EP2318120A1 - Solution absorbante a base d'une amine tertiaire ou encombree et d'un activateur particulier et procédé d'elimination de composes acides d'un effluent gazeux - Google Patents

Solution absorbante a base d'une amine tertiaire ou encombree et d'un activateur particulier et procédé d'elimination de composes acides d'un effluent gazeux

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EP2318120A1
EP2318120A1 EP09784287A EP09784287A EP2318120A1 EP 2318120 A1 EP2318120 A1 EP 2318120A1 EP 09784287 A EP09784287 A EP 09784287A EP 09784287 A EP09784287 A EP 09784287A EP 2318120 A1 EP2318120 A1 EP 2318120A1
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EP
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absorbent solution
group
absorbent
gases
absorption
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Withdrawn
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EP09784287A
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Marc Jacquin
Julien Grandjean
Thierry Huard
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IFP Energies Nouvelles IFPEN
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IFP Energies Nouvelles IFPEN
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Publication date
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Definitions

  • the present invention relates to the removal of acidic compounds in a gaseous effluent.
  • the present invention relates to the treatment of acid gases (H 2 S, CO 2 , COS, CS 2 , mercaptans, etc.) by means of an aqueous solution of tertiary amine or sterically hindered, formulated with a primary or secondary amine corresponding to the general formula (I).
  • acid gases H 2 S, CO 2 , COS, CS 2 , mercaptans, etc.
  • the invention is advantageously applicable to the treatment of natural gas and gas of industrial origin.
  • gaseous effluents that can be treated is various, and may be mentioned without limitation the synthesis gases, the combustion fumes, the refinery gases, the gases obtained at the bottom of the Claus process, the fermentation gases of biomass, cement gases and blast furnace gases.
  • All these gases contain acidic compounds such as carbon dioxide (CO 2 ), hydrogen sulfide (H 2 S), carbon oxysulfide (COS), carbon disulfide (CS 2 ) and mercaptans (RSH). ), mainly methyl mercaptan (CH 3 SH), ethyl mercaptan (CH 3 CH 2 SH) and propylmercaptans (CH 3 CH 2 CH 2 SH).
  • CO 2 is the acid compound that is to be removed.
  • carbon dioxide is one of the greenhouse gases largely produced by different human activities and has a direct impact on air pollution.
  • natural gas treatment it is possible to capture the CO 2 contained in a gaseous effluent.
  • the first step which is deacidification, aims to eliminate acid compounds such as carbon dioxide (CO 2 ), but also hydrogen sulphide (H 2 S), carbon oxysulfide (COS), carbon disulfide (CS 2 ) and mercaptans (RSH), mainly methyl mercaptan (CH 3 SH), ethyl mercaptan (CH 3 CH 2 SH) and propyl mercaptans (CH 3 CH 2 CH 2 SH).
  • acid compounds such as carbon dioxide (CO 2 ), but also hydrogen sulphide (H 2 S), carbon oxysulfide (COS), carbon disulfide (CS 2 ) and mercaptans (RSH), mainly methyl mercaptan (CH 3 SH), ethyl mercaptan (CH 3 CH 2 SH) and propyl mercaptans (CH 3 CH 2 CH 2 SH).
  • the generally accepted specifications for the deacidified gas are 2% CO 2 , or 50 ppm CO 2 to subsequently liquefy the natural gas; 4 ppm H 2 S, and 10 to 50 ppm volume of total sulfur.
  • the dehydration step then controls the water content of the deacidified gas against transport specifications.
  • the degassing stage of natural gas ensures the dew point of hydrocarbons in natural gas, again depending on transport specifications.
  • the deacidification is therefore often carried out first, in particular in order to eliminate toxic acid gases such as I 1 H 2 S in the first stage of the process chain and to avoid the pollution of the different unit operations by these acidic compounds. including the dehydration section and the heavier hydrocarbon condensation and separation section.
  • Deacidification of gaseous effluents is usually carried out by washing with an absorbent solution.
  • the absorbent solution makes it possible to absorb the acidic compounds present in the gaseous effluent.
  • acid effluents comprising acidic compounds such as, for example, H 2 S, mercaptans, CO 2 , COS, SO 2 , CS 2
  • the use of agents separation with amino functions is interesting because of their performance and ease of implementation in aqueous solution.
  • An essential aspect of industrial gas treatment operations or industrial fumes is the absorption step.
  • the absorbed CO 2 reacts with the amine present in solution according to a reversible exothermic reaction, well known to those skilled in the art and leading to the formation of hydrogenocarbonates, carbonates and or carbamates, allowing elimination of CO 2 in the gas to be treated.
  • I 1 H 2 S for the removal of I 1 H 2 S in the gas to be treated, I 1 H 2 S absorbed reacts with the amine present in solution according to a reversible exothermic reaction, well known to those skilled in the art and leading to the formation of hydrogen sulfide.
  • Another essential aspect of industrial gas treatment operations or industrial fumes is the step of regeneration of the separating agent.
  • regeneration by expansion, and / or distillation and / or entrainment by a vaporized gas called "stripping gas" is generally envisaged.
  • aqueous solutions of tertiary amines are generally preferred by those skilled in the art for the removal of acidic compounds present in a gas, since they generally have a large capacity for capturing acid gases and a high degree of stability.
  • tertiary or sterically hindered amines have a slower CO 2 and COS capture kinetics than uncompressed primary or secondary amines.
  • Sartori et al, Sep. and Purification Methods, 16 (2), 171-200 have demonstrated the benefits of different hindered amines, either in terms of CO 2 capture capacity for moderately congested amines, or by lowering CO 2 reactivity. for severely congested amines.
  • Severely clogged amines, such as tertiary amines have an advantage when CO 2 and COS concentrations are below the desired specifications because their low CO 2 reactivity is used to selectively remove I 1 H 2 S.
  • WO 89/11327 proposes mixing the tertiary amines with a primary amine to activate the absorption of CO 2 .
  • This primary or secondary amine makes it possible to boost the CO 2 capture kinetics at the top of the absorption column, where the CO 2 and / or COS partial pressure is the lowest (references: Aroonwilas, A. and Veawab).
  • the addition of a few% by weight of activator makes it possible to considerably reduce the size of the absorption columns, while preserving the thermodynamic and physicochemical properties of the tertiary amine or congested amine absorbing solution.
  • the absorbent solutions composed of a tertiary amine and a few% by weight of activator are commonly used.
  • US Pat. No. 6,852,144 describes a method for removing acidic compounds from hydrocarbons. The method uses a water-methyldiethanolamine or water-triethanolamine absorbent solution containing a proportion of a compound belonging to the following group: piperazine and / or methylpiperazine and / or morpholine.
  • JP08257353 describes a method for removing CO 2 in the fumes.
  • the method uses a water-bis (2-dimethylaminoethyl) ether absorbent solution containing, for example, 2-methylaminoethanol or piperazine.
  • the absorbing solution and in particular the activator, is degraded either by thermal degradation or by secondary reaction with the acid gases to be captured, but also with other compounds contained in the gaseous effluent, such as oxygen, SOx and NOx, contained in the industrial fumes.
  • an activator compound which added to a few percent weight greatly increases the CO 2 and COS capture kinetics, thereby eliminating the acidic compounds below the specifications at a lower cost in any type of effluent.
  • an activator compound that has high stability it is difficult to find an activator compound that has high stability.
  • the present invention provides an activator family that combines good chemical stability with excellent ability to accelerate the absorption of CO 2 and COS in a formulation containing tertiary amines and / or sterically hindered amines.
  • the present invention provides an absorbent solution for absorbing acidic compounds contained in a gaseous effluent, the solution comprising:
  • the group R can be linked by R3, R4, R5, R6 or R7 to the aromatic ring of formula (I), so as to form a ring.
  • the R group is connected by R3 or R7 to the aromatic ring of formula (I), so as to form a 5- or 6-membered heterocyclic ring.
  • the activator may be chosen from benzylamine, N-methyl-benzyl-amine, N-ethyl-benzyl-amine, ⁇ -methyl-benzyl amine, ⁇ -ethyl-benzyl amine,
  • the tertiary amine or sterically hindered may be selected from the
  • MethylDiEthanolAmine TriEthanolAmine, 2-Amino-2-MethylPropan-1-ol, bis (2-dimethylaminoethyl) ether, TetraMethyl-1,2-EthaneDiAmine,
  • the absorbent solution according to the invention may comprise a physical solvent.
  • the absorbent solution may comprise:
  • the present invention also describes a process for the absorption of acidic compounds contained in a gaseous effluent, in which an absorption step is carried out in which the gaseous effluent is brought into contact with an absorbent solution comprising:
  • At least one absorbent compound chosen from tertiary amines and sterically hindered amines,
  • n 1 or 2
  • R 1, R 2, R 3, R 4, R 5, R 6, R 7 and R is independently selected from one of the group consisting of: a hydrogen atom , a linear or branched or cyclic alkyl group of 1 to 12 carbon atoms, an aryl group, a hydroxyalkyl group or a linear or branched or cyclic ether-oxide group of 1 to 12 carbon atoms.
  • the regeneration step comprising at least one of the following operations :
  • the absorption step of the acidic compounds can be carried out at a pressure of between 1 bar and 120 bar, and at a temperature of between 30 ° C. and 90 ° C.
  • the regeneration step can be carried out at a pressure of between 1 bar and
  • the gaseous effluent treated by the process according to the invention may comprise one of the following elements: natural gas, synthesis gases, combustion fumes, refinery gases, gases obtained at the bottom of the Claus process, the gases of fermentation of biomass, cement gas, incinerator fumes.
  • the acidic compounds may consist of at least one of the compounds: CO 2 and
  • the present invention is of interest for reducing absorption column sizes when attempting to remove CO 2 and / or COS contained in a gas.
  • FIG. 1 given by way of example and showing a block diagram of a process for treating acid gas effluents.
  • Aqueous solutions of tertiary amines or sterically hindered activated by a primary or secondary amine corresponding to the general formula (I) are of interest in all acid gas treatment processes (natural gas, combustion fumes, etc.).
  • the present invention proposes to eliminate the acidic compounds of a gaseous effluent by using aqueous solutions of tertiary amines or sterically hindered amines activated by a primary or secondary amine.
  • the absorbent solutions according to the invention can be used to deacidify the following gaseous effluents: natural gas, synthesis gases, combustion fumes, refinery gases, gases obtained at the bottom of the Claus process, the gases of fermentation of biomass, cement gas, incinerator fumes.
  • gaseous effluents contain one or more of the following acidic compounds: CO 2 , I 1 H 2 S, mercaptans, COS, CS 2 .
  • the combustion fumes are produced in particular by the combustion of hydrocarbons, biogas, coal in a boiler or for a combustion gas turbine, for example for the purpose of producing electricity. These fumes have a temperature of between 20 and 60 ° C., a pressure of between 1 and 5 bars and can comprise between 50 and 80% of nitrogen, between 5 and 40% of carbon dioxide, between 1 and 20% of oxygen, and some impurities such as SOx and NOx, if they have not been removed downstream of the deacidification process.
  • the natural gas consists mainly of gaseous hydrocarbons, but can contain several of the following acidic compounds: CO 2 , I 1 H 2 S, mercaptans, COS, CS 2 .
  • the content of these acidic compounds is very variable and can be up to 40% for CO 2 and I 1 H 2 S, up to 1000 ppm for COS.
  • the temperature of the natural gas may be between 20 ° C. and 100 ° C.
  • the pressure of the natural gas to be treated may be between 10 and 120 bars.
  • the absorbent solution advantageously comprises from 10 to 90% by weight of tertiary amine or a sterically hindered amine, preferably from 20 to 60% by weight, and very preferably from 30 to 50% by weight of tertiary amine or from sterically hindered amine.
  • tertiary amine means an organic compound having one or more amino functions free of N-H bonds.
  • sterically hindered amine is intended to mean an organic compound comprising one or more hindered or tertiary amine functions.
  • Clustered amino functions can be primary or secondary.
  • a primary amine function it is considered that this function is congested if the carbon at ⁇ (i.e. adjacent to the nitrogen atom) is quaternary (i.e. free of CH bond).
  • An example of a hindered primary monoamine well known to those skilled in the art is 2-amino-2-methylpropanol.
  • a secondary amine function it is considered that this function is congested if the sum of the number of CH bonds for the two carbons at ⁇ (ie adjacent to the nitrogen atom) is less than or equal to 3.
  • An example hindered secondary monoamine is diisopropanolamine, which has two tertiary ⁇ -carbons (ie each having a single CH bond), thus having a sum of the number of CH bonds for the two ⁇ -carbon equal to 2.
  • the tertiary amine or sterically hindered amine is chosen from the group formed by:
  • the absorbent solution comprises a non-zero quantity and less than 50% by weight, preferably less than 30% by weight, very preferably less than 15% by weight of an activator chosen from primary or secondary amine corresponding to the general formula (I). ) next :
  • Each of the groups R1, R2, R3, R4, R5, R6, R7 and R is independently selected from one of the group consisting of: a hydrogen atom, a linear or branched or cyclic alkyl group of 1 to 12 carbon atoms, an aryl group, a hydroxyalkyl group or a linear or branched or cyclic ether-oxide group of 1 to 12 carbon atoms.
  • R1, R2 and R may be independently selected from hydrogen and linear alkyl groups, preferably methyl or ethyl groups.
  • R3, R4, R5, R6 and R7 are each a hydrogen atom.
  • the group R is not connected to another element.
  • the group R can be linked by R3, R4, R5, R6 or R7 to the aromatic ring of formula (I) so as to form a ring.
  • the R group may be joined by R3 or R7 to the aromatic ring of formula (I) to form a 5- or 6-membered heterocyclic ring.
  • the activator is chosen from the group formed by:
  • the activator is chosen from: 1,2,3,4-
  • Methylbenzylamine An excellent activator is selected from: 1,2,3,4-TetraHydroIsoquinoline, Benzylamine.
  • the absorbent solution may contain at least 10% by weight of water, in general between 10% and 90% by weight of water, very preferably at least 50% ⁇ KJ by weight, for example from 60 to 70% by weight of water.
  • the sum of the percentages of the various components of the absorbent solution according to the invention is equal to 100%.
  • the absorbent solution according to the invention is particularly advantageous in the case of capture of CO 2 in industrial fumes, or treatment of natural gas containing CO 2 above the desired specification. Indeed, for this type of applications, it is sought to increase the capture kinetics of CO 2 , in order to reduce the height of the absorption columns.
  • the absorbent solution according to the invention is particularly advantageous in the case of capture of CO 2 in industrial fumes, or treatment of natural gas containing SOC above the desired specification. Indeed, for this type of applications, it is sought to increase the sensing kinetics of the COS, in order to reduce the height of the absorption columns.
  • the absorbent solution may comprise other organic compounds.
  • the absorbent solution according to the invention may contain organic compounds which are not reactive with respect to acid compounds (commonly called "physical solvents"), which make it possible to increase the solubility of at least one or more acidic compounds of the gaseous effluent.
  • the absorbent solution may comprise between 5% and 50% by weight of physical solvent such as alcohols, glycol ethers, lactams, N-alkylated pyrrolidones, N-alkylated piperidones, cyclotetramethylenesulphone, N-alkylformamides. , N-alkylacetamides, ethers-ketones or alkyl phosphates and their derivatives.
  • it may be methanol, tetraethylene glycol-dimethyl ether, sulfolane or N-formyl morpholine.
  • an absorbent solution for deacidifying a gaseous effluent is carried out schematically by performing an absorption step followed by a regeneration step.
  • the absorption step consists of contacting the gaseous effluent containing the acidic compounds to be removed with the absorbing solution in a Cl absorption column.
  • the organic compounds provided with an amine function of the absorbent solution ( ⁇ 4) react with the acidic compounds contained in the effluent ( ⁇ 1) so as to obtain a gaseous effluent depleted of acidic compounds ( ⁇ 2) which leaves at the head of column Cl and an acid-enriched absorbent solution ( ⁇ 3) which leaves at the bottom of column Cl.
  • the absorbent solution enriched in compounds acid ( ⁇ 3) is sent to an exchanger El, where it is warmed by the flow ( ⁇ 6) from the regeneration column C2.
  • the absorbent solution charged and heated at the outlet of the exchanger E1 ( ⁇ 5) feeds the distillation column (or regeneration column) C2 in which the regeneration of the absorbent solution loaded with acidic compounds takes place.
  • the regeneration step therefore consists in particular in heating and, optionally, expanding, the acid-enriched absorbent solution in order to release the acidic compounds which come out at the top of column C2 in gaseous form ( ⁇ 7).
  • the regenerated absorbent solution that is to say depleted in acidic compounds ( ⁇ 6), leaves at the bottom of the column C2, then passes into the exchanger El, in which it gives heat to the flow ( ⁇ 3) as previously described.
  • the regenerated and cooled absorbent solution ( ⁇ 4) is then recycled to the absorption column Cl.
  • the absorption step of the acidic compounds can be carried out at a pressure of between 1 bar and 120 bar, preferably between 20 bar and 100 bar for the treatment of a natural gas, preferably between 1 and 3 bar for the treatment industrial fumes, and at a temperature of between 20 ° C. and 100 ° C., preferably between 30 ° C. and 90 ° C., even more preferably between 30 ° C. and 60 ° C.
  • the process according to US Pat. invention has an excellent capacity of absorption of the acidic compounds when the temperature in the absorption column Cl is between 30 0 C and 60 0 C.
  • the regeneration step of the process according to the invention can be carried out by thermal regeneration, optionally supplemented by one or more expansion steps.
  • the thermal regeneration step is carried out at a temperature of between 100 ° C. and 180 0 C, preferably between 130 0 C and 170 0 C, and at a pressure between 1 bar and 10 bar.
  • the regeneration in the distillation column is carried out at a temperature of between 155 and 165 ° C. and at a pressure of between 6 and 8.5 bars in the case where it is desired to reinject the acid gases.
  • the regeneration in the distillation column is carried out at a temperature of 115 and 130 ° C. and at a pressure of between 1.7 and 3 bar in the cases where the acid gas is sent to the atmosphere or in a downstream treatment process, such as a Claus process or a tail gas treatment process.
  • tertiary amines can also be activated with activators well known to those skilled in the art such as MonoEthnaolAmine or 2-HydroxyEthylPiperazine.
  • activators well known to those skilled in the art such as MonoEthnaolAmine or 2-HydroxyEthylPiperazine.
  • the same CO 2 absorption tests are carried out using absorbent solutions consisting of aqueous solutions of 2-Hydroxyethylpiperazine-activated MethylDiEthanolAmine and of monoethanolamine activated TetraMethylHexaneDiAmine.
  • a CO 2 -containing gas is brought into contact with the absorbing liquid by operating in a vertical falling-film reactor provided in its upper part with a gas outlet and an inlet for the liquid and in its lower part. an inlet for the gas and an outlet for the liquid.
  • a gas containing 10% of CO 2 and 90% of nitrogen is injected at a flow rate of between 10 and 40 Nl / h and the liquid inlet is introduced with the flow of the absorbent liquid. ll / h.
  • the gas outlet we evacuate a gas depleted in CO 2 and the liquid outlet, the CO 2 enriched liquid is discharged.
  • the absolute pressure and the liquid outlet temperature are equal to 1 bar and 40 ° C. respectively.
  • the flow of CO 2 absorbed between the gas inlet and the gas outlet is measured as a function of the incoming gas flow rate: for each gas flow set point: 10 - 15 - 20 - 25 -30- 35- 40 Nl / h, the incoming and outgoing gases are analyzed by infrared ray absorption techniques in the gas phase to determine their CO 2 content. From all these measurements, by carrying out two ups and downs of the range of flow rates, the overall transfer coefficient Kg, which characterizes the absorption rate of the absorbing liquid, is deduced therefrom. The operating conditions specific to each test and the results obtained are shown in the table below.
  • absorbent solutions comprising on the one hand an aqueous solution of a tertiary monoamine (here MethylDiEthanolAmine) activated by TetraHydroIsoQuinoline, and on the other hand an aqueous solution of a tertiary diamine (here TetraMethylHexaneDiAmine) activated by tetrahydroisoquinoline.
  • a tertiary monoamine here MethylDiEthanolAmine
  • TetraMethylHexaneDiAmine a tertiary diamine
  • the absorption flux of COS is measured by the aqueous solution in a closed reactor, Lewis cell type. 200 g of solution is introduced into the closed reactor, regulated at a temperature of 40 ° C. Four successive injections of carbon oxysulfide of 100 to 200 mbar are carried out in the vapor phase of the reactor having a volume of 200 cm 3 . The gas phase and the liquid phase are stirred at 100 revolutions / minute and fully characterized from the hydrodynamic point of view. For each injection, the absorption rate of the carbon oxysulfide is measured by variation of pressure in the gas phase. An overall transfer coefficient Kg is thus determined by an average of the results obtained on the four injections.
  • Example 3 Relative Stability of Activators
  • the activators corresponding to the general formula (I) have the particularity of being very resistant to the degradations that may occur in a deacidification unit.
  • the aqueous amine solutions are degraded in closed reactors, heated to a temperature T, and pressurized with a partial pressure PP of different gases (CO 2 , O 2 and N 2 ).
  • the liquid phase is stirred using a magnetic bar.
  • a sample of the liquid phase is taken and analyzed by various techniques, in particular by gas chromatography.
  • the table below gives the degradation rate TD of the absorbing solution, under different conditions, for a duration of 15 days, defined by the equation below:
  • [Amine] ° is the concentration of the amine in the undegraded solution.
  • the table below gives the degradation rate TD of various aqueous solutions of activators according to the invention, such as TetraHydroIsoQuinoline and N-MethylBenzylamine corresponding to the general formula (I), and various aqueous solutions of well-known activators of those skilled in the art, for a temperature of 140 ° C. on the one hand in the presence of CO 2 and on the other hand in the presence of O 2 .

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Abstract

L'invention concerne l'élimination de composés acides dans un effluent gazeux dans un procédé d'absorption mettant en oeuvre une solution aqueuse comportant une aminé tertiaire ou une aminé stériquement encombrée en mélange avec une aminé primaire ou secondaire répondant à la formule générale: (I) L'invention s'applique avantageusement au traitement du gaz naturel et de gaz d'origine industrielle.

Description

SOLUTION ABSORBANTE A BASE D'UNE AMINE TERTIAIRE OU ENCOMBREE ET D'UN ACTIVATEUR PARTICULIER ET PROCÉDÉ D'ELIMINATION DE COMPOSES ACIDES D'UN EFFLUENT GAZEUX
Domaine de l'invention
La présente invention concerne l'élimination de composés acides dans un effluent gazeux.
La présente invention concerne le traitement de gaz acides (H2S, CO2, COS, CS2, mercaptans, ...) au moyen une solution aqueuse d'aminé tertiaire ou stériquement encombrée, formulée avec une aminé primaire ou secondaire répondant à la formule générale (I).
L'invention s'applique avantageusement au traitement du gaz naturel et de gaz d'origine industrielle.
Art antérieur
Traitement des gaz d'origine industrielle
La nature des effluents gazeux que l'on peut traiter est diverse, on peut citer de façon non limitative les gaz de synthèse, les fumées de combustion, les gaz de raffinerie, les gaz obtenus en queue du procédé Claus, les gaz de fermentation de biomasse, les gaz de cimenterie et les gaz de hauts-fourneaux.
Tous ces gaz contiennent des composés acides tels que le dioxyde de carbone (CO2), l'hydrogène sulfuré (H2S), l'oxysulfure de carbone (COS), le disulfure de carbone (CS2) et les mercaptans (RSH), principalement le méthylmercaptan (CH3SH), l'éthylmercaptan (CH3CH2SH) et les propylmercaptans (CH3CH2CH2SH).
Par exemple, dans le cas des fumées de combustion, le CO2 est le composé acide que l'on cherche à éliminer. En effet, le dioxyde de carbone est un des gaz à effet de serre largement produits par différentes activités de l'homme et a un impact direct sur la pollution atmosphérique. Afin de diminuer les quantités de dioxyde de carbone émises dans l'atmosphère, il est possible de capter le CO2 contenu dans un effluent gazeux. Traitement de gaz naturel
Dans Ie cas du gaz naturel, trois principales opérations de traitement sont considérées : la désacidification, la déshydratation et le dégazolinage. La première étape, qui est Ia désacidification, a pour objectif l'élimination des composés acides tels que le dioxyde de carbone (CO2), mais aussi l'hydrogène sulfuré (H2S), l'oxysulfure de carbone (COS), le disulfure de carbone (CS2) et les mercaptans (RSH), principalement le méthylmercaptan (CH3SH), l'éthylmercaptan (CH3CH2SH) et les propylmercaptans (CH3CH2CH2SH). Les spécifications généralement admises sur le gaz désacidifié sont 2% de CO2, voir 50 ppm de CO2 pour réaliser ensuite une liquéfaction du gaz naturel ; 4 ppm d'H2S, et 10 à 50 ppm volume de soufre total. L'étape de déshydratation permet ensuite de contrôler la teneur en eau du gaz désacidifié par rapport à des spécifications de transport. Enfin, l'étape de dégazolinage du gaz naturel permet de garantir le point de rosée des hydrocarbures dans le gaz naturel, là encore en fonction de spécifications de transport.
La désacidification est donc souvent réalisée en premier lieu, notamment afin d'éliminer les gaz acides toxiques tel que I1H2S dans la première étape de la chaîne de procédés et afin d'éviter la pollution des différentes opérations unitaires par ces composés acides, notamment la section de déshydratation et la section de condensation et de séparation des hydrocarbures les plus lourds.
Élimination des composés acides par absorption
La désacidification des effluents gazeux, tels que par exemple le gaz naturel et les fumées de combustion, ainsi que les gaz de synthèse, les gaz de raffinerie, les gaz obtenus en queue du procédé Claus, les gaz de fermentation de biomasse, les gaz de cimenterie et les gaz de hauts-fourneaux, est généralement réalisée par lavage par une solution absorbante. La solution absorbante permet d'absorber les composés acides présents dans l'effluent gazeux. D'une manière générale, pour le traitement d'effluents acides comprenant des composés acides comme par exemple H2S, mercaptans, CO2, COS, SO2, CS2, l'utilisation d'agents de séparation comportant des fonctions aminés est intéressante, en raison de leurs performances et de leur facilité de mise en oeuvre en solution aqueuse.
Un aspect primordial des opérations de traitement de gaz ou fumées industrielles par solvant est l'étape d'absorption. Par exemple, dans le cas du captage du CO2, le CO2 absorbé réagit avec l'aminé présente en solution selon une réaction exothermique réversible, bien connue de l'homme du métier et conduisant à la formation d'hydrogénocarbonates, de carbonates et/ou de carbamates, permettant une élimination du CO2 dans le gaz à traiter. De même, pour l'élimination de I1H2S dans le gaz à traiter, I1H2S absorbé réagit avec l'aminé présente en solution selon une réaction exothermique réversible, bien connue de l'homme du métier et conduisant à la formation d'hydrogénosulfure.
Un autre aspect primordial des opérations de traitement de gaz ou fumées industrielles par solvant est l'étape de régénération de l'agent de séparation. En fonction du type d'absorption (physique et/ou chimique), on envisage généralement une régénération par détente, et/ou par distillation et/ou par entraînement par un gaz vaporisé appelé "gaz de strippage".
Problématiques
Les solutions aqueuse d'aminés tertiaires sont généralement préférées par l'homme du métier pour l'élimination des composés acides présents dans un gaz, car elles présentent généralement une capacité de captage des gaz acides importante, et une stabilité importante.
Il est bien connu de l'homme du métier que les aminés tertiaires ou stériquement encombrées ont une cinétique de captage du CO2 et du COS plus lente que des aminés primaires ou secondaires non encombrées. Dans une revue de 1987, Sartori et al, Sep. and Purification Methods, 16 (2), 171-200 ont démontré les avantages de différentes aminés encombrées, soit en terme de capacité de capture du CO2 pour des aminés modérément encombrées, soit en abaissant la réactivité vis-à-vis du CO2 pour des aminés sévèrement encombrées. Les aminés sévèrement encombrées, comme les aminés tertiaires présentent un avantage lorsque les concentrations de CO2 et de COS sont en dessous des spécifications désirées, car leur faible réactivité vis-à-vis du CO2 est utilisée pour réaliser une élimination sélective de I1H2S . Néanmoins, lorsque le CO2 et le COS sont au dessus des spécifications désirées, l'utilisation d'une solution aqueuse d'aminé tertiaire ou encombrée peut se révéler non satisfaisante, car nécessiterait des tailles de colonne d'absorption gigantesques pour atteindre les spécifications. Pour remédier à ce problème, le document WO 89/11327 propose de mélanger les aminés tertiaires avec une aminé primaire pour activer l'absorption du CO2.
Cette aminé primaire ou secondaire permet de doper la cinétique de captage du CO2 dans Ie haut de la colonne d'absorption, là où la pression partielle de CO2 et ou de COS est la plus faible (références : Aroonwilas, A. ; Veawab A. ; Characterization and Comparison of the CO2 Absorption Performance into Single and Blended Alkanolamines in a Packed Column ; Ind. Eng. Chem. Res. 43 2228- 2237 & van Loo, S. ; van EIk, E. P. ; Versteeg, G. F. ; The removal of carbon dioxide with activated solutions of methyl-diethanol-amine ; Journal of Petroleum Science and Engineering 55 (2007) 135-145). Ainsi, l'ajout de quelques % poids d'activateur permet de réduire considérablement la taille des colonnes d'absorption, tout en conservant les propriétés thermodynamique et physicochimique de la solution absorbante d'aminé tertiaire ou encombrée. Ainsi, les solutions absorbantes composées d'une aminé tertiaire et de quelques % poids d'activateur sont couramment utilisées. On peut citer par exemple le brevet US 6 852 144 qui décrit une méthode d'élimination des composés acides des hydrocarbures. La méthode utilise une solution absorbante eau-méthyldiéthanolamine ou eau-triéthanolamine contenant une proportion d'un composé appartenant au groupe suivant : piperazine et/ou méthylpiperazine et/ou morpholine. On peut citer également le brevet JP08257353 qui décrit une méthode d'élimination du CO2 dans les fumées. La méthode utilise une solution absorbante eau-bis(2-diméthylaminoéthyl)éther contenant par exemple de la 2-méthylaminoéthanol ou la piperazine.
Un autre aspect important à prendre en compte est Ia stabilité des activateurs. Lors de la désacidification des effluents gazeux, la solution absorbante, et notamment l'activateur, est dégradée soit par dégradation thermique, soit par réaction secondaire avec les gaz acides à capter, mais aussi avec d'autres composés contenus dans l'effluent gazeux, comme par exemple l'oxygène, les SOx et les NOx, contenus dans les fumées industrielles.
Ces réactions de dégradation nuisent au bon fonctionnement du procédé : diminution de l'efficacité de la solution absorbante, corrosion, moussage, etc. Du fait de ces dégradations, il est nécessaire de réaliser une purification de la solution absorbante par distillation et/ou échange d'ions, et réaliser des appoints d'aminés. A titre d'exemple, les appoints d'aminé dans un procédé de captage du CO2 en post-combustion, utilisant une solution absorbante de MonoEthanolAmine à 30% poids représentent 1,4 kg d'aminé par tonne de CO2 capté, ce qui augmente considérablement les coûts opératoires d'une unité de captage (référence : Chapel, D. G. ; Mariz, C. L. ; Recovery of CO2 from Flue Gases: Commercial Trends ; présenté à The Canadian Society of Chemical Engineers annual meeting, October 4-6, 1999, Saskatoon, Saskatchewan, Canada).
Il est difficile de trouver pour une solution aqueuse d'une aminé tertiaire ou encombré, un composé activateur qui ajouté à quelques pourcents poids augmente fortement la cinétique de captage du CO2 et du COS, permettant ainsi d'éliminer les composés acides en dessous des spécifications à moindre coût dans tout type d'ëffluent. De plus, il est difficile de trouver un composé activateur qui présente une forte stabilité. La présente invention propose une famille d'activateur qui combine une bonne stabilité chimique avec une excellente capacité à accélérer l'absorption du CO2 et du COS au sein d'une formulation contenant des aminés tertiaires et/ou des aminés stériquement encombrées.
Description de l'invention
De manière générale, la présente invention propose une solution absorbante pour absorber des composés acides contenus dans un effluent gazeux, la solution comportant :
- de l'eau,
- au moins un composé absorbant choisi parmi les aminés tertiaires et les aminés stériquement encombrées, au moins un activateur choisi parmi les aminés primaires et les aminés secondaires de formule
dans laquelle n=l ou 2, de préférence n=l, chacun des groupements Rl, R2, R3, R4, R5, R6, R7 et R est choisi indépendamment parmi l'un des éléments du groupe constitué de : un atome d'hydrogène, un groupe alkyle linéaire ou branché ou cyclique de 1 à 12 atomes de carbone, un groupe aryle, un groupe hydroxyalkyle ou un groupe ether-oxyde linéaire ou branché ou cyclique de 1 à 12 atomes de carbone.
Selon l'invention, le groupement R peut être relié par R3, R4, R5, R6 ou R7 au noyau aromatique de la formule (I), de manière à former un cycle. Par exemple, le groupement R est relié par R3 ou R7 au noyau aromatique de la formule (I), de manière à former un hétérocycle à 5 ou 6 atomes.
L'activateur peut être est choisi parmi la Benzylamine, la N-MethylBenzylAmine, la N-EthylBenzylAmine, la α-MethylBenzylAmine, la α-EthylBenzylAmine, la
TetraHydroIsoQuinoline, l'isolndoline et la PhénéthylAmine.
L'aminé tertiaire ou stériquement encombrée peut être choisi parmi la
DiEthylEthanolAmine, la DiMethylEthanolAmine, la Diisopropanolamine, la
MethylDiEthanolAmine, la TriEthanolAmine, Ia 2-Amino-2-MethylPropan-l-ol, la bis(2-diméthylaminoéthyl)éther, la TetraMethyl-l,2-EthaneDiAmine, la
TetraMethyl-l,3~PropaneDiAmine, la TetraMethyl-l,6-HexaneDiAmine et la
PentaMethylDiPropylèneTriAmine.
La solution absorbante selon l'invention peut comporter un solvant physique.
Par exemple, la solution absorbante peut comporter :
- au moins 10% poids d'eau,
- entre 10% et 90% poids d'aminé tertiaire ou stériquement encombrée,
- entre 1% et 50% poids d'activateur. La présente invention décrit également un procédé d'absorption des composés acides contenus dans un effluent gazeux, dans lequel on effectue une étape d'absorption dans laquelle on met en contact l'effluent gazeux avec une solution absorbante comportant :
- de l'eau,
- au moins un composé absorbant choisi parmi les aminés tertiaires et les aminés stériquement encombrées,
- au moins un activateur choisi parmi les aminés primaires et les aminés secondaires de formule
dans laquelle n=l ou 2, de préférence n=l chacun des groupements Rl, R2, R3, R4, R5, R6, R7 et R est choisi indépendamment parmi l'un des éléments du groupe constitué de : un atome d'hydrogène, un groupe alkyle linéaire ou branché ou cyclique de 1 à 12 atomes de carbone, un groupe aryle, un groupe hydroxyalkyle ou un groupe ether-oxyde linéaire ou branché ou cyclique de 1 à 12 atomes de carbone.
Dans le procédé selon l'invention, on peut effectuer une opération de régénération de la solution absorbante chargée en composés acides obtenue à l'issue de l'étape d'absorption, l'étape de régénération comportant au moins l'une des opérations suivantes :
- détente de Ia solution absorbante chargée en composés acides,
- chauffage de la solution absorbante chargée en composés acides.
L'étape d'absorption des composés acides peut être réalisée à une pression comprise entre 1 bar et 120 bars, et à une température comprise entre 3O0C et 9O0C. L'étape de régénération peut être réalisée à une pression comprise entre 1 bar et
10 bars et une température comprise entre 1000C et 1800C.
L'effluent gazeux traité par le procédé selon l'invention peut comporter un des éléments suivants : le gaz naturel, les gaz de synthèse, les fumées de combustion, les gaz de raffinerie, les gaz obtenus en queue du procédé Claus, les gaz de fermentation de biomasse, les gaz de cimenterie, les fumées d'incinérateur.
Les composés acides peuvent consister en au moins l'un des composés : CO2 et
COS.
La présente invention présente un intérêt pour la réduction des tailles de colonne d'absorption lorsque l'on cherche à éliminer le CO2 et/ou le COS contenu dans un gaz.
Par ailleurs, les composés aminé primaire ou secondaire répondant à la
formule générale présentent une stabilité accrue par rapport aux activateurs connus, limitant ainsi les problèmes liés à la dégradation de la solution absorbante.
D'autres caractéristiques et avantages de l'invention seront mieux compris et apparaîtront clairement à la lecture de la description faite, ci-après, en se référant à la figure 1 donnée à titre d'exemple et représentant un schéma de principe d'un procédé de traitement d'effluents de gaz acides.
Description détaillée de l'invention
Les solutions aqueuses d'aminés tertiaires ou stériquement encombrées activée par une aminé primaire ou secondaire répondant à Ia formule générale (I) présentent un intérêt dans l'ensemble des procédés de traitement de gaz acides (gaz naturel, fumées de combustion, etc.).
La présente invention propose d'éliminer les composés acides d'un effluent gazeux en mettant en oeuvre solutions aqueuses d'aminés tertiaires ou d'aminés stériquement encombrées activée par une aminé primaire ou secondaire
répondant à la formule générale (I) :
Nature des effluents gazeux
Les solutions absorbantes selon l'invention peuvent être mises en oeuvre pour désacidifier les effluents gazeux suivants : le gaz naturel, les gaz de synthèse, les fumées de combustion, les gaz de raffinerie, les gaz obtenus en queue du procédé Claus, les gaz de fermentation de biomasse, les gaz de cimenterie, les fumées d'incinérateur. Ces effluents gazeux contiennent un ou plusieurs des composés acides suivants : le CO2, I1H2S, des mercaptans, du COS, du CS2.
Les fumées de combustion sont produites notamment par la combustion d'hydrocarbures, de biogaz, de charbon dans une chaudière ou pour une turbine à gaz de combustion, par exemple dans le but de produire de l'électricité. Ces fumées ont une température comprise entre 20 et 6O0C, une pression comprise entre 1 et 5 bars et peuvent comporter entre 50 et 80 % d'azote, entre 5 et 40 % de dioxyde de carbone, entre 1 et 20 % d'oxygène, et quelques impuretés comme des SOx et des NOx, s'ils n'ont pas été éliminés en aval du procédé de désacidification. Le gaz naturel est constitué majoritairement d'hydrocarbures gazeux, mais peut contenir plusieurs des composés acides suivants : le CO2, I1H2S, des mercaptans, du COS, du CS2. La teneur de ces composés acides est très variable et peut aller jusqu'à 40% pour le CO2 et I1H2S, jusqu'à 1000 ppm pour le COS. La température du gaz naturel peut être comprise entre 2O0C et 1000C. La pression du gaz naturel à traiter peut être comprise entre 10 et 120 bars.
Composition de la solution aqueuse absorbante
La solution absorbante comprend avantageusement de 10 à 90 % poids d'aminé tertiaire ou d'une aminé stériquement encombrée, préférentiellement de 20 à 60% poids, et de manière très préférée de 30 à 50% poids d'aminé tertiaire ou d'une aminé stériquement encombrée.
Dans la présente description, on entend par aminé tertiaire un composé organique comportant une ou plusieurs fonctions aminés exempt de liaisons N-H. Dans la présente description, on entend par aminé stériquement encombrée un composé organique comportant une ou plusieurs fonctions aminés encombrées ou tertiaires.
Les fonctions aminés encombrées peuvent être primaires ou secondaires. Dans le cas d'une fonction aminé primaire, on considère que cette fonction est encombrée si le carbone en α (i.e. adjacent à l'atome d'azote) est quaternaire (i.e. exempt de liaison CH). Un exemple de monoamine primaire encombrée bien connue de l'homme du métier est la 2-amino-2-methylpropanol. Dans le cas d'une fonction aminé secondaire, on considère que cette fonction est encombrée si la somme du nombre de liaisons CH pour les deux carbones en α (i.e. adjacents à l'atome d'azote) est inférieure ou égale 3. Un exemple de monoamine secondaire encombrée est la diisopropanolamine, qui possède deux carbones en α tertiaires (i.e. possédant chacun une unique liaison CH), ayant ainsi une somme du nombre de liaisons CH pour les deux carbone en α égale à 2.
De manière préférée, l'aminé tertiaire ou stériquement encombrée est choisie dans le groupe formé par :
DiEthylEthanolAmine,
DiMethylEthanolAmine, Diisopropanolamine,
MethylDiEthanolAmine,
TrïEthanolAmine,
2-Amino-2-MethylPropan-l-ol, bis(2-diméthylaminoéthyl)éther
TetraMethyI-l,2-EthaneDiAmine,
TetraMethyl-l,3-PropaneDiAmine,
TetraMethyl-l,6-HexaneDiAmine,
PentaMethylDiPropylèneTriAmine.
La solution absorbante comprend une quantité non nulle et inférieure à 50% poids, de préférence inférieure à 30% poids, de manière très préférée inférieure à 15% poids d'un activateur choisi parmi les aminé primaire ou secondaire répondant à la formule générale (I) suivante :
Avec n=l ou 2, de préférence n=l.
Chacun des groupements Rl, R2, R3, R4, R5, R6, R7 et R est choisi indépendamment parmi l'un des éléments du groupe constitué de : un atome d'hydrogène, un groupe alkyle linéaire ou branché ou cyclique de 1 à 12 atomes de carbone, un groupe aryle, un groupe hydroxyalkyle ou un groupe ether-oxyde linéaire ou branché ou cyclique de 1 à 12 atomes de carbone.
De préférence Rl, R2 et R peuvent être choisis indépendamment parmi l'atome d'hydrogène et des groupes alkyles linéaires, de préférence des groupes méthyle ou éthyle. Dans ce cas, R3, R4, R5, R6 et R7 sont chacun un atome d'hydrogène. Selon un mode de réalisation, le groupement R n'est pas relié à un autre élément.
Selon un autre mode de réalisation, le groupement R peut être relié par R3, R4, R5, R6 ou R7 au noyau aromatique de la formule (I) de manière à former un cycle. Dans ce cas, de préférence, le groupement R peut être relié par R3 ou R7 au noyau aromatique de la formule (I) pour former un hétérocycle à 5 ou 6 atomes.
Par exemple, l'activateur est choisi dans Ie groupe formé par :
De manière préférée, l'activateur est choisi parmi : 1,2,3,4-
TetraHydroIsoquinoline, Benzylamine, N-MethylBenzylAmine, α-
MethylBenzylAmine. Un excellent activateur est choisi parmi : 1,2,3,4- TetraHydroIsoquinoline, Benzylamine.
La solution absorbante peut contenir au moins 10% poids d'eau, en général entre 10% et 90% poids d'eau, de manière très préférée au moins 50% ΔKJ poids, par exemple de 60 à 70% poids d'eau. Bien entendu, la somme des pourcentages des différents composants de la solution absorbante selon l'invention est égale à 100%.
La solution absorbante selon l'invention est particulièrement intéressante dans le cas du captage du CO2 dans les fumées industrielles, ou du traitement du gaz naturel contenant du CO2 au dessus de la spécification désirée. En effet, pour ce type d'applications, on cherche à augmenter la cinétique de captage du CO2, afin de réduire la hauteur des colonnes d'absorption.
La solution absorbante selon l'invention est particulièrement intéressante dans le cas du captage du CO2 dans les fumées industrielles, ou du traitement du gaz naturel contenant du COS au dessus de la spécification désirée. En effet, pour ce type d'applications, on cherche à augmenter la cinétique de captage du COS, afin de réduire la hauteur des colonnes d'absorption.
Dans un mode de réalisation, la solution absorbante peut comprendre d'autres composés organiques. Ainsi., la solution absorbante selon l'invention peut contenir des composés organiques non réactifs vis à vis des composés acides (couramment nommé "solvants physiques"), qui permettent d'augmenter la solubilité d'au moins un ou plusieurs composés acides de l'effluent gazeux. Par exemple, la solution absorbante peut comporter entre 5% et 50% poids de solvant physique tel que des alcools, des ethers de glycol, des lactames, des pyrrolidones N-alkylées, des pipéridones N-alkylées, des cyclotétraméthylènesulfone, des N-alkylformamides, des N-alkylacétamides, des ethers-cétones ou des phosphates d'alkyles et leur dérivés. A titre d'exemple et de façon non limitative, il peut s'agir du méthanol, du tetraethylèneglycol- dimethylether, du sulfolane ou de la N-formyl morpholine.
Procédé d'élimination des composés acides dans un effluent gazeux (Hq. 1)
La mise en oeuvre d'une solution absorbante pour désacidifier un effluent gazeux est réalisée de façon schématique en effectuant une étape d'absorption suivie d'une étape de régénération. L'étape d'absorption consiste à mettre en contact l'effluent gazeux contenant les composés acides à éliminer avec la solution absorbante dans une colonne d'absorption Cl. L'effluent gazeux à traiter (~1) et la solution absorbante (~4) alimentent Ia colonne Cl. Lors du contact, les composés organiques munis d'une fonction aminé de la solution absorbante (~4) réagissent avec les composés acides contenus dans l'effluent (~1) de manière à obtenir un effluent gazeux appauvri en composés acides (~2) qui sort en tête de colonne Cl et une solution absorbante enrichie en composés acides (~3) qui sort en fond de colonne Cl. La solution absorbante enrichie en composés acides (~3) est envoyée vers un échangeur El, où elle est réchauffée par le flux (~6) provenant de la colonne de régénération C2. La solution absorbante chargée et réchauffée en sortie de réchangeur El (~5) alimente la colonne à distiller (ou colonne de régénération) C2 dans laquelle a lieu la régénération de la solution absorbante chargée en composés acides. L'étape de régénération consiste donc notamment à chauffer et, éventuellement à détendre, la solution absorbante enrichie en composés acides afin de libérer les composés acides qui sortent en tête de colonne C2 sous forme gazeuse (~7). La solution absorbante régénérée, c'est-à-dire appauvrie en composés acides (~6), sort en fond de colonne C2, puis passe dans l'échangeur El, dans lequel elle cède de la chaleur au flux (~3) comme décrit précédemment. La solution absorbante régénérée et refroidie (~4) est ensuite recyclée vers la colonne d'absorption Cl.
L'étape d'absorption des composés acides peut être réalisée à une pression comprise entre 1 bar et 120 bars, de préférence entre 20 bars et 100 bars pour le traitement d'un gaz naturel, de préférence entre 1 et 3 bars pour le traitement des fumées industrielles, et à une température comprise entre 200C et 1000C, préférentiellement comprise entre 300C et 9O0C, de manière encore plus préférée entre 300C et 6O0C. En effet, le procédé selon l'invention présente une excellente capacité d'absorption des composés acides lorsque la température dans la colonne d'absorption Cl est comprise entre 300C et 600C.
L'étape de régénération du procédé selon l'invention peut être réalisée par régénération thermique, éventuellement complétée par une ou plusieurs étapes de détente.
Compte tenu de la forte stabilité de la N,N,N',N'-tétraméthylhexane-l,6- diamine, il est possible de régénérer la solution absorbante selon l'invention à haute température dans une colonne à distiller. De manière générale, l'étape de régénération thermique est réalisée à une température comprise entre 1000C et 1800C, de préférence comprise entre 130 0C et 170 0C, et à une pression comprise entre 1 bar et 10 bars. De manière préférée, la régénération dans la colonne à distiller est réalisée à une température comprise entre 155 et 165°C et à une pression comprise entre 6 et 8,5 bars dans le cas où l'on souhaite réinjecter les gaz acides. De manière préférée, la régénération dans la colonne à distiller est réalisée à une température de 115 et 1300C et à une pression comprise entre 1,7 et 3 bars dans les cas où le gaz acide est envoyé à l'atmosphère ou dans un procédé de traitement aval, comme un procédé Claus ou un procédé de traitement de gaz de queue.
Exemples :
Exemple 1. Activation pour absorption du CO2
On effectue deux séries d'essais d'absorption de CO2 par des solutions absorbantes selon l'invention comprenant en solution aqueuse d'une monoamine tertiaire (ici là MethylDiEthanolAmine) pour la première série et d'une diamine tertiaire (ici la TetraMethylHexaneDiAmine) pour la deuxième série. Ces aminés tertiaires sont formulées avec des aminés secondaires répondant à la formule générale (I) (ici la TétraHydroIsoQuinoline et la N-MéthylBenzylAmine). Les mêmes aminés tertiaires peuvent par ailleurs être activées avec des activateurs bien connus de l'homme du métier comme la MonoEthnaolAmine ou la 2-HydroxyEthylPipérazine. On effectue donc à titre de comparaison les mêmes essais d'absorption de CO2 par des solutions absorbantes consistant en solutions aqueuses de MethylDiEthanolAmine activée par la 2-HydroxyEthylPipérazine, et de TetraMethylHexaneDiAmine activée par la MonoEthanolAmine.
Dans chaque essai, un gaz renfermant du CO2 est mis au contact du liquide absorbant en opérant dans un réacteur à film tombant vertical muni dans sa partie supérieure d'une sortie gaz et d'une entrée pour le liquide et dans sa partie inférieure d'une entrée pour le gaz et d'une sortie pour le liquide. Par l'entrée gaz, on injecte avec un débit variant entre 10 et 40 Nl/h un gaz renfermant 10% de CO2 et 90% d'azote et par l'entrée pour le liquide, on introduit le liquide absorbant avec un débit de ll/h. Par la sortie gaz, on évacue un gaz appauvri en CO2 et par Ia sortie liquide, on évacue Ie liquide enrichie en CO2.
La pression absolue et Ia température en sortie liquide sont égales respectivement à lbar et 400C.
Pour chaque essai, on mesure le flux de CO2 absorbée entre l'entrée et la sortie gaz en fonction du débit de gaz entrant : pour chaque consigne de débit gaz : 10 - 15 - 20 - 25 -30- 35- 40 Nl/h, le gaz entrant et sortant sont analysés par des techniques d'absorption de rayon Infra Rouge dans Ia phase gaz pour déterminer leur teneur en CO2. A partir de l'ensemble de ces mesures, en réalisant deux montées - descentes de la gamme des débits, on en déduit le coefficient de transfert global Kg caractérisant Ia vitesse d'absorption du liquide absorbant. Les conditions opératoires spécifiques à chaque essai et les résultats obtenus sont présentés dans le tableau ci-dessous.
L'examen des résultats du tableau fait ressortir la vitesse améliorée d'absorption du CO2 présentée par les solutions absorbantes selon l'invention par rapport à celles que possèdent les solutions absorbantes témoins renfermant la même aminé tertiaire et des activateurs connus de l'homme du métier.
Exemple 2. Activation pour absorption du COS
On effectue deux essais d'absorption de COS par des solutions absorbantes selon l'invention comprenant d'une part en solution aqueuse d'une monoamine tertiaire (ici la MethylDiEthanolAmine) activée par la TétraHydroIsoQuinoline, et d'autre part une solution aqueuse d'une diamine tertiaire (ici Ia TetraMethylHexaneDiAmine) activée par la TétraHydroIsoQuinoline. Ces essais sont comparés à des solutions absorbantes comprenant en solutions aqueuses de la DiEthanolAmine, de la MethylDiEthanolAmine et la MethylDiEthanolAmine activée par la Pipérazine, activateur bien connu de l'homme du métier pour ses performances d'élimination du COS (voir document US 6,852,144 par exemple).
Pour chaque essai, on mesure le flux d'absorption du COS par la solution aqueuse dans un réacteur fermé, type cellule de Lewis. 200 g de solution est introduite dans Ie réacteur fermé, régulé à une température de 400C. On réalise quatre injections successives d'oxysulfure de carbone de 100 à 200 mbar dans la phase vapeur du réacteur ayant un volume de 200 cm3. La phase gaz et la phase liquide sont agitées à 100 tours/minutes et entièrement caractérisées du point de vue hydrodynamique. Pour chaque injection, on mesure la vitesse d'absorption de l'oxysulfure de carbone par variation de pression dans la phase gaz. On détermine ainsi un coefficient de transfert global Kg par une moyenne des résultats obtenus sur les 4 injections.
Les conditions opératoires spécifiques à chaque essai et les résultats obtenus sont présentés dans le tableau ci-dessous.
L'examen des résultats du tableau fait ressortir Ia vitesse d'absorption du COS présentée par les liquides absorbants selon l'invention comparable à la solution MethylDiEthanolAmine-PipéraZine connue de l'homme de l'art, vitesse améliorée par rapport à celles que possèdent les solutions absorbantes témoins sans activateur.
Exemple 3. Stabilité relative des activateurs La activateurs répondant à la formule générale (I) présente la particularité d'être très résistants aux dégradations qui peuvent se produire dans une unité de désacidification.
Les solutions aqueuses d'aminé sont dégradées au sein de réacteurs fermés, chauffés à une température T, et mis sous pression une pression partielle PP de différents gaz (CO2, O2 et N2). La phase liquide est agitée à l'aide d'un barreau aimanté. Au bout d'une durée de 15 jours, un échantillon de la phase liquide est prélevé, puis analysé par différentes techniques, notamment par chromatographie en phase gazeuse. Le tableau ci-dessous donne le taux de dégradation TD de la solution absorbante, dans différentes conditions, pour une durée de 15 jours, défini par l'équation ci-dessous :
TD(0A) = iAmhxeï-lΛmiΑeT [Aminef
où [Aminé] est la concentration de l'aminé dans l'échantillon dégradé, et
[Amine]° est la concentration de l'aminé dans la solution non dégradée.
Plus le taux de dégradation TD est faible, plus on peut considérer que l'aminé est stable.
Le tableau ci-dessous donne le taux de dégradation TD de différentes solutions aqueuses d'activateurs selon l'invention comme la TetraHydroIsoQuinoline et la N-MethylBenzylamine répondant à la formule générale (I), et de différentes solutions aqueuses d'activateurs bien connus de l'homme du métier, pour une température de 14O0C d'une part en présence de CO2 et d'autre part en présence d'O2.
Cet exemple montre que l'utilisation d'aminés primaires ou secondaires répondant à la formule générale (I) selon l'invention, comme activateurs d'une aminé tertiaire au sein d'une solution absorbante, permet d'obtenir un faible taux de dégradation par rapport activateurs de l'art antérieur (DiEthanolAmine et MonoEthanoIAmine), en présence de CO2, mais aussi en présence d'oxygène contenu par exemple dans les fumées de combustion.

Claims

REVENDICATIONS
1. Solution absorbante pour absorber des composés acides contenus dans un effluent gazeux, la solution comportant :
- de l'eau,
- au moins un composé absorbant choisi parmi les aminés tertiaires et les aminés stériquement encombrées,
- au moins un activateur choisi parmi les aminés primaires et les aminés secondaires de formule
dans laquelle n=l ou 2, chacun des groupements Rl, R2, R3, R4, R5, R6, R7 et R est choisi indépendamment parmi l'un des éléments du groupe constitué de : un atome d'hydrogène, un groupe alkyle linéaire ou branché ou cyclique de 1 à 12 atomes de carbone, un groupe aryle, un groupe hydroxyalkyle ou un groupe ether-oxyde linéaire ou branché ou cyclique de 1 à 12 atomes de carbone.
2. Solution absorbante selon la revendication 1, dans laquelle le groupement R est relié par R3, R4, R5, R6, R7 au noyau aromatique de la formule (I), de manière à former un cycle.
3. Solution absorbante selon la revendication 2, dans laquelle le groupement R est relié par R3 ou R7 au noyau aromatique de la formule (I), de manière à former un hétérocycle à 5 ou 6 atomes.
4. Solution absorbante selon l'une des revendications précédentes, dans laquelle l'activateur est choisi parmi la Benzylamine, la N- MethylBenzylAmine, la N-EthylBenzylAmine, la α-MethylBenzylAmine, la α- EthylBenzylAmine, la TetraHydroIsoQuinoline, l'isolndoline et la PhénéthylAmine.
5. Solution absorbante selon l'une des revendications précédentes, dans laquelle le composé absorbant est choisi parmi la DiEthylEthanolAmine, la DiMethylEthanolAmine, la Diisopropanolamine, la MethylDiEthanolAmine, la TriEthanolAmine, la 2-Amino-2-MethylPropan-l-ol, la bis(2- diméthylaminoéthyl)éther, la TetraMethyl-l,2-EthaneDiAmine, la TetraMethyl-l,3-PropaneDiAmine, la TetraMethyl-l,6-HexaneDiAmine et la PentaMethylDiPropylèneTriAmine.
6. Solution absorbante selon l'une des revendications précédentes comprenant un solvant physique.
7. Solution absorbante selon l'une des revendications précédentes comportant
- au moins 10% poids d'eau,
- entre 10% et 90% poids de composé absorbant,
- entre 1% et 50% poids d'activateur.
8. Procédé d'absorption des composés acides contenus dans un effluent gazeux, dans lequel on effectue une étape d'absorption dans laquelle on met en contact l'effluent gazeux avec une solution absorbante comportant :
- de l'eau,
- au moins un composé absorbant choisi parmi les aminés tertiaires et les aminés stériquement encombrées,
- au moins un activateur choisi parmi les aminés primaires et les aminés secondaires de formule dans laquelle n=l ou 2, chacun des groupements Rl, R2, R3, R4, R5, R6, R7 et R est choisi indépendamment parmi l'un des éléments du groupe constitué de : un atome d'hydrogène, un groupe alkyle linéaire ou branché ou cyclique de 1 à 12 atomes de carbone, un groupe aryle, un groupe hydroxyalkyle ou un groupe ether-oxyde linéaire ou branché ou cyclique de 1 à 12 atomes de carbone.
9. Procédé selon la revendication 8, dans lequel on effectue une opération de régénération de la solution absorbante chargée en composés acides obtenue à l'issue de l'étape d'absorption, l'étape de régénération comportant au moins l'une des opérations suivantes :
- détente de la solution absorbante chargée en composés acides,
- chauffage de la solution absorbante chargée en composés acides.
10. Procédé selon l'une des revendications 8 et 9, dans lequel l'étape d'absorption des composés acides est réalisée à une pression comprise entre 1 bar et 120 bars, et à une température comprise entre 3O0C et 900C.
11. Procédé selon l'une des revendications 8 à 10, dans lequel l'étape de régénération est réalisée à une pression comprise entre 1 bar et 10 bars et une température comprise entre 1000C et 1800C.
12. Procédé selon l'une des revendications 8 à 11, dans lequel Peffluent gazeux comporte un des éléments suivants : le gaz naturel, les gaz de synthèse, les fumées de combustion, les gaz de raffinerie, les gaz obtenus en queue du procédé Claus, les gaz de fermentation de biomasse, les gaz de cimenterie, les fumées d'incinérateur.
13. Procédé selon l'une des revendications 8 à 12, dans lequel les composés acides comporte au moins l'un des composés : CO2 et COS.
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