FR3011746A1 - Utilisation d'une solution absorbante dans un procede de desacidification d'un gaz pour limiter la corrosion d'equipements en acier faiblement allie - Google Patents
Utilisation d'une solution absorbante dans un procede de desacidification d'un gaz pour limiter la corrosion d'equipements en acier faiblement allie Download PDFInfo
- Publication number
- FR3011746A1 FR3011746A1 FR1360018A FR1360018A FR3011746A1 FR 3011746 A1 FR3011746 A1 FR 3011746A1 FR 1360018 A FR1360018 A FR 1360018A FR 1360018 A FR1360018 A FR 1360018A FR 3011746 A1 FR3011746 A1 FR 3011746A1
- Authority
- FR
- France
- Prior art keywords
- absorbent solution
- amine
- weight
- corrosion
- solution
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Granted
Links
- 239000002250 absorbent Substances 0.000 title claims abstract description 86
- 230000002745 absorbent Effects 0.000 title claims abstract description 86
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 title claims abstract description 53
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 title claims abstract description 52
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 35
- 230000008569 process Effects 0.000 title claims abstract description 31
- 229910000851 Alloy steel Inorganic materials 0.000 title claims abstract description 17
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 claims abstract description 34
- 229910017464 nitrogen compound Inorganic materials 0.000 claims abstract description 19
- 150000002830 nitrogen compounds Chemical class 0.000 claims abstract description 19
- TXXWBTOATXBWDR-UHFFFAOYSA-N n,n,n',n'-tetramethylhexane-1,6-diamine Chemical compound CN(C)CCCCCCN(C)C TXXWBTOATXBWDR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 15
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 14
- 229910001868 water Inorganic materials 0.000 claims abstract description 14
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 47
- 150000001412 amines Chemical group 0.000 claims description 24
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 claims description 23
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims description 23
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical group C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 22
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims description 19
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 18
- 239000012190 activator Substances 0.000 claims description 17
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 claims description 15
- 239000003517 fume Substances 0.000 claims description 13
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 claims description 11
- PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N Nickel Chemical compound [Ni] PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 claims description 9
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- YNAVUWVOSKDBBP-UHFFFAOYSA-N Morpholine Chemical compound C1COCCN1 YNAVUWVOSKDBBP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- HQABUPZFAYXKJW-UHFFFAOYSA-N butan-1-amine Chemical compound CCCCN HQABUPZFAYXKJW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 claims description 8
- WGQKYBSKWIADBV-UHFFFAOYSA-N benzylamine Chemical compound NCC1=CC=CC=C1 WGQKYBSKWIADBV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 239000011651 chromium Substances 0.000 claims description 7
- 229910052698 phosphorus Inorganic materials 0.000 claims description 7
- GLUUGHFHXGJENI-UHFFFAOYSA-N Piperazine Chemical compound C1CNCCN1 GLUUGHFHXGJENI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- NQRYJNQNLNOLGT-UHFFFAOYSA-N Piperidine Chemical compound C1CCNCC1 NQRYJNQNLNOLGT-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 229910052804 chromium Inorganic materials 0.000 claims description 6
- 239000010949 copper Substances 0.000 claims description 6
- WGYKZJWCGVVSQN-UHFFFAOYSA-N propylamine Chemical compound CCCN WGYKZJWCGVVSQN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N Chromium Chemical compound [Cr] VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N Copper Chemical compound [Cu] RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- OAICVXFJPJFONN-UHFFFAOYSA-N Phosphorus Chemical compound [P] OAICVXFJPJFONN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 claims description 5
- 229910052802 copper Inorganic materials 0.000 claims description 5
- 229910052750 molybdenum Inorganic materials 0.000 claims description 5
- 229910052759 nickel Inorganic materials 0.000 claims description 5
- 239000011574 phosphorus Substances 0.000 claims description 5
- 229910052710 silicon Inorganic materials 0.000 claims description 5
- YKSVXVKIYYQWBB-UHFFFAOYSA-N 1-butylpiperazine Chemical compound CCCCN1CCNCC1 YKSVXVKIYYQWBB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- AQFLVLHRZFLDDV-UHFFFAOYSA-N 1-phenylpropan-1-amine Chemical compound CCC(N)C1=CC=CC=C1 AQFLVLHRZFLDDV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N Molybdenum Chemical compound [Mo] ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 239000011733 molybdenum Substances 0.000 claims description 4
- 239000010703 silicon Substances 0.000 claims description 4
- 229910052720 vanadium Inorganic materials 0.000 claims description 4
- GPPXJZIENCGNKB-UHFFFAOYSA-N vanadium Chemical compound [V]#[V] GPPXJZIENCGNKB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- PVOAHINGSUIXLS-UHFFFAOYSA-N 1-Methylpiperazine Chemical compound CN1CCNCC1 PVOAHINGSUIXLS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- WGCYRFWNGRMRJA-UHFFFAOYSA-N 1-ethylpiperazine Chemical compound CCN1CCNCC1 WGCYRFWNGRMRJA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- RQEUFEKYXDPUSK-UHFFFAOYSA-N 1-phenylethylamine Chemical compound CC(N)C1=CC=CC=C1 RQEUFEKYXDPUSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- QLEIDMAURCRVCX-UHFFFAOYSA-N 1-propylpiperazine Chemical compound CCCN1CCNCC1 QLEIDMAURCRVCX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- GIAFURWZWWWBQT-UHFFFAOYSA-N 2-(2-aminoethoxy)ethanol Chemical compound NCCOCCO GIAFURWZWWWBQT-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- WFCSWCVEJLETKA-UHFFFAOYSA-N 2-piperazin-1-ylethanol Chemical compound OCCN1CCNCC1 WFCSWCVEJLETKA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 239000002028 Biomass Substances 0.000 claims description 3
- XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N Silicon Chemical compound [Si] XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N Titanium Chemical compound [Ti] RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- LHIJANUOQQMGNT-UHFFFAOYSA-N aminoethylethanolamine Chemical compound NCCNCCO LHIJANUOQQMGNT-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- IMUDHTPIFIBORV-UHFFFAOYSA-N aminoethylpiperazine Chemical compound NCCN1CCNCC1 IMUDHTPIFIBORV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 3
- 239000004568 cement Substances 0.000 claims description 3
- 229910017052 cobalt Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000010941 cobalt Substances 0.000 claims description 3
- GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N cobalt atom Chemical compound [Co] GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 238000000855 fermentation Methods 0.000 claims description 3
- 230000004151 fermentation Effects 0.000 claims description 3
- NAQMVNRVTILPCV-UHFFFAOYSA-N hexane-1,6-diamine Chemical compound NCCCCCCN NAQMVNRVTILPCV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- WPBNNNQJVZRUHP-UHFFFAOYSA-L manganese(2+);methyl n-[[2-(methoxycarbonylcarbamothioylamino)phenyl]carbamothioyl]carbamate;n-[2-(sulfidocarbothioylamino)ethyl]carbamodithioate Chemical compound [Mn+2].[S-]C(=S)NCCNC([S-])=S.COC(=O)NC(=S)NC1=CC=CC=C1NC(=S)NC(=O)OC WPBNNNQJVZRUHP-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 3
- OYFWLCJAPSAGCG-UHFFFAOYSA-N n'-methylhexane-1,6-diamine Chemical compound CNCCCCCCN OYFWLCJAPSAGCG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- HVAAHUDGWQAAOJ-UHFFFAOYSA-N n-benzylethanamine Chemical compound CCNCC1=CC=CC=C1 HVAAHUDGWQAAOJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- RIWRFSMVIUAEBX-UHFFFAOYSA-N n-methyl-1-phenylmethanamine Chemical compound CNCC1=CC=CC=C1 RIWRFSMVIUAEBX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 229910052758 niobium Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000010955 niobium Substances 0.000 claims description 3
- GUCVJGMIXFAOAE-UHFFFAOYSA-N niobium atom Chemical compound [Nb] GUCVJGMIXFAOAE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 230000009467 reduction Effects 0.000 claims description 3
- 150000003335 secondary amines Chemical group 0.000 claims description 3
- 239000000779 smoke Substances 0.000 claims description 3
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 claims description 3
- 239000010936 titanium Substances 0.000 claims description 3
- 229910052719 titanium Inorganic materials 0.000 claims description 3
- WFKWXMTUELFFGS-UHFFFAOYSA-N tungsten Chemical compound [W] WFKWXMTUELFFGS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 229910052721 tungsten Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000010937 tungsten Substances 0.000 claims description 3
- WGTASENVNYJZBK-UHFFFAOYSA-N 3,4,5-trimethoxyamphetamine Chemical compound COC1=CC(CC(C)N)=CC(OC)=C1OC WGTASENVNYJZBK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- ZETYUTMSJWMKNQ-UHFFFAOYSA-N n,n',n'-trimethylhexane-1,6-diamine Chemical compound CNCCCCCCN(C)C ZETYUTMSJWMKNQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- MDKQJOKKKZNQDG-UHFFFAOYSA-N n,n'-dimethylhexane-1,6-diamine Chemical compound CNCCCCCCNC MDKQJOKKKZNQDG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- -1 nitrogenous compound Chemical class 0.000 claims description 2
- 125000002924 primary amino group Chemical group [H]N([H])* 0.000 claims description 2
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 abstract description 30
- 239000010959 steel Substances 0.000 abstract description 30
- 229910045601 alloy Inorganic materials 0.000 abstract description 18
- 239000000956 alloy Substances 0.000 abstract description 18
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 95
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 description 21
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 description 21
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 11
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 10
- HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 2-Aminoethan-1-ol Chemical compound NCCO HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N diethanolamine Chemical compound OCCNCCO ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- CRVGTESFCCXCTH-UHFFFAOYSA-N methyl diethanolamine Chemical compound OCCN(C)CCO CRVGTESFCCXCTH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 8
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 7
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 description 7
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 7
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 7
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 7
- 229910001220 stainless steel Inorganic materials 0.000 description 7
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 6
- 238000007792 addition Methods 0.000 description 5
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 description 5
- 239000011572 manganese Substances 0.000 description 5
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 5
- 238000011282 treatment Methods 0.000 description 5
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 4
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 4
- 229910052748 manganese Inorganic materials 0.000 description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 4
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 4
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 4
- 239000010935 stainless steel Substances 0.000 description 4
- KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M Potassium hydroxide Chemical compound [OH-].[K+] KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 3
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 3
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 3
- RAXXELZNTBOGNW-UHFFFAOYSA-N imidazole Natural products C1=CNC=N1 RAXXELZNTBOGNW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 3
- 238000011068 loading method Methods 0.000 description 3
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 3
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 3
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 3
- HLCHESOMJVGDSJ-LOYHVIPDSA-N (3r)-n-[(2r)-3-(4-chlorophenyl)-1-[4-cyclohexyl-4-(1,2,4-triazol-1-ylmethyl)piperidin-1-yl]-1-oxopropan-2-yl]-1,2,3,4-tetrahydroisoquinoline-3-carboxamide Chemical compound C1=CC(Cl)=CC=C1C[C@H](C(=O)N1CCC(CN2N=CN=C2)(CC1)C1CCCCC1)NC(=O)[C@@H]1NCC2=CC=CC=C2C1 HLCHESOMJVGDSJ-LOYHVIPDSA-N 0.000 description 2
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- PWHULOQIROXLJO-UHFFFAOYSA-N Manganese Chemical compound [Mn] PWHULOQIROXLJO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 2
- 238000005275 alloying Methods 0.000 description 2
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 2
- 239000003792 electrolyte Substances 0.000 description 2
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 2
- 229910001385 heavy metal Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 2
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 2
- 150000003141 primary amines Chemical class 0.000 description 2
- YGSDEFSMJLZEOE-UHFFFAOYSA-N salicylic acid Chemical compound OC(=O)C1=CC=CC=C1O YGSDEFSMJLZEOE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 2
- 239000002436 steel type Substances 0.000 description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 2
- 238000013024 troubleshooting Methods 0.000 description 2
- YPFNIPKMNMDDDB-UHFFFAOYSA-K 2-[2-[bis(carboxylatomethyl)amino]ethyl-(2-hydroxyethyl)amino]acetate;iron(3+) Chemical compound [Fe+3].OCCN(CC([O-])=O)CCN(CC([O-])=O)CC([O-])=O YPFNIPKMNMDDDB-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O Ammonium Chemical compound [NH4+] QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- JPVYNHNXODAKFH-UHFFFAOYSA-N Cu2+ Chemical compound [Cu+2] JPVYNHNXODAKFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910000640 Fe alloy Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000908 ammonium hydroxide Substances 0.000 description 1
- 229910052787 antimony Inorganic materials 0.000 description 1
- WATWJIUSRGPENY-UHFFFAOYSA-N antimony atom Chemical compound [Sb] WATWJIUSRGPENY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 1
- 229910002091 carbon monoxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000006555 catalytic reaction Methods 0.000 description 1
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 1
- 239000000567 combustion gas Substances 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 description 1
- 229910001431 copper ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000001808 coupling effect Effects 0.000 description 1
- 239000007857 degradation product Substances 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 description 1
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 1
- JRBPAEWTRLWTQC-UHFFFAOYSA-N dodecylamine Chemical compound CCCCCCCCCCCCN JRBPAEWTRLWTQC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 1
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 description 1
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 description 1
- 150000004665 fatty acids Chemical class 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 230000005764 inhibitory process Effects 0.000 description 1
- 150000002484 inorganic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 229910010272 inorganic material Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003456 ion exchange resin Substances 0.000 description 1
- 229920003303 ion-exchange polymer Polymers 0.000 description 1
- 238000005272 metallurgy Methods 0.000 description 1
- ZUXUNWLVIWKEHB-UHFFFAOYSA-N n',n'-dimethylhexane-1,6-diamine Chemical compound CN(C)CCCCCCN ZUXUNWLVIWKEHB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 description 1
- 230000009972 noncorrosive effect Effects 0.000 description 1
- 238000010525 oxidative degradation reaction Methods 0.000 description 1
- FJKROLUGYXJWQN-UHFFFAOYSA-N papa-hydroxy-benzoic acid Natural products OC(=O)C1=CC=C(O)C=C1 FJKROLUGYXJWQN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000005191 phase separation Methods 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 1
- 230000001172 regenerating effect Effects 0.000 description 1
- 238000012552 review Methods 0.000 description 1
- 229960004889 salicylic acid Drugs 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 230000009919 sequestration Effects 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 230000001988 toxicity Effects 0.000 description 1
- 231100000419 toxicity Toxicity 0.000 description 1
- 230000008016 vaporization Effects 0.000 description 1
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
- B01D53/1462—Removing mixtures of hydrogen sulfide and carbon dioxide
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
- B01D53/14—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
- B01D53/1493—Selection of liquid materials for use as absorbents
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D2252/00—Absorbents, i.e. solvents and liquid materials for gas absorption
- B01D2252/20—Organic absorbents
- B01D2252/204—Amines
- B01D2252/2041—Diamines
-
- 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
- B01D2252/60—Additives
- B01D2252/602—Activators, promoting agents, catalytic agents or enzymes
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D2257/00—Components to be removed
- B01D2257/30—Sulfur compounds
- B01D2257/302—Sulfur oxides
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D2257/00—Components to be removed
- B01D2257/30—Sulfur compounds
- B01D2257/306—Organic sulfur compounds, e.g. mercaptans
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D2257/00—Components to be removed
- B01D2257/30—Sulfur compounds
- B01D2257/308—Carbonoxysulfide COS
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D2258/00—Sources of waste gases
- B01D2258/02—Other waste gases
- B01D2258/0233—Other waste gases from cement factories
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D2258/00—Sources of waste gases
- B01D2258/02—Other waste gases
- B01D2258/0283—Flue gases
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D2258/00—Sources of waste gases
- B01D2258/02—Other waste gases
- B01D2258/0283—Flue gases
- B01D2258/0291—Flue gases from waste incineration plants
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D2258/00—Sources of waste gases
- B01D2258/05—Biogas
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02C—CAPTURE, STORAGE, SEQUESTRATION OR DISPOSAL OF GREENHOUSE GASES [GHG]
- Y02C20/00—Capture or disposal of greenhouse gases
- Y02C20/40—Capture or disposal of greenhouse gases of CO2
Abstract
L'invention porte sur l'utilisation d'une solution absorbante dans un procédé de désacidification d'un effluent gazeux contenant des composés acides tels que le CO2 ou l'H2S pour limiter la corrosion d'équipements fabriqués en acier faiblement allié et pour absorber les composés acides de l'effluent gazeux par mise en contact de la solution absorbante avec l'effluent gazeux. La solution absorbante comprend de l'eau et un composé azoté particulier répondant à la de formule (I) ci-dessous, la N,N,N',N'-TetraMethylHexane-1,6-DiAmine, et présente un faible pouvoir corrosif vis-à-vis des aciers faiblement alliés composant les surfaces des équipements de désacidification.
Description
Domaine de l'invention La présente invention concerne le domaine de la désacidification d'un effluent gazeux comprenant des composés acides, tel que la décarbonatation des fumées de combustion ou la désacidification d'un gaz naturel. En particulier, l'invention porte sur la limitation de la corrosion dans les installations de désacidification de tels effluents gazeux. Contexte général On utilise couramment des procédés d'absorption mettant en oeuvre une solution aqueuse d'amines, par exemple des alcanolamines comme la monoéthanolamine (MEA), la diethanolamine (DEA) ou la N-méthyldiéthanolamine(MDEA), pour retirer les composés acides, notamment le 002, l'H2S, le COS, le CS2, le SO2 et les mercaptans, présents dans un gaz. Le gaz est désacidifié par mise en contact avec la solution absorbante, puis la solution absorbante est régénérée thermiquement.
De tels procédés de désacidification sont par exemple décrits dans le document "Amine plant troubleshooting and optimization" (R.G.F. Abry and M.S. DuPart, "Amine plant troubleshooting and optimization", Hydrocarbon Processing p 3-11, April 1995). Un inconvénient majeur rencontré dans ces procédés de désacidification réside dans la corrosion des équipements en acier par réaction avec la solution absorbante, par exemple les équipements de mise en contact gaz/liquide. Les solutions absorbantes à base d'alcanolamines telles que la MEA, la DEA ou la MDEA sont en effet sont connues pour être corrosives. En général, les types d'acier qui présentent des problèmes de tenue à la corrosion dans ces procédés de désacidification appartiennent à la famille des aciers faiblement alliés (composés en général de plus de 90% poids de fer, de carbone entre 0.01 et 2.5 % poids, et de divers éléments d'alliage à une teneur individuelle inférieure à 5 (3/0 poids). Ces risques de corrosion imposent de prendre des mesures assez contraignantes, comme par exemple la réalisation d'équipements en alliages résistants à la corrosion ou l'emploi d'additifs anti-corrosion dont il convient de surveiller en continu la présence aux bonnes teneurs. L'utilisation de nuances d'acier inoxydable, qui se distinguent des aciers faiblement alliés par une teneur en chrome supérieure à 11,5 % poids, permet une plus grande résistance à la corrosion comparativement aux aciers faiblement alliés. En contrepartie, les aciers inoxydables présentent un coût largement supérieur et des propriétés mécaniques moindres par rapport aux aciers faiblement alliés. Le brevet FR 2.9380.453 décrit l'usage d'aciers inoxydables dans les procédés de désacidification d'effluents gazeux, et propose de réduire la dégradation d'une solution absorbante mise en oeuvre dans une installation de désacidification en évitant le contact entre la solution absorbante et des surfaces en acier faiblement allié. Les produits de corrosion de l'acier faiblement allié (cations métalliques dissous) favorisent en effet, au contact de la solution absorbante, la dégradation de l'amine par l'oxygène, notamment par catalyse. Le principal désavantage à réaliser des équipements en alliages résistants à la corrosion de ce type est le surcoût important causé par l'utilisation de nuances inoxydables. Par ailleurs, certaines situations où le taux de charge en amine est élevé et où la température est élevée peuvent malgré tout conduire à des risques de corrosion sur les nuances inoxydables les plus courantes (M.Bonis et al., A Critical Look at Amines: A Practical Review of Corrosion Experience Over Four Decades, 83rd Annual GPA convention, New-Orleans, 14-17 March, 2004), rendant nécessaire le recours à des nuances encore plus onéreuses, ou imposant de limiter la plage de fonctionnement du procédé (diminution des taux de charge ou des débits de circulation par exemple). L'utilisation d'additifs inhibiteurs de corrosion constitue une autre solution connue 20 pour lutter contre la corrosion dans les procédés de désacidifications par solution absorbante à base d'amines. Les inhibiteurs de corrosion les plus efficaces appartiennent à la famille des composés inorganiques. L'utilisation d'additifs à base d'antimoine ou de vanadium est par exemple proposée dans la demande de brevet GB 1 393 302 ou le brevet US 3 959 170. 25 Des additifs à base de cuivre sont par exemple décrits dans les brevets US 4 071 470 et US 4 477 419. Le brevet US 4 477 419 cite par exemple une méthode permettant de diminuer la corrosion et la dégradation par oxydation des amines grâce à la présence d'ions cuivre en solution. Pour le bon fonctionnement de la méthode, il est toutefois nécessaire d'ajouter dans le procédé de désacidification des étapes d'élimination 30 continue du fer dissous et des produits de dégradation de l'amine au moyen de filtration mécanique et traitements chimiques sur charbons actifs et résines échangeuses d'ions. Il est également nécessaire de prendre des mesures spécifiques pour éviter des dépôts de cuivre métallique sur les équipements en acier, pouvant conduire localement à une aggravation de la corrosion par effet de couplage galvanique. Ces étapes compliquent sensiblement l'opération du procédé de désacidification et augmentent les coûts d'investissement et d'opération. D'autres sels de métaux lourds présentent également des bonnes propriétés inhibitrices de la corrosion, comme décrit dans le brevet US 4 452 764.
Des inhibiteurs de corrosion organiques sont également proposés, comme par exemple dans le brevet US 5 643 534 qui décrit une solution d'inhibiteur à base d'acide salicylique, d'acide gras et d'hydroxyde d'ammonium ou de potassium. La demande de brevet US 2011/0300044 décrit par exemple l'utilisation d'imidazole, de dodécylamine ou de morpholine.
L'emploi d'additifs inhibiteurs de corrosion dans la solution absorbante à base d'amines présente toutefois plusieurs inconvénients majeurs. Les inhibiteurs inorganiques contiennent très généralement des sels de métaux lourds qui présentent souvent un niveau élevé de toxicité vis-à-vis de l'environnement. D'autre part, ils ont tendance à favoriser la dégradation de l'amine. Les inhibiteurs organiques ont généralement un effet plus neutre vis-à-vis de la dégradation de l'amine, mais leur efficacité contre la corrosion est également moindre. Que l'additif inhibiteur de corrosion soit organique ou inorganique, son utilisation contribue à complexifier le procédé de désacidification et les coûts opératoires, notamment parce qu'il est devient nécessaire de procéder à des analyses régulières de la teneur en inhibiteur et de procéder à des ajouts lorsqu'on passe en dessous d'une teneur limite. Les risques de corrosion sont d'autant plus grands que la température est élevée, y compris pour certaines nuances d'acier inoxydables, ce qui impose généralement d'opérer à des températures maximales de l'ordre de 120°C - 130°C pour la régénération de la solution absorbante. D'un point de vue opérationnel, il existe cependant un intérêt à régénérer la solution absorbante à plus haute température, ce qui permet de diminuer le coût global du procédé. Il existe donc un besoin industriel concernant des compositions de solutions absorbantes régénérables à haute température et non corrosives, permettant d'absorber les contaminants acides comme l'H2S, le CO2 ou encore le COS par exemple dans des gaz à basse et haute pression. Un besoin particulier d'un de tel développement porte sur les environnements sous faible pression partielle de gaz acide, comme par exemple dans le captage du CO2 en post-combustion, nécessitant une solution absorbante très réactive et donc généralement très corrosive, par exemple les environnements sous faible pression partielle de gaz acide tel que dans le captage du CO2 en post-combustion. Objectifs et résumé de l'invention La présente invention a pour objectif de surmonter, au moins en partie, les problèmes liés à la corrosion rencontrés dans le domaine de la désacidification de gaz utilisant des solutions absorbantes aux amines et de répondre aux besoins décrits ci-dessus. La présente invention vise de manière générale à simplifier la mise en oeuvre du procédé de désacidification et à minimiser les couts d'investissements et d'opération. Un objectif est notamment de fournir une installation de désacidification d'effluents gazeux qui utilise un matériau peu onéreux pour la fabrication des surfaces en contact avec la solution absorbante dans les équipements de l'installation, ainsi que de fournir une solution absorbante faiblement corrosive vis-à-vis des aciers faiblement alliés sans avoir recours à l'ajout dans la solution absorbante de composés inhibiteurs de corrosion tels qu'utilisés dans l'état de l'art actuel. La présente invention vise en outre à fournir une solution absorbante à base d'amine qui soit à la fois stable à haute température, c'est-à-dire que l'amine se dégrade peu à haute température, en particulier jusqu'à des températures de l'ordre 180°C, et faiblement corrosive vis-à-vis des aciers faiblement alliés, sans avoir recours à des additifs dédiés à l'inhibition de la corrosion. Les inventeurs ont mis en évidence que, de façon surprenante, la N,N,N',N'- TetraMethylHexane-1,6-DiAmine (TMHDA) en solution aqueuse, y compris lorsque sa concentration est élevée, permet de limiter les phénomènes de corrosion d'aciers de type faiblement allié pouvant être utilisés dans les équipements de désacidification d'un gaz, dans les conditions opératoires de mise en oeuvre de la désacidification, et ce même à des températures allant jusqu'à 180°C, tout en permettant l'absorption des composés acides du gaz. L'utilisation de cette amine particulière en solution pour l'absorption de composés acides d'un effluent gazeux est par exemple décrite dans le brevet W02010/012883, notamment associés à certains composés activateurs qui permettent d'obtenir une solution absorbante monophasique dans les conditions d'absorption des gaz acides tels que le 002. En effet, la TMHDA en phase aqueuse présente la propriété de former deux phases liquides séparables lorsqu'elle a absorbé une quantité déterminée de composés acides, tels que le 002. Ce phénomène de séparation de phase liquide-liquide, aussi appelé phénomène de démixtion, peut poser problème lorsqu'il se produit dans la colonne d'absorption. Aussi l'association à des activateurs spécifiques permet de d'éliminer ce phénomène de démixtion par élévation du taux de charge en CO2 dans la colonne d'absorption. Selon la présente invention, la N,N,N',N'-TetraMethylHexane-1,6-DiAmine. constitue le composant actif principal pour l'absorption des composés acides de l'effluent gazeux, en terme de capacité d'absorption et de quantité. Il a été mis en évidence que, contre toute attente, cette amine en solution aqueuse permettait de limiter la corrosion des aciers de type faiblement alliés. La présente invention propose ainsi, pour atteindre au moins l'un des objectifs susvisés, parmi d'autres, d'utiliser une solution absorbante dans un procédé de désacidification d'un effluent gazeux contenant des composés acides, pour limiter la corrosion d'équipements dont les surfaces en contact avec la solution absorbante comprennent un acier faiblement allié, et pour absorber les composés acides par mise en contact de la solution absorbante avec ledit effluent gazeux, l'acier faiblement allié étant composé d'au moins 90 % massique de fer, de 0,01 % à 2,5 % massique de carbone, et d'au moins un élément d'addition choisi parmi l'aluminium, le chrome, le cobalt, le cuivre, le manganèse, le molybdène, le nickel, le niobium, le phosphore, le silicium, le titane, le tungstène, le vanadium, la teneur individuelle dudit au moins un élément d'addition étant inférieure à 5% massique, ladite solution comprenant de l'eau et un composé azoté de formule (I ) (N,N,N',N'-TetraMethylHexane-1,6-DiAmine) N N Selon l'invention, la solution absorbante comporte une fraction massique du composé azoté comprise entre 10 % et 60 % en poids de la solution absorbante, et une fraction massique d'eau comprise entre 10 % et 90 % poids de la solution absorbante, la somme des fractions massiques d'eau et du composé azoté étant supérieure ou égale à 50 %.
Selon un mode de réalisation de l'invention, la solution absorbante comporte en outre une quantité non nulle et inférieure ou égale à 15 % poids, de préférence entre 0,5 (3/0 poids et 10 % poids, bornes comprises, d'au moins un composé azoté supplémentaire comprenant une fonction amine primaire ou secondaire utilisé en tant que composé activateur. De préférence, ledit au moins un composé activateur est choisi dans le groupe constitué par : MonoEthanolAmine, AminoEthylEthanolAmine, DiGlycolAmine, Pipérazine, N-(2-HydroxyEthyl)Pipérazine, N-(2-AminoEthyl)Pipérazine, N-MethylPipérazine, N-EthylPipérazine, N-PropylPipérazine, 1 ,1 ,9,9-TetraMéthylDiPropylèneTriamine, Morpholine, Pipéridine, 3-(MetylAmino)PropylAmine, 1,6-hexanediamine et tous ses dérivés diversement N-alkylés tels par exemple la N,N'-diméthy1-1,6-hexanediamine, la N-méthy1-1,6-hexanediamine ou la N,N,N'-triméthyl-1 ,6-hexanediamine, PhénéthylAmine, BenzylAmine, N-MethylBenzylAmine, N-EthylBenzylAmine, a-MethylBenzylAmine, a- EthylBenzylAmine, TetraHydrolsoQuinoline, Isolndoline, ButylAmine, N-ButylPipérazine L'absorption des composés acides est de préférence réalisée à une pression comprise entre 1 bar et 120 bar, et à une température comprise entre 20°C et 100°C. Au moins une partie de la solution absorbante chargée en composés acides 5 issue de la mise en contact avec l'effluent gazeux peut être régénérée à une pression comprise entre 1 bar et 10 bar et une température comprise entre 100°C et 180°C. L'effluent gazeux peut être choisi parmi le gaz naturel, les gaz de synthèse, les fumées de combustion, les gaz de raffinerie, les gaz acides issus d'une unité aux amines, les gaz issus d'une unité de réduction en queue du procédé Claus, les gaz de 10 fermentation de biomasse, les gaz de cimenterie, les fumées d'incinérateur. L'utilisation selon l'invention peut avantageusement permettre d'éliminer le CO2 contenu dans une fumée de combustion. D'autres objets et avantages de l'invention apparaîtront à la lecture de la 15 description qui suit d'exemples de réalisations particuliers de l'invention, donnés à titre d'exemples non limitatifs, la description étant faite en référence à la figure annexée décrite ci-après. La figure 1 représente un schéma de principe d'un procédé de désacidification 20 d'un effluent gazeux permettant la mise en oeuvre de l'invention. Description de l'invention La présente invention propose d'utiliser une solution absorbante comprenant de l'eau et au moins un composé azoté répondant à la formule (I) ci-dessous pour limiter la 25 corrosion d'équipements dont les surfaces en contact avec ladite solution absorbante comprennent un acier faiblement allié, et pour absorber les composés acides d'un effluent gazeux par mise en contact de la solution absorbante avec l'effluent gazeux. Les composés acides de l'effluent gazeux appartiennent à un groupe comportant le CO2 et l'H2S. 30 Le composé azoté nommé N,N,N',N'-TetraMethylHexane-1,6-DiAmine répond à la formule (I) suivante: N N (I) Composition des surfaces des équipements en contact avec la solution absorbante Selon l'invention, les équipements dont les surfaces sont amenées à être en contact avec la solution absorbante sont composées principalement d'acier de type faiblement allié. Dans la présente description, on entend par un acier faiblement allié un acier composé majoritairement de fer, en particulier d'au moins 90 % massique de fer, de 0,01 % à 2,5 % massique de carbone, et d'au moins un élément d'addition choisi parmi l'aluminium, le chrome, le cobalt, le cuivre, le manganèse, le molybdène, le nickel, le niobium, le phosphore, le silicium, le titane, le tungstène, le vanadium, la teneur individuelle dudit au moins un élément d'addition étant inférieure à 5% massique. Cette définition n'exclue pas la présence d'autres éléments dans la limite de 1 % massique.
On peut par exemple citer les aciers faiblement alliés référencés AISI 1020, 1018, 1038 comme pouvant être mis en oeuvre dans l'invention. Les aciers référencés avec le sigle AISI correspondent à des aciers dont la composition est définie par l'American Iran and Steel Institute, les valeurs des éléments pouvant légèrement varier autour des gammes de valeurs généralement définies par l'AISI et inclure d'autres éléments en traces. De manière générale, les aciers sont des alliages de fer comportant moins de 2,5% massique de carbone. L'acier AISI 1020 comporte en pourcentage massique : C (carbone) entre 0,18% et 0,23%, Mn (Manganèse) entre 0,30% et 0,60%, P (Phosphore) inférieur à 0,04%, S (soufre) inférieur à 0,05%, le reste étant du Fe (fer). Un exemple de composition en pourcentage massique pour un acier faiblement allié de type 1020 tel que testé dans les exemples donnés ci-dessous est le suivant: C (carbone): 0,186%, Mn (manganèse): 0,56%, P (phosphore): 0,009% Cr (chrome): 0,106% Si (silicium): 0, 223% Ni (nickel): 0, 084% S (soufre): 0,022%, Mo (molybdène): 0,013%, Al (aluminium): 0,015% le reste étant du Fe (fer). Les équipements concernés sont, de manière non limitative, les enceintes (colonnes) d'absorption et de régénération où une mise en contact gaz/liquide est réalisée, les conduits reliant les différents éléments de l'installation, les éléments positionnés à l'intérieur des enceintes tels que des plateaux, des garnissages structurés ou vrac, les échangeurs, les corps de pompes et de vannes, les bacs de stockage. Selon l'invention, les équipements comportent des surfaces majoritairement 15 composées d'acier de ce type, ce qui n'exclut toutefois pas la présence d'autres matériaux utilisés pour la fabrication de tels équipements. Selon l'invention, il est ainsi possible de limiter la corrosion d'aciers faiblement alliés sans utiliser d'additifs inhibiteur de corrosion tels que proposés dans l'art antérieur, 20 qui sont employés uniquement pour inhiber la corrosion et qui viennent généralement complexifier la mise en oeuvre du procédé de désacidification et alourdir le coûts d'investissement et d'opération. L'utilisation d'une solution absorbante selon l'invention permet également d'éviter un surcoût lié à l'emploi d'acier inoxydable pour fabriquer les équipements de l'installation 25 de désacidification. Selon l'invention, la solution absorbante présente un faible pouvoir corrosif vis-à-vis des aciers faiblement alliés. L'utilisation d'une telle solution absorbante permet donc une limitation de la corrosion de ces types d'aciers, qui peut se traduire par une limitation 30 de la vitesse de corrosion de l'acier faiblement allié. Des techniques d'évaluation de la vitesse de corrosion par mesure de perte de masse, bien connues de l'homme du métier, peuvent permettre d'évaluer la corrosivité d'un électrolyte vis-à-vis d'un métal. Des essais de corrosion sont décrits plus loin et illustrent les faibles vitesses de corrosion atteintes sur certains aciers de type faiblement allié grâce à l'utilisation de solution absorbante selon l'invention. Selon l'invention, la vitesse de corrosion de l'acier faiblement allié est par exemple inférieure ou égale à 60 µm/an, de préférence inférieure ou égale à 50 µm/an, plus préférentiellement inférieure ou égale à 30 µm/an, encore plus préférentiellement inférieure ou égale à 20 µm/an, et de manière encore plus préférée inférieure ou égale à 10 µm/an, dans les conditions opératoires du procédé de désacidification. Composition de la solution absorbante La solution absorbante est une solution aqueuse comprenant la N,N,N',N'- tétraméthylhexane-1,6-diamine. Une telle solution absorbante présente étonnamment un pouvoir corrosif très faible vis-à-vis des aciers faiblement alliés. Le caractère faiblement corrosif de cette amine, mise en solution aqueuse, et constituant l'agent absorbant principal de la solution, permet de limiter la corrosion des surfaces en acier faiblement allié avec lesquelles la solution est mise en contact lors du procédé de désacidification. La N,N,N',N'-tétraméthylhexane-1,6-diamine peut être en concentration variable dans la solution absorbante, par exemple comprise entre 10 % et 60 % poids, de préférence entre 20 % et 60 % poids, encore plus préférentiellement entre 25 % et 60 (3/0 20 poids, et encore plus préférentiellement entre 30 % et 60 % poids, bornes incluses. La solution absorbante peut contenir entre 10 % et 90 % poids d'eau, de préférence entre 25 % et 80 % poids d'eau, plus préférentiellement entre 30 % et 70 (3/0 poids d'eau, et encore plus préférentiellement entre 40 % et 70 % poids d'eau, bornes incluses. 25 La solution absorbante peut en outre comprendre d'autres composés, par exemple un composé ou plusieurs composés activateurs tels que décrits plus loin, ou un solvant physique. La somme des fractions massiques exprimées en % poids des différents composés de la solution absorbante est égale à 100 % en poids de la solution 30 absorbante. L'eau et la N,N,N',N'-tétraméthylhexane-1,6-diamine constituent avantageusement la majeure partie en poids de la solution absorbante. La somme des fractions massiques d'eau et de la N,N,N',N'-tétraméthylhexane-1 ,6-diamine peut être supérieure ou égale à 50 %, de manière préférée être supérieure ou égale à 85 %, et encore plus préférentiellement être supérieure ou égale à 90 `Vo. La présente invention a pour avantage d'autoriser une concentration élevée de la N,N,N',N'-tétraméthylhexane-1,6-diamine dans la solution absorbante, ce qui peut être particulièrement utile dans les applications où les effluents gazeux comprennent un part importante de CO2 nécessitant une solution absorbante très réactive, comme dans le cas du captage de CO2 dans une fumée de combustion ou d'un gaz naturel riche en 002. Dans un mode de réalisation préféré, la solution absorbante comporte en outre, en plus de la N,N,N',N'-tétraméthylhexane-1,6-diamine, au moins un composé azoté supplémentaire utilisé en tant que composé activateur jusqu'à une concentration inférieure ou égale à 15 % poids, de préférence inférieure ou égale à 10 % poids, de préférence inférieure ou égale à 8 % poids dudit composé activateur. De préférence, la solution absorbante comporte au moins 0,5 % poids dudit composé activateur, et de manière plus préférée au moins 2 % poids, voire au moins 3% poids. Ce composé azoté activateur contient au moins une fonction amine primaire ou secondaire. Ledit composé permet d'accélérer la cinétique réactionnelle, en particulier la cinétique d'absorption du COS et du CO2 contenu dans le gaz à traiter. Le composé activateur et sa concentration dans la solution absorbante sont tels 20 qu'ils n'augmentent pas significativement le pouvoir de corrosion de la solution absorbante, c'est-à-dire qu'ils ne modifient pas le comportement faiblement corrosif de la solution absorbante. Une liste non exhaustive de composés azotés pouvant être utilisés comme 25 composé activateurs est donnée ci-dessous : MonoEthanolAmine, AminoEthylEthanolAmine, DiGlycolAmine, Pipérazine, 30 N-(2-HydroxyEthyl)Pipérazine, N-(2-AminoEthyl)Pipérazine, N-MethylPipérazine, N-EthylPipérazine, N-PropylPipérazine, 1 ,1 ,9,9-TetraMéthylDiPropylèneTriamine, Morpholine, Pipéridine, 3-(MetylAmino)PropylAmine, 1,6-hexanediamine et tous ses dérivés diversement N-alkylés tels par exemple la N,N'-diméthy1-1,6-hexanediamine, la N-méthy1-1,6-hexanediamine ou la N,N,N'-triméthyl-1 ,6-hexanediamine, PhénéthylAmine, BenzylAmine, N-MethylBenzylAmine, N-EthylBenzylAmine, a-MethylBenzylAmine, a- EthylBenzylAmine, TetraHydrolsoQuinoline, Isolndoline, ButylAmine, N-ButylPipérazine, Parmi les composés activateurs listés ci-dessus, les composés activateurs suivants présentent la propriété d'éliminer le phénomène de démixtion par élévation du taux de charge en 002.: PhénéthylAmine, BenzylAmine, N-MethylBenzylAmine, N-EthylBenzylAmine, a-MethylBenzylAmine, a- EthylBenzylAmine, TetraHydrolsoQuinoline, Isolndoline, ButylAmine, N-ButylPipérazine, Selon l'invention, les diverses proportions massiques mentionnées des composés azotés dans la solution absorbante ne modifient pas le comportement faiblement corrosif de la solution absorbante vis-à-vis des aciers faiblement alliés des surfaces avec lesquelles elle est en contact.
De plus, la molécule de N,N,N',N'-Tétraméthylhexane-1,6-diamine est intéressante pour sa résistance à la dégradation, notamment thermique. Par conséquent, il est possible de régénérer le solvant à plus forte température et donc d'obtenir un gaz acide à plus forte pression si cela présente un intérêt dans le cas réinjection de gaz acide. Ceci est particulièrement intéressant dans le cas du captage du CO2 en postcombustion où le gaz acide doit être comprimé avant réinjection et séquestration. L'ajout de quelques % poids d'un composé activateur permettant d'éliminer le phénomène de séparation de phase par élévation du taux de charge tel que listé ci-dessus ne change pas cette conclusion, car compte tenu de sa faible concentration, la vitesse de dégradation de cette molécule est lente. Par ailleurs, les amines primaires parmi ces composés activateurs sont aussi intéressantes pour leur résistance à la dégradation. L'utilisation d'une solution absorbante aqueuse selon l'invention permet d'économiser sur les coûts opératoires de l'unité de désacidification, et sur le coût d'investissement et les coûts opératoires associés à la compression du gaz acide.
Procédé de désacidification d'un effluent gazeux La désacidification d'un effluent gazeux mettant en oeuvre l'invention est réalisée de façon schématique en effectuant une étape d'absorption suivie d'une étape de régénération, par exemple tel que représenté par la figure 1.
En référence à la figure 1, l'installation de désacidification comprend une colonne d'absorption Cl munie de moyen de mise en contact entre gaz et liquide, par exemple un garnissage vrac, un garnissage structuré ou des plateaux. L'effluent gazeux à traiter est acheminé par une conduite 1 débouchant au fond de la colonne C1. Une conduite 4 permet l'introduction de la solution absorbante en tête de la colonne C1. Une conduite 2 permet l'évacuation du gaz traité (désacidifié), et une conduite 3 permet d'acheminer la solution absorbante enrichie en composés acides suite à l'absorption vers une colonne de régénération C2. Cette colonne de régénération C2 est équipée d'internes de mise en contact entre gaz et liquide, par exemple des plateaux, des garnissages vrac ou structurés. Le fond de la colonne C2 est équipée d'un rebouilleur R1 qui apporte la chaleur nécessaire à la régénération en vaporisant une fraction de la solution absorbante. La solution enrichie en composés acides est introduite en tête de la colonne de régénération C2 par une conduite 5. Une conduite 7 permet d'évacuer au sommet de la 5 colonne C2 le gaz enrichi en composés acides libérés lors de la régénération, et une conduite 6 disposée au fond de la colonne C2 permet d'envoyer la solution absorbante régénérée vers la colonne d'absorption C1. Un échangeur de chaleur El permet de récupérer la chaleur de la solution absorbante régénérée issue de la colonne C2 pour chauffer la solution absorbante enrichie en composés acides sortant de la colonne 10 d'absorption C1. L'étape d'absorption consiste à mettre en contact l'effluent gazeux arrivant par la conduite 1 avec la solution absorbante arrivant par la conduite 4. Lors du contact, les fonctions amines des composés azotés selon la formule générale (I) de la solution absorbante réagissent avec les composés acides contenus dans l'effluent de manière à 15 obtenir un effluent gazeux appauvri en composés acides qui est évacué par la conduite 2 en tête de la colonne Cl et une solution absorbante enrichie en composés acides évacuée par la conduite 3 en fond de la colonne Cl pour être régénérée. L'étape d'absorption des composés acides peut être réalisée à une pression dans la colonne Cl comprise entre 1 bar et 120 bar, de préférence entre 20 bar et 20 100 bar pour le traitement d'un gaz naturel, de préférence entre 1 bar et 3 bar pour le traitement des fumées industrielles, et à une température dans la colonne Cl comprise entre 20 °C et 100 °C, préférentiellement comprise entre 30 °C et 90 °C, de manière encore plus préférée entre 30°C et 60°C. En effet, cette dernière gamme préférée permet une excellente capacité d'absorption des composés acides. 25 L'étape de régénération consiste notamment à chauffer et, éventuellement à détendre, la solution absorbante enrichie en composés acides afin de libérer les composés acides sous forme gazeuse. La solution absorbante enrichie en composés acides sortant de la colonne Cl est introduite dans l'échangeur de chaleur E1, où elle est réchauffée par le flux circulant dans la conduite 6 en provenance de la colonne de 30 régénération C2. La solution réchauffée en sortie de El est introduite dans la colonne de régénération C2 par la conduite 5. Dans la colonne de régénération C2, sous l'effet de la mise en contact de la solution absorbante arrivant par la conduite 5 avec la vapeur produite par le rebouilleur, les composés acides sont libérés sous forme gazeuse et évacués en tête de colonne C2 par la conduite 7. La solution absorbante régénérée, c'est-à-dire appauvrie en composés acides, est évacuée par la conduite 6 et est refroidie dans El, puis recyclée dans la colonne d'absorption Cl par la conduite 4.
L'étape de régénération du procédé selon l'invention peut être réalisée par régénération thermique, éventuellement complétée par une ou plusieurs étapes de détente. La forte stabilité de la N,N,N',N'-tétraméthylhexane-1,6-diamine permet de régénérer la solution absorbante selon l'invention à haute température dans une colonne à distiller. La régénération peut être effectuée à une pression dans la colonne C2 comprise entre 1 bar et 5 bar, voire jusqu'à 10 bar et à une température dans la colonne C2 comprise entre 100°C et 180°C, de préférence comprise entre 130 °C et 180 °C, plus préférentiellement entre 110°C et 140°C. De manière préférée, la température de régénération dans la colonne C2 est comprise entre 155 °C et 180 °C dans le cas où l'on souhaite réinjecter les gaz acides. Par exemple, la régénération dans la colonne C2 est réalisée à une température comprise entre 155 et 165°C et à une pression comprise entre 6 et 8,5 bar dans le cas où l'on souhaite réinjecter les gaz acides, et à une température de 115 et 130°C et à une pression comprise entre 1,7 et 3 bar 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. Les solutions aqueuses de N,N,N',N'-TetraMethylHexane-1,6-DiAmine activée par un composé azoté supplémentaire ayant la propriété la propriété d'éliminer le phénomène de démixtion, tel que listé plus haut dans la description, présentent la particularité de pouvoir être mis en oeuvre dans un procédé de désacidification avec régénération fractionnée par chauffage tel que décrit dans le document FR 2 898 284 ou W02010/012883. Lors d'une telle régénération fractionnée, la solution absorbante enrichie en composés acides sortant de la colonne d'absorption Cl peut être chauffée en passant par exemple dans un échangeur thermique pour obtenir une solution diphasique qui peut ensuite être envoyée un décanteur où l'on sépare les deux phases liquides de la solution diphasique. Une phase liquide riche en composés acides peut alors être envoyée vers la colonne de régénération C2, et une phase pauvre en composés acides gaz acides peut être envoyée vers la colonne d'absorption C1. Nature des effluents gazeux à traiter par le procédé selon l'invention Les solutions absorbantes faiblement corrosives 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 acides issus d'une unité aux amines, les gaz issus d'une unité de réduction 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 002, l'H2S, des mercaptans, du COS, du CS2, le SO2. L'utilisation de la solution absorbante selon l'invention peut par exemple être mise en oeuvre pour traiter des effluents gazeux comprenant entre 0,1 % et 70 % en volume de 002.
La pression des effluents gazeux desquels on souhaite éliminer les composés acides peut être comprise entre 1 bar et 120 bar. Les effluents gazeux à traiter peuvent contenir de l'H2S, par exemple dans une teneur comprise entre 10 ppm et 40 % en volume. L'utilisation de solutions absorbantes selon l'invention est particulièrement bien adaptée à la désacidification d'effluents gazeux avec des faibles pressions partielles de gaz acides, comme le captage de CO2 contenu dans les fumées de combustion. En effet, la présente invention permet d'utiliser les composés azotés décrits à de fortes concentrations dans la solution absorbante, ce qui est généralement requis dans les applications de captage de CO2 dans les fumées de combustion nécessitant un solvant très réactif. 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 généralement une température comprise entre 20°C et 60°C, une pression comprise entre 1 bar et 5 bar et peuvent comporter entre 50 % et 80 % d'azote, entre 5 % et 40 (3/0 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. L'utilisation d'une solution absorbante selon l'invention est en particulier bien adaptée pour absorber le CO2 contenu dans des fumées de combustion comportant une faible pression partielle de 002, par exemple une pression partielle de CO2 inférieure à 200 mbar. L'utilisation de solutions absorbantes selon l'invention peut également s'appliquer à la désacidification d'un gaz naturel, notamment pour l'élimination sélective de l'H2S d'un 5 effluent gazeux comportant de l'H2S et du 002. Le gaz naturel est constitué majoritairement d'hydrocarbures gazeux, mais peut contenir plusieurs des composés acides suivants : le 002, l'H2S, des mercaptans, du COS, du CS2. La teneur de ces composés acides est très variable et peut aller jusqu'à 70 % en volume pour le CO2 et 40 (3/0 en volume pour l'H2S. La température du gaz naturel peut être comprise entre 20°C et 10 100°C. La pression du gaz naturel à traiter peut être comprise entre 10 et 120 bar. L'invention peut être mise en oeuvre pour atteindre des spécifications généralement imposées sur le gaz désacidifié, qui sont moins de 2% de 002, voire moins de 50 ppm de CO2 pour réaliser ensuite une liquéfaction du gaz naturel et moins de 4 ppm d'H2S, et moins de 50 ppm, voire moins de 10 ppm, volume de soufre total.
15 Exemples Les exemples suivants illustrent le faible pouvoir corrosif des solutions absorbantes selon l'invention utilisées pour limiter la corrosion des aciers faiblement alliés dans un procédé de désacidification d'un gaz.
20 Des essais de corrosion basés sur le protocole décrit ci-dessous permettent d'évaluer la corrosivité d'un électrolyte vis-à-vis d'un métal. Les essais de corrosion sont menés en autoclave, dans des solutions d'amine chargées en CO2 et à haute température. Des coupons de corrosion en grades d'acier faiblement allié (AISI 1020) ou en grades inoxydables (AISI 304L et 316L) sont exposés à 25 ces solutions pour des durées d'au moins trois semaines. Les coupons sont positionnés sur un axe tournant à une vitesse de révolution de l'ordre de 500 tours/min. A la fin de l'essai, la vitesse de corrosion est estimée à partir de la mesure de variation de masse de chaque coupon, et est exprimée en perte d'épaisseur par an.
30 Le tableau 1 ci-dessous donne la composition chimique en éléments majoritaires pour les différents types de coupons de corrosion utilisés. Le fer, non exprimé dans le tableau, est l'élément majoritaire pour tous ces alliages. Élément Grade d'acier (% massique) AISI 316L AISI 304L AISI 1020 C 0,021 0,02 0,186 Si 0,448 0,04 0,223 Mn 1,335 1,62 0,560 Ni 10,295 9,3 0,084 Cr 16,861 19,1 0,106 Mo 2,161 0,2 0,013 N 0,047 S 0,002 0,001 0,022 P 0,029 0,009 Al 0,015 Cu 0,261 Tableau 1 Le tableau 2 donne les conditions des essais (composition en composés azotés de la solution absorbante, température et a le taux de charge en 002, c'est-à-dire le rapport entre le nombre de moles de CO2 et le nombre de moles d'amines et détaille les résultats des essais de corrosion, permettant de comparer le pouvoir corrosif des différentes solutions d'amines en contact avec un acier faiblement allié AISI 1020, ainsi qu'avec les aciers inox AISI 304L et 316L. Les solutions absorbantes testées lors de ces essais contiennent toutes de l'eau 10 en complément des composés azotés cités. Dans le tableau ci-dessous, la THIQ est la TetraHydrolsoQuinoline, la MEA est la MonoEthanolAmine, la DEA est la Diéthanolamine, la MDEA est la Méthyldiéthanolamine, et la TMHDA est la N,N,N',N'-TetraMethylHexane-1 ,6-DiAmine.
15 Conditions de l'essai grade d'acier Vitesse de corrosion (pm/an) TMHDA 50% poids Température : 180 °C a "::-- 0,5 AISI 1020 < 20 AISI 316L < 10 TMHDA 30 % poids et THIQ 5 % poids Température : 160 °C a "::-- 0,7 AISI 1020 < 10 AISI 316L < 10 MEA 40% poids AISI 1020 > 1000 Température : 120 °C a "::-- 0,45 à titre comparatif AISI 304L > 100 DEA 40 % poids AISI 1020 > 200 Température : 110 °C a "::-- 0,45 à titre comparatif AISI 304L 90 AISI 316L 15 DEA 40% poids AISI 1020 > 1000 Température : 140 °C a "::-- 0,45 à titre comparatif AISI 304L 500 AISI 316L 80 MDEA 45% poids Température : 110 °C AISI 1020 > 100 a "::-- 0,45 à titre comparatif AISI 304L < 10 AISI 316L < 10 MDEA 45% poids Température : 140 °C AISI 1020 > 1000 a "::-- 0,45 à titre comparatif AISI 304L 240 AISI 316L > 100 Tableau 2 Les résultats détaillés dans le tableau 2 font apparaître clairement que : pour les solutions absorbantes traditionnelles (MEA / DEA / MDEA), 5 l'utilisation d'acier faiblement allié n'est jamais possible dans les conditions de température classiquement utilisées pour la régénération (120 °C). pour ces mêmes solutions absorbantes traditionnelles, les nuances inoxydables standard (304L et 316L) sont satisfaisantes pour les conditions à 120 °C, mais n'offrent pas une résistance suffisante à la corrosion pour opérer à plus haute 10 température (limite admissible par l'homme de l'art de 50 µm/an pour les nuances inoxydables). la solution absorbante selon l'invention permet l'utilisation de métallurgies standard faiblement alliées même à des températures jusqu'à 180 °C.
Claims (8)
- REVENDICATIONS1. Utilisation d'une solution absorbante dans un procédé de désacidification 5 d'un effluent gazeux contenant des composés acides, pour limiter la corrosion d'équipements dont les surfaces en contact avec ladite solution absorbante comprennent un acier faiblement allié, et pour absorber les composés acides par mise en contact de ladite solution absorbante avec ledit effluent gazeux, l'acier faiblement allié étant composé d'au moins 90 % massique de fer, de 0,01 % à 2,5 % massique de carbone, et 10 d'au moins un élément d'addition choisi parmi l'aluminium, le chrome, le cobalt, le cuivre, le manganèse, le molybdène, le nickel, le niobium, le phosphore, le silicium, le titane, le tungstène, le vanadium, la teneur individuelle dudit au moins un élément d'addition étant inférieure à 5% massique, et ladite solution comprenant de l'eau et un composé azoté de formule (I ) (N,N,N',N'-TetraMethylHexane-1,6-DiAmine) N N\ 15 I
- 2. Utilisation selon la revendication 1, dans laquelle la solution absorbante comporte une fraction massique dudit composé azoté comprise entre 10 % et 60 % en poids de la solution absorbante, et une fraction massique d'eau comprise entre 10 % et 20 90 % poids de la solution absorbante, la somme des fractions massiques d'eau et dudit composé azoté étant supérieure ou égale à 50 `Vo.
- 3. Utilisation selon l'une des revendications précédentes, dans laquelle la solution absorbante comporte en outre une quantité non nulle et inférieure ou égale à 15 25 % poids, de préférence entre 0,5 % poids et 10 % poids bornes comprises, d'au moins un composé azoté supplémentaire comprenant une fonction amine primaire ou secondaire utilisé en tant que composé activateur.
- 4. Utilisation selon la revendication 3, dans laquelle ledit au moins un 30 composé activateur est choisi dans le groupe constitué par: - MonoEthanolAmine,AminoEthylEthanolAmine, DiGlycolAmine, Pipérazine, N-(2-HydroxyEthyl)Pipérazine, N-(2-AminoEthyl)Pipérazine, N-MethylPipérazine, N-EthylPipérazine, N-PropylPipérazine, 1,1,9,9-TetraMéthylDiPropylèneTriamine, Morpholine, Pipéridine, 3-(MetylAmino)PropylAmine, 1,6-hexanediamine et tous ses dérivés diversement N-alkylés tels par exemple la N,N'-diméthy1-1,6-hexanediamine, la N-méthy1-1,6-hexanediamine ou la N,N,N'-triméthy1-1,6-hexanediamine, PhénéthylAmine, BenzylAmine, N-MethylBenzylAmine, N-EthylBenzylAmine, a-MethylBenzylAmine, a- EthylBenzylAmine, TetraHydrolsoQuinoline, Isolndoline, ButylAmine, N-ButylPipérazine.
- 5. Utilisation selon l'une des revendications précédentes, dans laquelle l'absorption des composés acides est réalisée à une pression comprise entre 1 bar et 120 bar, et à une température comprise entre 20°C et 100°C.
- 6. Utilisation selon l'une des revendications précédentes, dans laquelle au moins une partie de la solution absorbante chargée en composés acides issue de la miseen contact avec l'effluent gazeux est régénérée à une pression comprise entre 1 bar et 10 bar et une température comprise entre 100°C et 180°C.
- 7. Utilisation selon l'une des revendications précédentes, dans laquelle l'effluent gazeux est choisi parmi le gaz naturel, les gaz de synthèse, les fumées de combustion, les gaz de raffinerie, les gaz acides issus d'une unité aux amines, les gaz issus d'une unité de réduction en queue du procédé Claus, les gaz de fermentation de biomasse, les gaz de cimenterie, les fumées d'incinérateur.
- 8. Utilisation selon l'une des revendications précédentes pour éliminer le CO2 contenu dans une fumée de combustion.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| FR1360018A FR3011746B1 (fr) | 2013-10-15 | 2013-10-15 | Utilisation d'une solution absorbante dans un procede de desacidification d'un gaz pour limiter la corrosion d'equipements en acier faiblement allie |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| FR1360018A FR3011746B1 (fr) | 2013-10-15 | 2013-10-15 | Utilisation d'une solution absorbante dans un procede de desacidification d'un gaz pour limiter la corrosion d'equipements en acier faiblement allie |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| FR3011746A1 true FR3011746A1 (fr) | 2015-04-17 |
| FR3011746B1 FR3011746B1 (fr) | 2016-09-30 |
Family
ID=49667471
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| FR1360018A Active FR3011746B1 (fr) | 2013-10-15 | 2013-10-15 | Utilisation d'une solution absorbante dans un procede de desacidification d'un gaz pour limiter la corrosion d'equipements en acier faiblement allie |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| FR (1) | FR3011746B1 (fr) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2022257197A1 (fr) * | 2021-06-09 | 2022-12-15 | 华东理工大学 | Application d'un composé amine dans l'élimination de sulfures organiques |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6689332B1 (en) * | 1992-09-16 | 2004-02-10 | The Kansai Electric Power Co, Inc. | Process for removing carbon dioxide from combustion gases |
| WO2010012883A2 (fr) * | 2008-07-28 | 2010-02-04 | Ifp | Solution absorbante a base de n,n,n',n'-tétraméthylhexane- 1,6-diamine et d'une amine particuliere comportant des fonctions amine primaire ou secondaire et procédé d'elimination de composes acides d'un effluent gazeux |
| FR2938453A1 (fr) * | 2008-11-20 | 2010-05-21 | Inst Francais Du Petrole | Methode pour reduire la degradation d'une solution absorbante mise en oeuvre dans une installation de desacidification d'un gaz |
| WO2011095703A1 (fr) * | 2010-02-08 | 2011-08-11 | IFP Energies Nouvelles | Procede de desacidification d'un gaz par une solution absorbante avec liberation d'un effluent gazeux a partir de la solution absorbante et lavage de cet effluent par la solution absorbante regeneree |
| WO2013118819A1 (fr) * | 2012-02-08 | 2013-08-15 | 公益財団法人地球環境産業技術研究機構 | Solution aqueuse absorbant et récupérant efficacement le dioxyde de carbone dans un gaz d'échappement, et procédé de récupération de dioxyde de carbone l'utilisant |
-
2013
- 2013-10-15 FR FR1360018A patent/FR3011746B1/fr active Active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6689332B1 (en) * | 1992-09-16 | 2004-02-10 | The Kansai Electric Power Co, Inc. | Process for removing carbon dioxide from combustion gases |
| WO2010012883A2 (fr) * | 2008-07-28 | 2010-02-04 | Ifp | Solution absorbante a base de n,n,n',n'-tétraméthylhexane- 1,6-diamine et d'une amine particuliere comportant des fonctions amine primaire ou secondaire et procédé d'elimination de composes acides d'un effluent gazeux |
| FR2938453A1 (fr) * | 2008-11-20 | 2010-05-21 | Inst Francais Du Petrole | Methode pour reduire la degradation d'une solution absorbante mise en oeuvre dans une installation de desacidification d'un gaz |
| WO2011095703A1 (fr) * | 2010-02-08 | 2011-08-11 | IFP Energies Nouvelles | Procede de desacidification d'un gaz par une solution absorbante avec liberation d'un effluent gazeux a partir de la solution absorbante et lavage de cet effluent par la solution absorbante regeneree |
| WO2013118819A1 (fr) * | 2012-02-08 | 2013-08-15 | 公益財団法人地球環境産業技術研究機構 | Solution aqueuse absorbant et récupérant efficacement le dioxyde de carbone dans un gaz d'échappement, et procédé de récupération de dioxyde de carbone l'utilisant |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| DATABASE WPI Week 201358, Derwent World Patents Index; AN 2013-M39510 * |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2022257197A1 (fr) * | 2021-06-09 | 2022-12-15 | 华东理工大学 | Application d'un composé amine dans l'élimination de sulfures organiques |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| FR3011746B1 (fr) | 2016-09-30 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EP2310110B1 (fr) | Solution absorbante a base de n,n,n',n'-tetramethylhexane-1,6-diamine et d'une amine comportant des fonctions amine primaire ou secondaire et procede d'elimination de composes acides d'un effluent gazeux | |
| EP1656983B1 (fr) | Procédé de désacidification d'un gaz avec une solution absorbante à régénération fractionnée | |
| US6939393B2 (en) | Method for neutralizing a stream of fluid, and washing liquid for use in one such method | |
| CA2825433C (fr) | Procede d'absorption de composes acides contenus dans un effluent gazeux au moyen d'une solution aqueuse a base d'amine | |
| FR2863910A1 (fr) | Procede de capture du dioxyde de carbone contenu dans des fumees | |
| WO2014129400A1 (fr) | Liquide destiné à absorber et récupérer le dioxyde de carbone contenu dans un gaz, et procédé de récupération de dioxyde de carbone mettant en œuvre celui-ci | |
| FR3011746A1 (fr) | Utilisation d'une solution absorbante dans un procede de desacidification d'un gaz pour limiter la corrosion d'equipements en acier faiblement allie | |
| EP2903718B1 (fr) | Procede d'absorption selective du sulfure d'hydrogene d'un effluent gazeux comprenant du dioxyde de carbone par une solution absorbante a base d'amines comprenant un agent viscosifiant | |
| CA2985846C (fr) | Solvant et procede permettant d'eliminer des gaz acides d'un melange gazeux | |
| WO2021121983A1 (fr) | Procede d'élimination de composes acides d'un effluent gazeux avec une solution absorbante d'amines tertiaires | |
| EP2480315A1 (fr) | Procede de desacidification d'un gaz par solution absorbante avec elimination du cos par hydrolyse | |
| AU2011320717B2 (en) | Use of 2-(3-aminopropoxy)ethan-1-ol as an absorbent to remove acidic gases | |
| CN102343204A (zh) | 从酸性气流中脱除硫化物的方法 | |
| FR2958180A1 (fr) | Procede de desacidification d'un gaz par une solution absorbante, avec section de lavage acide | |
| WO2009156618A1 (fr) | Solution absorbante contenant un inhibiteur de dégradation à fonction thiocarbonyle et méthode pour limiter la dégradation d'une solution absorbante | |
| FR3011747A1 (fr) | Utilisation d'une solution absorbante dans un procede de desacidification d'un gaz pour limiter la corrosion d'equipements en acier faiblement allie | |
| Jones et al. | Oxygen removal in natural gas systems | |
| WO2016193257A1 (fr) | Procede d'elimination de composes acides d'un effluent gazeux avec une solution absorbante a base d'aminoethers tel que le bis-(3-dimethylaminopropoxy)-1,2-ethane | |
| FR2970423A1 (fr) | Solution absorbante contenant une combinaison d'hinhibiteurs de degradation comportant un derive d'un triazole ou d'un tetrazole et procede d'absorption de composes acides contenus dans un gaz | |
| WO2014114862A2 (fr) | 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 | |
| FR2979550A1 (fr) | Dispositif et procede de desacidification d'un gaz avec section pour limiter les entrainements de gaz dans la solution absorbante | |
| FR2970424A1 (fr) | Solution absorbante contenant une combinaison d'inhibiteurs de degradation comportant un derive du thiadiazole et procede d'absorption de composes acides contenus dans un effluent gazeux | |
| FR3137100A1 (fr) | Procédés pour nettoyer le gaz résiduaire de la production de noir de carbone et système et installation pour ceux-ci contexte de l’invention | |
| FR2969503A1 (fr) | Procede cyclique d'elimination des composes acides d'une fumee de combustion au moyen d'une solution absorbante a base d'amines et de derives carbonyles | |
| Sehgal | Technical and economic comparison of natural gas sweetening process |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PLFP | Fee payment |
Year of fee payment: 3 |
|
| PLFP | Fee payment |
Year of fee payment: 4 |
|
| PLFP | Fee payment |
Year of fee payment: 5 |
|
| PLFP | Fee payment |
Year of fee payment: 6 |
|
| PLFP | Fee payment |
Year of fee payment: 7 |
|
| PLFP | Fee payment |
Year of fee payment: 8 |
|
| PLFP | Fee payment |
Year of fee payment: 9 |
|
| PLFP | Fee payment |
Year of fee payment: 10 |
|
| PLFP | Fee payment |
Year of fee payment: 11 |