Hydrogen sulfide scavengers
EP2990090A1 (de) * 2014-08-25 2016-03-02 Basf Se Absorptionsmittel zur selektiven Entfernung von Schwefelwasserstoff aus einem Fluidstrom
CN107438601B (zh) 2015-04-22 2020-11-13 艺康美国股份有限公司 开发用于去除硫化氢的高温稳定清除剂
CA2997416C (en) 2015-09-08 2023-06-27 Ecolab Usa Inc. Hydrogen sulfide scavengers
RU2746838C1 (ru) 2015-09-29 2021-04-21 Басф Се Абсорбент для селективного удаления сероводорода
US11045759B2 (en) 2016-04-18 2021-06-29 Basf Se Premix for producing an absorption agent for removing acid gases from a fluid flow
EP3448543B1 (en) 2016-04-25 2020-06-10 Basf Se Use of morpholine-based hindered amine compounds for selective removal of hydrogen sulfide
JP7097901B2 (ja) 2017-02-10 2022-07-08 ビーエーエスエフ ソシエタス・ヨーロピア 流体流から酸性ガスを除去する方法
US10538710B2 (en) 2017-07-13 2020-01-21 Ecolab Usa Inc. Hydrogen sulfide scavengers
EP3678756B1 (en) * 2017-09-04 2021-06-30 Basf Se Absorbent and process for selectively removing hydrogen sulfide
CN107673314B (zh) * 2017-11-02 2020-06-16 湖北陆盛环保工程有限公司 一种低浓度so2烟气一转两吸硫酸制备方法
JP2019115888A (ja) * 2017-12-27 2019-07-18 日本製鉄株式会社 二酸化炭素吸収剤および二酸化炭素の回収方法
BR112021014463A2 (pt) 2019-01-23 2021-09-21 Championx Usa Inc Remoção completa de sólidos durante operações sequestrantes de sulfeto de hidrogênio que usam um sequestrante e um aceitador de michael
US10774040B1 (en) * 2019-04-29 2020-09-15 Chevron Phillips Chemical Company Lp Processes for removing carbon disulfide from symmetrical and asymmetrical sulfide product streams
US11229875B1 (en) * 2020-09-25 2022-01-25 Ineos Americas, Llc Scrubbing fluid and methods for using same

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
WO2007134994A2 (de) * 2006-05-18 2007-11-29 Basf Se Kohlendioxid-absorptionsmittel mit verringertem regenerations-energiebedarf
US20100288125A1 (en) * 2009-05-12 2010-11-18 Gerald Vorberg Absorption medium for the selective removal of hydrogen sulfide from fluid streams

Family Cites Families (18)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4094957A (en) 1976-12-14 1978-06-13 Exxon Research & Engineering Co. Process for removing acid gases with hindered amines and amino acids
US4101633A (en) 1977-02-14 1978-07-18 Exxon Research & Engineering Co. Process and composition for removing carbon dioxide containing acidic gases from gaseous mixtures
US4471138A (en) 1982-01-18 1984-09-11 Exxon Research And Engineering Co. Severely sterically hindered secondary aminoether alcohols
DE84943T1 (de) 1982-01-18 1983-11-10 Exxon Research and Engineering Co., 07932 Florham Park, N.J. Sekundaere und tertiaere aminoalkohole.
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
US4618481A (en) 1985-08-30 1986-10-21 Exxon Research And Engineering Co. Absorbent composition containing a severely hindered amino compound and an amine salt and process for the absorption of H2 S using the same
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
DE19828977A1 (de) 1998-06-29 1999-12-30 Basf Ag Verfahren zur Entfernung saurer Gasbestandteile aus Gasen
WO2007135028A1 (de) * 2006-05-18 2007-11-29 Basf Se Entfernen saurer gase aus einem fluidstrom bei verminderter coabsorption von kohlenwasserstoffen und sauerstoff
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
ES2600741T3 (es) 2012-09-05 2017-02-10 Basf Se Método para la separación de gases ácidos de una corriente de fluido que contiene agua
EP2990090A1 (de) * 2014-08-25 2016-03-02 Basf Se Absorptionsmittel zur selektiven Entfernung von Schwefelwasserstoff aus einem Fluidstrom

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
WO2007134994A2 (de) * 2006-05-18 2007-11-29 Basf Se Kohlendioxid-absorptionsmittel mit verringertem regenerations-energiebedarf
US20100288125A1 (en) * 2009-05-12 2010-11-18 Gerald Vorberg Absorption medium for the selective removal of hydrogen sulfide from fluid streams

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
LU, J.G. ; ZHENG, Y.F. ; HE, D.L.: "Selective absorption of H"2S from gas mixtures into aqueous solutions of blended amines of methyldiethanolamine and 2-tertiarybutylamino-2-ethoxyethanol in a packed column", SEPARATION AND PURIFICATION TECHNOLOGY, ELSEVIER SCIENCE, AMSTERDAM, NL, vol. 52, no. 2, 1 December 2006 (2006-12-01), NL, pages 209 - 217, XP028035520, ISSN: 1383-5866, DOI: 10.1016/j.seppur.2006.04.003 *

Also Published As

Publication number Publication date
EP3185988A1 (de) 2017-07-05
CN106573194A (zh) 2017-04-19
AR101941A1 (es) 2017-01-25
US20190388829A1 (en) 2019-12-26
JP2017526527A (ja) 2017-09-14
UA118806C2 (uk) 2019-03-11
AU2015309005B2 (en) 2020-04-02
US11369919B2 (en) 2022-06-28
CN106573194B (zh) 2020-04-24
BR112017003687A2 (pt) 2017-12-05
CA2959700C (en) 2022-11-08
US20180221811A1 (en) 2018-08-09
UY36281A (es) 2016-02-29
EP2990090A1 (de) 2016-03-02
ES2705764T3 (es) 2019-03-26
AU2015309005A1 (en) 2017-03-16
WO2016030262A1 (de) 2016-03-03
EP3185988B1 (de) 2018-10-17
CA2959700A1 (en) 2016-03-03
US10464013B2 (en) 2019-11-05
EA201790452A1 (ru) 2017-07-31

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA032382B1 (ru) Абсорбент и способ для селективного удаления сероводорода из потока текучей газовой среды
RU2531197C2 (ru) Абсорбент для извлечения кислых газов, содержащий аминокислоту и кислый промотор
RU2746838C1 (ru) Абсорбент для селективного удаления сероводорода
JP6945617B2 (ja) 硫化水素を選択的に除去するためのモルホリン系ヒンダードアミン化合物の使用
JP2018531145A6 (ja) 硫化水素の選択的除去のための吸収剤
TW201728366A (zh) 用於選擇性移除硫化氫的環狀胺
JP2020520353A (ja) 硫化水素を選択的に除去するための吸収剤および方法
JP7101759B2 (ja) 硫化水素を選択的に除去するための吸収剤および方法
CA3000284A1 (en) Amine compounds for selectively removing hydrogen sulphide
JP2018531242A6 (ja) 硫化水素の選択的除去のためのアミン化合物
JP2022521383A (ja) 酸性ガスを流体ストリームから、ピペラジン環を含む液体吸収剤で除去する方法
CN108367232B (zh) 酸性气体富集方法和系统
EA043349B1 (ru) Способ удаления кислых газов из потока текучей среды с помощью жидкого абсорбента, содержащего пиперазиновое кольцо

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 TJ