MX2014014371A - Composicion absorbente para absorcion selectiva de sulfuro de hidrogeno. - Google Patents

Abstract

Una composición absorbente que son de utilidad en la eliminación selectiva de sulfuro de hidrógeno en relación con dióxido de carbono desde las mezclas gaseosas que incluyen sulfuro de hidrógeno y dióxido de carbono y el uso del mismo. La composición absorbente incluyó una mezcla de amina de un producto de reacción de aminación de terbutilamina con una mezcla polietilenglicol polidisperso (PEG) con un peso molecular promedio dentro de un determinado intervalo de valores de peso molecular. El producto de la reacción de aminación también puede incluir una primera y segunda amina con dificultades estéricas. La composición absorbente, preferiblemente, incluye un codisolvente orgánico, como el compuesto sulfona. Se presenta un método para mejorar el funcionamiento de algunos procesos de absorción de gas por la uso de la composición absorbente.

Description

COMPOSICION ABSORBENTE PARA ABSORCION SELECTIVA DE SULFURO DE HIDROGENO Campo de la Invención La presente invención describe una composición absorbente que es de utilidad en la eliminación selectiva de sulfuro de hidrógeno a partir de corrientes de gas que contienen sulfuro de hidrógeno y dióxido de carbono, que incluye el uso de una composición absorbente y un método para mejorar un proceso para la eliminación selectiva de sulfuro de hidrógeno a partir de la corriente de gas que contiene sulfuro de hidrógeno y dióxido de carbono.

Antecedentes de la Invención El uso de ciertos compuestos de amina y soluciones para la separación de gases ácidos como ser CO2, H2S, CS2, HCN, y COS a partir de mezclas gaseosas es conocido como tratamiento de gas. La patente de EUA N° 3,347,621 describe uno de los primeros métodos para la separación de gases ácidos a partir de mezclas gaseosas. El proceso descrito en esta patente utiliza un absorbente líquido que incluye alcanolamina.y una sulfona que se pone en contacto con una mezcla de gas que contiene componentes de gas ácido. Los ejemplos de otras patentes anteriores que describen el uso de soluciones de alcanolamina y sulfona en el tratamiento de mezclas gaseosas que contienen concentraciones significativas de H2S, CO2 y COS Ref . 252628 son las patentes de EUA. N° 3,965,244 y N° 3,989,811.

En la última patente, la patente de EUA N° 4,894,178 se describe el uso de una mezcla de dos aminas muy dañadas en la eliminación selectiva de H2S a partir de las mezclas de gas que contienen H2S y CO2. Uno de los ejemplos presentados fue una mezcla de dos aminas severamente dañadas que incluye bis(tercbutil aminoetoxi)-etano (BTEE) y etoxietoxietanol-tercbutil amina (EEETB). Se obtiene esta mezcla por tercbutilaminación catalítica en un paso de trietilenglicol para producir una primera amina, por ejemplo, BTEE, y una segunda amina, por ejemplo, EEETB, con un cociente de peso de la primera amina con respecto a la segunda amina en el intervalo de 0.43:1 a 2.3:1.

La patente ?78 indica que un problema asociado al uso de soluciones acuosas de BTEE es que sufren de la separación de fase bajo condiciones de regeneración. La patente ?78 también indica que EEETB puede utilizarse para la eliminación selectiva de H2S en presencia de CO2 y que una mezcla de BTEE y EEETB proporciona una mejor selectividad y capacidad por H2S que EEETB por si solo, además no separa las fases bajo condiciones de regeneración como las soluciones acuosas de BTEE.

Antes de utilizar la mezcla de amina que se describe en la patente ?78 se explica que la mezcla de amina puede estar incluida en un medio líquido como el agua, un disolvente orgánico y sus mezclas. El medio líquido preferido incluye el agua, pero otros disolventes adecuados incluyen los absorbentes físicos descritos en la patente de EUA N° 4,112,051. Las sulfonas, como el sulfano, son los absorbentes físicos adecuados. El medio líquido puede mezclarse con agua y disolvente orgánico y generalmente está presente con el absorbente en concentraciones en el intervalo de 0.1 a 5 moles por litro, preferiblemente de 0.5 a 3 moles por litro, de la composición total de absorbente. No obstante, no está claro a cuáles unidades molares de cuál patente '178 se refieren.

La patente de EUA N° 4,961,873 describe una composición de absorbente que incluye una mezcla de dos aminas severamente dañadas similares a la mezcla descrita en la patente de EUA N° 4,894,178 con un cociente de peso de la primera y la segunda amina en el intervalo de 0.43:1 a 2.3:1, una sal amina y/o un aminoácido dañado severamente. La mezcla de amina severamente dañada y la sal de amina dañada y/o los aditivos aminoácidos se disuelven en un medio líquido. La mezcla de amina y aditivo de la composición de absorbente antes de ser parte de un medio líquido incluye desde 5 a 70 % p de mezcla de amina, desde aproximadamente 5 a 40 % p de aditivo, y el restante es agua con el porcentaje en peso basado en el peso de la composición de absorbente líquido total.

Al igual que en la patente ?78, la patente'873 describe que, antes de utilizar la composición de absorbente líquida que incluye la mezcla de amina gravemente dañada, puede incluirse en un medio líquido como el agua, un disolvente orgánico y sus mezclas. El medio líquido preferido incluye el agua, pero otros disolventes adecuados incluyen los absorbentes físicos descritos en la patente de EUA N° 4,112,051. Las sulfonas, como el sulfano, son los absorbentes físicos adecuados. El medio líquido puede mezclarse con agua y disolvente orgánico y generalmente está presente con el absorbente en concentraciones en el intervalo de 0.1 a 5 moles por litro, preferiblemente de 0.5 a 3 moles por litro, de la composición total de absorbente. No obstante, no está claro a cuáles unidades molares de cuál patente '873 se refieren.

En el campo del tratamiento de gas hay muchos esfuerzos para encontrar nuevas composiciones absorbentes y mejoradas de utilidad en la eliminación de componentes gaseosos ácidos que están incluidos en las corrientes de hidrocarburo normalmente gaseosas. Para algunas aplicaciones de tratamiento de gas, puede ser deseable tratar mezclas de gas que contienen CO2 y H2S como para eliminar selectivamente el H2S de estas mezclas de gas al tiempo que disminuyen lo más posible la eliminación de CO2. En algunas ocasiones, la corriente de gas a ser tratada para la eliminación selectiva de H2S pueden incluir una baja concentración de H2S, en relación con la concentración de CO2 que debe seguir reduciéndose. Un ejemplo de el proceso de corrientes de gas a ser tratados incluye gases de cola Claus. Estas corrientes de gas de cola generalmente presentan concentraciones altas de dióxido de carbono pero concentraciones relativamente bajas de sulfuro de hidrógeno y generalmente es deseable eliminar el H2S para obtener una corriente concentrada de H2S para introducir a la unidad de azufre de Claus.

Breve Descripción de la Invención De acuerdo con esto, se describe una composición de absorbente que sea de utilidad en la eliminación selectiva del sulfuro de hidrógeno a partir de la mezcla de gas que contiene sulfuro de hidrógeno y dióxido de carbono. La composición de absorbente incluye: (a) desde 75 p% a 98 p%, en base al peso total de la composición de absorbente, de un disolvente acuoso; y (b) de 2 p% a 25 p%, en base al peso total de la composición de absorbente, de un codisolvente orgánico, en donde el disolvente acuoso incluye de 20 p% a 70 p%, en base al peso total de el disolvente acuoso, de un producto de la reacción de aminación de una mezcla de polietilenglicol polidispersdo (PEG) con un peso molecular promedio que se encuentra en el intervalo de 180 a 1000 y t-butilamina, donde el producto de la reacción de aminación incluye también al menos una amina con dificultades estérica y una segunda con dificultades estéricas, y desde 30 p% y 80 p% de agua, en base al peso total de el disolvente acuoso, y en el que el codisolvente orgánico se selecciona del grupo de sulfonas, derivados de sulfonas, y los sulfóxidos.

Otra modalidad de la composición de absorbente incluye: (a) un disolvente acuoso, que incluye al menos dos aminas con dificultades estéricas, que incluye una primera amina con dificultades estéricas y una segunda amina con dificultades estéricas que son al menos en parte inmiscibles a temperaturas elevadas; y (b) el codisolvente orgánico presente es la composición absorbente a una concentración efectiva para promover la miscibilidad de la primera amina con dificultades estéricas a las temperaturas elevadas.

Otra modalidad de la composición de absorbente incluye una mezcla de amina de al menos una mezcla de al menos una primera amina con dificultades estéricas y una segunda amina con dificultades estéricas; un codisolvente orgánico seleccionado del grupo de sulfonas, derivados de sulfona, y sulfóxidos; y agua.

También se describe un método para mejorar un proceso que utiliza un absorbente de amina para la eliminación selectiva de un sulfuro de hidrógeno a partir de una corriente de gas que incluye sulfuro de hidrógeno y dióxido de carbono. Este método incluye proporcionar la composición de absorbente amina con al menos dos aminas con dificultades estéricas que incluyen una primera amina con dificultades estéricas y una segunda amina con dificultades estéricas y un codisolvente orgánico a una concentración efectiva para mejorar la miscibilidad de la primera amina con dificultades estéricas y la segunda amina con dificultades estéricas.

Otro aspecto del método para mejorar un proceso que utiliza una amina absorbente para la eliminación selectiva de sulfuro de hidrógeno a partir de una corriente de gas que incluye sulfuro de hidrógeno y dióxido de carbono incluye proporcionar la composición de absorbente de amina con un producto de la reacción de aminación de una mezcla de polietileno polidispersa (PEG) con un peso molecular promedio que se encuentra en el intervalo de 180 a 1000 y t-butilamina, donde el producto de la reacción de aminación que también incluye al menos una primera amina con dificultades estéricas y una segunda amina con dificultades estéricas, y un codisolvente orgánico seleccionado del grupo de las sulfonas, derivados de sulfona y sulfóxidos.

Breve Descripción de las Figuras La figura 1 es un diagrama de flujo que describe un sistema de absorción y regeneración para las corrientes de tratamiento de gas que contiene H2S y CO2 para eliminar selectivamente ¾S de la misma.

La FIG. 2 presenta gráficas de los cocientes de las velocidades medidas (H2S tasa de absorción/C02 tasa de absorción) como función de ¾S en el gas tratado para la mezcla de amina de la invención y para MDEA.

La figura 3 presenta gráficos de la concentración de H2S medida en un gas tratado como función del CO2 contenido en el gas a ser tratado proporcionado por la mezcla de amina de la invención y MDEA.

La figura 4 presenta los gráficos del porcentaje de CO2 total contenido en una corriente de gas fuente que se absorbe por la mezcla de amina de la invención o por MDEA como función de la concentración de CO2 en la corriente de gas de fuente.

Descripción Detallada de la Invención La composición de absorción de la invención es particularmente útil en la absorción selectiva de sulfuro de hidrógeno a partir de las mezclas gaseosas que incluyen sulfuro de hidrógeno y dióxido de carbono. La composición también puede aplicarse en la eliminación de la absorción de otros gases ácidos además del sulfuro de hidrógeno (¾S).

Las corrientes de gas que deben tratarse utilizando la composición de la invención pueden obtenerse a partir de una amplia variedad de fuentes de las mezclas de gas. Las mezclas gaseosas pueden incluir los gases que contienen hidrocarburos generados por el proceso que incluye la pirólisis de arenas bituminosas y gases que contienen hidrocarburo producidos o generados por un coquizador de refinería y unidades de craqueado y por otras operaciones de refinería de petróleo crudo. Las corrientes de gas natural con concentraciones de compuestos ácidos, como los compuestos anteriormente mencionados, también pueden tratarse con la composición de la invención.

Más aún, la composición puede utilizarse para tratar corrientes de gas que contienen concentraciones muy bajas de hidrocarburos, e incluso, sin concentración de material o sustancialmente sin concentración de hidrocarburos o con un material sin hidrocarburos. Un ejemplo de la corriente de gas con muy baja concentración de hidrocarburo, si existe, es una corriente de gas de cola de unidad de Claus.

Por su alta selectividad en la absorción de H2S en relación con CO2 y su alta capacidad de carga de H2S, la composición de absorbente de la invención es especialmente útil en el tratamiento de las corriente de gas de cola de Claus. Las corrientes de gas de cola de Claus generalmente presentan bajas concentraciones de dióxido de carbono, pero las concentraciones de H2S tienden a ser muy elevadas lo que permite que las corrientes entren en combustión o se secreten en la atmósfera. Por lo tanto, generalmente es deseable eliminar una porción importante del H2S desde la corriente de gas de cola y para utilizar el H2S removido como fuente de recielaje hacia la unidad de Claus. Sin embargo, generalmente no es deseable reciclar el CO2 con el H2S recuperado a la unidad de Claus; porque el CO2 carga la unidad porque pasa por la misma incambiada.

Las corrientes de gas de unidad de cola generalmente están a concentraciones de H2S en el intervalo desde 0.2 vol. % (2,000 ppmv) a aproximadamente 4 vol. % (40,000 ppmv). Más específicamente, la concentración de ¾S puede encontrarse en el intervalo de 4,000 ppmv a 15,000 ppmv, e incluso, de 6,000 ppmv a 12,000 ppmv.

La concentración de CO2 de la corriente de gas de cola en algunas ocasiones puede encontrarse en el intervalo ascendente de 90 vol. % de la corriente de gas, que dependen de la gas de combustión en particular que se utiliza en el paso térmico de la unidad de Claus. Por ejemplo, si el gas de combustión oxígeno puro se utiliza en un paso térmico de la unidad de Claus para quemar el H2S, habrá muy poco nitrógeno en el gas de cola y una concentración muy elevada de CO2. Sin embargo, cuando se utiliza aire como gas de combustión, la concentración de CO2 en el gas de cola será mucho menor y la concentración de N2 será un componente significativo del gas de cola. En general, la concentración de CO2 en el gas de cola es considerablemente más alto que su concentración de H2S, y la concentración de CO2 del gas de cola puede encontrarse en el intervalo de 1 vol. % (10 000 ppmv) a 60 vol. %. Más particularmente, la concentración de CO2 se encuentra en el intervalo de 2 vol. a 50 vol. o de 3 vol. % a 40 vol. %.

En el caso típico en el cual el aire es el gas de combustión del paso térmico de la unidad de Claus, la corriente de gas de cola incluye una importante porción que es nitrógeno molecular (N2), que generalmente está a concentraciones de 40 a 80 vol. %.

La composición de absorbente proporciona un gas de cola tratado con una concentración de H2S excepcionalmente baja, de menos de 100 partes por volumen por millón (ppmv), pero, más específicamente, la concentración de H2S del gas de cola tratado es menos de 50 ppmv. Es preferible que la concentración de H2S en el gas de cola tratado puede ser menos de 25 ppmv, y más preferiblemente, es menor a 10 ppmv. Un límite inferior práctico para la concentración H2S de la gas de cola tratada es 1 ppmv, y, más típicamente, no inferior a unos 5 ppmv, pero debe entenderse que generlmente se desea que la concentración de H2S en el gas de cola tratado sea la menor posible.

Un componente esencial de la composición de absorbente de la invención es la mezcla de los compuestos de amina que se incluyen como uno de los componentes del disolvente acuoso de la composición absorbente. Se cree que la mezcla particular de aminas y sus propiedades contribuyen en parte a la selectividad especial y características de absorción de la composición absorbente de la invención.

El componente de la mezcla de amina del disolvente acuoso y la composición de absorbente es un producto de la reacción de aminación. El producto de la reacción de aminación se prepara por reacción catalítica, bajo condiciones de reacción adecuadas como se describe a continuación en la presente, de un compuesto amina, que preferiblemente, es terbutilamina, con la fórmula (CHsHCNHh, con polietilenglicol, como se representa con la siguiente fórmula: HOCH2(CH2OCH2)nCH20H, donde n es un número entero.

Uno de los atributos de la mezcla de amina, o del producto de reacción de aminación, los resultados a partir de las características del reactor polietilenglicol (denominado en la presente "PEG") que se utiliza en la preparación de una mezcla de amina. El reactivo de PEG no incluye una sola molécula de PEG, pero incluye más de una molécula de PEG.

Preferiblemente, el reactivo de PEG utilizado en la preparación del producto de reacción de aminación es una mezcla que incluye dos o más moléculas PEG o una distribución de diferentes moléculas de PEG con la fórmula antes mencionada, en donde por cada una de las moléculas de PEG individuales, el número entero es de un valor diferente. Por lo tanto, la mezcla de amina no es un producto de reacción de la terbutilamina y una sola molécula de PEG, por ejemplo, el trietilenglicol, por otro lado, es un producto de reacción de terbutilamina con una distribución de los compuestos moleculares de PEG.

La mezcla de compuestos PEG utilizados para la preparación del producto de la reacción de aminación incluye generalmente dos o más compuestos PEG diferentes con la fórmula antes mencionada, donde n es un número entero seleccionado de valores en el intervalo de 1 a 24. Es preferible que la mezcla de PEG incluya dos o más moléculas de la fórmula antes mencionada, donde el entero n se selecciona del intervalo de números enteros de 2 a 20, y preferiblemente del intervalo de números enteros de 2 a 18, y, más preferiblemente, desde el intervalo de números enteros de 3 a 15.

La mezcla de compuestos PEG utilizado como reactivo debería ser de un peso promedio en el intervalo de 180 a 1 000. Por lo tanto, la combinación de moléculas PEG individuales y sus concentraciones relativas en la mezcla de compuestos PEG utilizados como un reactivo en la preparación de un producto de la reacción de aminación son tales como para proporcionar una mezcla de compuestos PEG con el peso molecular promedio en el intervalo de 180 a 1,000. Es preferible que la mezcla de PEG utilizada como reactivo en la preparación del producto de reacción de aminación sea de un peso molecular promedio que se encuentra en el intervalo de aproximadamente 180 a aproximadamente 400, y más preferiblemente, el peso molecular promedio se encuentra en el intervalo de 200 a 300.

El peso molecular promedio tal como se utiliza en la presente es el peso molecular promedio que se determina por medición del peso molecular de cada molécula de PEG de la mezcla de PEG, lo que suma los pesos, y luego se divide por el número de moléculas PEG de la mezcla de PEG.

La reacción de aminación para preparar la mezcla de amina de la invención se realiza por contacto de los reactivos, a saber, terbutilamina, mezcla de PEG, e hidrógeno, con el catalizador de aminación de la invención bajo condiciones de reacción de aminación adecuadas para obtener una mezcla de amina, a saber, el producto de la reacción de aminación.

La selección de un catalizador de aminación para utilizar en esta reacción catalítica es importante porque proporciona una mezcla de amina con las propiedades y las características de la invención. Es una combinación de las características y las propiedades del reactivo PEG junto con los del catalizador de aminación utilizado en la reacción de aminación que proporciona la mezcla de amina singular de la invención. Por lo tanto, la composición y otras características del catalizador de aminación puede ser importante, e incluso crítico de la invención.

El catalizador de aminación que se utiliza en la preparación de la mezcla de amina contiene componentes de metal catalíticamente activo, que incluye un componente de níquel (Ni), un componente de (Cu) y un componente de (Zr) o un componente de cromo (Cr) o ambos, y opcionalmente, pero preferiblemente, un componente de estaño (Sn). Puede ser deseable en algunas instancias que los catalizadores de aminación presenten ausencia material o ausencia sustancial o ausencia de el metal como el cobalto (Co), o tungsteno (W) o molibdeno (Mo), o renio (Re) o cualquier combinación de uno o más de los mismos. En ciertos otros aspectos de los catalizadores de aminación, puede que haya ausencia material o ausencia sustancial o ausencia de circonio o cromio, pero no ambos componentes.

Las composiciones de catalizador de aminación posible que pueden utilizarse para preparar la mezcla de amina se describen en las patentes de EUA: N°. 4,152,353; N° 6,057,442; N° 7,196,033; y N° 7,683,007, las descripciones de estas se incluyen en la presente como referencia.

En un aspecto más específico de la invención, el catalizador de aminación incluye: desde 40 a 90 % p de níquel; desde 4 a 40 % p de cobre; y desde 1 a 50 % p de zirconio o cromo, o una combinación de zirconio y cromo. El catalizador de aminación puede también incluir, y preferiblemente incluye, desde 0.2 a 20% p de estaño.

El catalizador de aminación de la invención puede prepararse por cualquier variedad de los métodos conocidos por los expertos en la temática para producir un catalizador de la composición antes mencionada; si el catalizador puede utilizarse adecuadamente para la preparación de la mezcla de amina de la invención. Un ejemplo de un método de preparación de un catalizador de aminación es peptidizar las mezclas pulverizadas de hidróxidos, carbonatos, óxidos, u otras sales de componentes de metal (níquel, cobre, zirconio, cromo y estaño) con agua en proporciones como para obtener una composición tal como se define en la presente, para luego extraer y tratar con calor la composición resultante.

La reacción de aminación puede llevarse a cabo con una disposición o configuración de reactor adecuado y bajo cualquier condición de reacción que permiten obtener el producto de reacción de aminación deseada. Otros posibles reactores para esta reacción de aminación incluyen los reactores de lecho fijo, los reactores de lecho fluido, reactores agitados continuos, y reactores de lote.

La primera amina con dificultad estérica se selecciona del grupo de compuestos amina con la siguiente fórmula: ( CH3 ) 3CNH ( CH2CH2O) XCH2CH2NHC ( CH3 ) 3 , cuando x es un entero en el intervalo de 2 a 16 , preferiblemente, de 3 a 14 .

La segunda amina con dificultad estérica se selecciona del grupo de compuestos amina con la siguiente fórmula: (CH3)3CNH(CH2CH20)XCH2CH20H, cuando x es un entero en el intervalo de 2 a 16, preferiblemente, de 3 a 14.

En ciertas modalidades de la invención, el cociente de peso de la primera y segunda amina con dificultades estéricas dentro de la mezcla de aminas puede encontrarse en el intervalo ascendente de 10:1. En otros casos, la mezcla de amina de la composición absorbente está compuesta por un cociente en peso de la primera y segunda amina con dificultades estéricas en el intervalo de 2.5:1 a 8:1, preferiblemente, de 2.8:1 a 7:1, y más preferiblemente de 3:1 a 6:1.

En una modalidad de la invención, la composición absorbente incluye una mezcla de amina, como se describe anteriormente, combinado con agua para proporcionar o formar un disolvente acuoso que es un componente de la composición absorbente.

El componente de mezcla amina del disolvente acuoso está presente generalmente en concentraciones en el intervalo de 20%p a 70%p y el componente de agua está generalmente presente en concentraciones en el intervalo de 30%p a 80%p. Los valores de porcentaje en peso para estos componentes se basan en el peso total del disolvente acuoso o la mezcla de amina más el agua.

Se prefiere que el disolvente acuoso incluya de 25 %p a 65 %p de la mezcla de amina, o desde 35 %p a 55 %p de la mezcla de amina. Es más preferible que la mezcla de amina esté presente en el disolvente acuoso en el intervalo de 40 %p a 50 %p.

El contenido de agua del disolvente acuoso está preferiblemente en el intervalo de 35 % p a 75 %p, o de 45 %p a 65 %p, y, más preferiblemente, el contenido de agua es de 50 % p a 60 %p.

Se ha descubierto que un problema asociado al uso de la mezcla de amina o del disolvente acuoso en el tratamiento de absorción de las mezclas de gas es la separación en muchas fases a temperaturas en el intervalo de las temperaturas de regeneración para la mezcla de amina o el disolvente acuoso. La mezcla de amina o el disolvente acuoso puede utilizarse en procesos para el tratamiento de corrientes de gas con concentraciones de gases ácidos y la remoción de gases de la misma. Estos procesos pueden utilizar sistemas de tratamiento de corrientes de gas, los cuales incluyen una columna de contacto y un sistema regenerador que incluye una columna de regenerador que generalmente contiene un revaporizador.

La columna de contacto del sistema de tratamiento proporciona medios de contacto de una mezcla sin amina o un sin disolvente acouso con una corriente de gas o mezcla, con una concentración de uno o más componentes de gas ácido, como el H2S, para obtener una corriente de gas tratado y una mezcla de amina rica en H2S o un disolvente acuoso rico en H2S. El sistema regenerador proporciona medios para recibir y regenerar una mezcla de amina rica en H2S o un disolvente acuoso rico en H2S para producir la mezcla de amina sin H2S o un disolvente acuoso sin H2S para introducir en la columna de contacto y utilizarla en la misma.

Un sistema regenerador incluye generalmente una columna de regenerador que proporciona medios para separar los componentes de gas ácido absorbido de la mezcla de amina rica en H2S O el disolvente acuoso rico en H2S. También existe un revaporizador conectado operativamente o asociado con una columna de regenerador que proporciona medios para introducir calor en la mezcla de amina o el disolvente acuoso y para de esta manera proporcionar energía calorífica para la operación del sistema regenerador. En la operación del sistema de regeneración, la temperatura de regeneración puede variar dependiendo de la presión de operación del regenerador y la composición de mezcla de amina o de disolvente acuoso que se está regenerando.

Generalmente, la temperatura de regeneración se encuentra en el intervalo de 80°C a 150°C. Una temperatura de regeneración más específica se encuentra en el intervalo de 85 °C a 140 °C, y, más específicamente, la temperatura de regeneración se encuentra en el intervalo de 90 °C a 130 °C.

Tal como se mencionó anteriormente, se ha encontrado que la mezcla de amina y las composiciones de disolvente acuoso tienden a separarse en dos o más fases líquidas a determinadas condiciones de temperatura elevadas. Particularmente, la mezcla de amina o el disolvente acuoso separa las fases bajo condiciones a las cuales funciona el sistema regenerador antes mencionado. Este fenómeno de separación de fases es sorpresivo; porque cierta información de las invenciones anteriores indican que diversas mezclas de aminas muy dañadas que son diferentes de las mezclas de aminas definidas en la presente no separan las fases bajo ciertas condiciones de regeneración. No se busca la separación de fases y esto puede suponer ciertos problemas operativas, o al menos, contribuir a un mayor costo de operación de los sistemas de tratamiento de gas.

No obstante, se ha encontrado que algunos de los problemas asociados con la separación de fases que tiene lugar con la mezcla de amina y el disolvente acuoso pueden resolverse con el uso y la aplicación de un codisolvente orgánico. Por lo tanto, se describe una composición de absorbente mejorada de la mezcla de amina y el disolvente acuoso que se describe en la presente por agregado de una concentración de codisolvente orgánico con la mezcla de amina o el disolvente acuoso a concentraciones que son efectivas para promover la miscibilidad de los componentes individuales de la mezcla de amina o del disolvente acuoso.

El codisolvente orgánico específico puede seleccionarse adecuadamente del grupo de compuestos orgánicos que incluye sulfonas, derivados de sulfona y sulfóxidos. Estos compuestos se definen y describen en gran detalle por la patente de EUA N° 4,112,051; N° 3,347,621; y N° 3,989,811, todas estas patentes se incluyen en la presente en forma de referencia. El codisolvente orgánico preferido es una sulfona, y entre las sulfonas, es más preferible utilizar una ciclotetrametilensulfona (sulfolano) sustituido o sin sustituir. La sulfona más preferida es sulfolano.

Los compuestos sulfona de la composición de absorción de la invención son de fórmula general: en la que al menos cuatro de los sustituyentes R son radicales de hidrógeno y cualquier R remanente son grupos alquilo con 1 a 4 átomos de carbono. Es preferible que se agreguen no más de dos sustituyentes alquilo al anillo sulfona tetrametileno.

Los derivados de sulfona adecuados incluyen la 2-metil tetrametilen sulfona; 3-metil tetra metilen sulfona; 2,3- dimetil tetrametilen sulfona; 2,4-dimetil tetrametilen sulfona; 3,4- dimetil tetrametilen sulfona; 2,5-dimetil tetrametilen sulfona; 3-etil tetrametilen sulfona; 2-metil-5-propil tetrametilen sulfona así como sus análogos y homológos.

Una modalidad de la composición absorbente de la invención, por lo tanto, puede incluir una combinación del codisolvente orgánico y el disolvente acuoso, que tal como se describe en la presente, incluye la mezcla de amina y agua.

El componente de disolvente acuoso de la composición de absorbente puede estar presente a concentraciones en el intervalo de 75 %p hasta aproximadamente 98 %p, con el porcentaje en peso en base al peso total de la composición absorbente (a saber, el disolvente acuoso más el codisolvente orgánico). Es preferible que el componente de disolvente acuoso esté presente a concentraciones en el intervalo de 85 %p a 97.5 %p, más preferiblemente, de 90 %p a 97 %p, y, más preferiblemente de 92 %p a 96.5 %p.

Del mismo modo que para el componente de codisolvente orgánico de la composición absorbente, la concentración presente en la composición absorbente debería ser tal que es efectiva para mejorar la miscibilidad de los componentes del disolvente acuoso, especialmente a temperaturas elevadas a las cuales los componentes son al menos parcialmente inmiscibles. Esta concentración de codisolvente orgánico puede encontrarse en el intervalo 2%p o aproximadamente 25%p, el porcentaje en peso se basa en el peso total de la composición de absorbente.

Es preferible que el componente de codisolvente orgánico en la composición absorbente esté presente a concentraciones en el intervalo de 2.5 %p a 15 %p, más preferiblemente, de 3 %p a 10 %p, y, más preferiblemente de 3.5 %p a 8 %p.

La composición absorbente de la invención es útil en el tratamiento de mezclas de gas que incluyen componentes de gas ácido por la remoción por absorción de los componentes de gas ácido de la misma. La composición absorbente es particularmente útil en la eliminación selectiva de ¾S de las corrientes de gas que incluyen tanto H2S y CO2. Esto se logra por contacto, bajo condiciones de absorción, de la corriente de gas con la composición de absorbente generalmente por uso de dispositivo de absorción o un recipiente de contacto. El dispositivo de absorción funciona bajo condiciones del proceso de absorción o contacto adecuadas para la absorción selectiva y remoción de H2S de la corriente gaseosa.

Generalmente, el paso de absorción se realiza por vertido de la corriente de gas en la porción inferior del recipiente de contacto o absorción elongado que define una zona de absorción o contacto. La zona de contacto u absorción generlamente contiene bandejas de contacto, u otro medio adecuado que mejora el contacto de la composición absorbente con la corriente de gas.

La composición de absorbente sin H2S se introduce en la porción superior del recipiente elongado y fluye contracorriente con la corriente de gas que se introduce en la porción inferior del recipiente. Como la composición absorbente pasa por el recipiente de contacto se pone en contacto con la corriente gaseosa y elimina selectivamente al H2S de la corriente de gas. Se produce una corriente de gas tratada con menor concentración de H2S desde el extremo superior del recipiente y se produce composición absorbente rica en H2S a partir de la porción inferior del recipiente.

La temperatura de entrad de la composición absorbente sin H2S y por lo tanto, la temperatura de contacto de la composición absorbente sin H2S con la mezcla gaseosa, generalmente en el intervalo de aproximadamente 5 °C o aproximadamente 50 °C y, más generalmente desde 10 °C a 45 °C.

La presión operativa del recipiente de absorción generalmente se encuentra en el intervalo de 5 psi a 2,000 psi (34.47 a 10342.13 kPa), pero, más adecuadamente, se encuentra en el intervalo de 20 a 1,500 psi (de 137.89 a 10342.13 kPa).

La composición de absorción rica en H2S a partir de un dispositivo de absorción puede regenerarse por cualquier medio o método adecuado para proporcionar la composición absorbente sin H2S para utilizar en el contactor del absorbente. En un típico paso de regeneración, la composición de absorción rica en H2S se introduce en el recipiente regenerador de un sistema de regeneración para recibir y regenerar la composición de absorción rica en H2S para obtener la composición de absorbente sin H2S. El recipiente del regenerador define una zona de regeneración a la cual se introduce la composición de absorción rica en H2S y el recipiente de regenerador proporciona un medio para regenerar la composición de absorción rica en H2S por eliminación del H2S absorbido de la misma.

Habitualmente el regenerador está equipado con un revaporizador que proporciona energía calorífica para eliminar el H2S y otros componentes de gas ácido desde la composición de absorción rica en H2S. La temperatura de regeneración generalmente se encuentra en el intervalo de aproximadamente 80 °C a aproximadamente 170 °C, y, más típicamente, de 85 °C a 140 °C.

La presión de regeneración generalmente está en el intervalo de 1 psi a 50 psi, más generalmente de 15 psi a 40 psi (103.42 a 275.79 kPa), y, más generalmente, de 20 psi a 35 psi (de 137.89 a 241.31 kPa).

En una modalidad de la invención, se describe un método para mejorar un proceso para la eliminación selectiva de sulfuro de hidrógeno de las corrientes de gas que incluyen sulfuro de hidrógeno y dióxido de carbono. En estos procesos, se utilizan ciertos sistemas de procesos de absorción y regeneración convencionales, para el tratamiento de corrientes de gas que contienen componentes de gas ácido. Estos sistemas del proceso contienen habitualmente un inventario de absorbente amina que incluye una amina sin H2S y una amina rica en H2S. El sistema del proceso también incluye una columna de contacto para el contacto de absorbente sin H2S con la corriente de gas para dar una corriente de gas tratada y un absorbente rico en H2S y un regenerador para recibir y regenerar el absorbente rico en H2S desde la columna de contacto para dar absorbente sin H2S que se introduce en la columna de contacto. El proceso se mejora por agregado o sustitución del absorbente amina con la composición absorbente de la invención.

Por lo tanto, en un aspecto de la invención, se describe un método para mejorar un proceso que utiliza una composición de absorbente de amina para la eliminación selectiva de un sulfuro de hidrógeno a partir de una corriente de gas que incluye sulfuro de hidrógeno y dióxido de carbono. En este método, la composición de absorbente de la invención, tal como se describe en detalle a continución, se agrega y utiliza en el tratamiento de absorción de la corriente de gas según los métodos que se describirán más adelante en la presente.

Ahora se hace referencia a la figura 1, que es una representación del flujo del sistema de absorción y regeneración 10 para tratar corrientes de gas que contienen sulfuro de hidrógeno y dióxido de carbono, particularmente, para eliminar selectivamente sulfuro de hidrógeno de la corriente gaseosa y para dar un gas tratado con menor concentración de sulfuro de hidrógeno. La corriente de gas, que incluye H2S y CO2, que debe tratarse por el conducto 12 e introducirse, preferiblemente, en la porción inferior 16 del contactor/dispositivo de absorción 18.

El contactor/dispositivo de absorción 18 define la zona de contacto/absorción 20, donde la composición de absorbente sin H2S de la invención se pone en contacto con la corriente gaseosa bajo condiciones de absorción para permitir la absorción selectiva de H2S desde la corriente gaseosa por la composición de absorbente sin H2S.

La composición absorbente sin H2S pasa por el conducto 22 y se introduce, preferiblemente, en la zona de contacto/absorción 20 de la porción superior 24 del contacto/dispositivo de absorción 18. La composición de absorbente sin H2S pasa por la zona de contacto/absorción 20 donde se pone en contacto por contracorriente con la corriente gaseosa que pasa también por la zona de contacto/absorción 20 para absorber selectivamente el H2S incluido en la corriente gaseosa.

Se produce una corriente de gas tratada, con una menor concentración de H2S la cual se retira de la zona de contacto/absorción 20 y pasa por el conducto 28 corriente abajo. Se produce una composición de absorbente rica en H2S y se retira de la zona de contacto/absorción 20 y pasa por el conducto 30 hacia la bomba 32 que define una zona de bombeo y proporciona medios para transferir energía de presión hacia la composición absorbente rica en H2S.

La composición absorbente rica en H2S pasa por el conducto 36 desde la bomba 32 para introducir en la zona de regeneración 38, definida por el regenerador 40. El regenerador 40 proporciona medios para recibir y regenerar la composición de absorbente rica en H2S para obtener la composición de absorbente sin H2S y los efluentes, que incluye H2S. Generalmente, la composición de absorbente rica en H2S fluye corriente abajo a través de la zona de regeneración 38 y sale de la porción inferior 42 del regenerador 40 por el conducto 46.

Una corriente inferior pasa entonces desde la zona de regeneración 38 hacia el revaporizador 48. El revaporizador 48 define una zona de revaporización (no se indica) en la cual se introduce energía calorífica para utilizar en la vaporización de una porción, especialmente agua, de la corriente inferior y para impulsar al H2S desde la misma. Puede utilizarse cualquier tipo de revaporizador adecuado conocido por los expertos en el campo como revaporizador 48, pero se representa un revaporizador de tipo caldera con un vertedero interno 50 que define en el revaporizador 48 una sección de volumen líquido 52 sobre un lado del vertedero interno 50 y una sección de colector del revaporizador 54 sobre un lado del vertedero interno 50. La energía calorífica se introduce en la sección de volumen líquido 52 al pasar por la bobina de vapor 56. El vapor, que puede incluir H2S y agua, pasa desde el revaporizador 48 por el conducto 58 hacia la porción inferior 42 del regenerador 40.

Se obtiene la corriente sin gas, que incluye H2S, la cual pasa desde el regenerador 40 por el conducto 62. La composición absorbente sin H2S se retira de la sección de colector del revaporizador 54 y pasa de la misma por a través del conducto 64 hacia la bomba 66. En el conducto 64 se encuentra el intercambiador de calor 70. El intercambio de calor 70 define una zona de transferencia de calor y proporciona los medios para el enfriamiento de la composición absorbente sin H2S, preferiblemente por intercambio indirecto de calor con el agua refrigerante que pasa por los tubos de refrigeración 72 para así proporcionar la composición absorbente sin H2S enfriada que pasa a la bomba 66. La bomba 66 permite transferir la composición absorbente sin H2S enfriada por el conducto 22 por introducción en la zona de contacto/absorción y reuso 20 del contactor/dispositivo de absorción 18.

Los siguientes ejemplos describen ciertas modalidades de la invención, pero no son en lo absoluto de carácter limitante.

Ejemplo 1 Este ejemplo 1 describe el experimento utilizado para estudiar algunas características de la separación de fases de diferentes modalidades de la composición absorbente de la invención y el efecto del codisolvente orgánico (sulfolano) sobre la separación de fases a temperaturas elevadas. En la tabla 1 se presentan los resultados de las pruebas.

La mezcla de amina utilizada para preparar las composiciones para este ejemplo 1 y para los restantes ejemplos aquí incluidos fue un producto de la reacción de aminación preparada por la reacción catalítica de ter-butilamina en presencia de un catalizador de aminación de níquel, tal como se describe en la presente, a temperaturas de reacción de 200 °C y una presión de reacción de 2,000 psig (13789.51 kPa) con la mezcla de PEG de un peso molecular promedio en el intervalo de 180 a 1000, y en particular, una mezcla de PEG con un peso molecular promedio de aproximadamente 240.

Se prepararon diferentes soluciones de mezcla de amina, agua y el codisolvente orgánico, sulfolano, y se colocaron en los tubos de vidrio sellados. Todas las soluciones fueron claras y presentaron una sola fase a temperatura ambiente. Los tubos vidrios sellados se colocaron en un baño de aceite de silicona y calentaron. A medida que aumenta la temperatura de las soluciones, estas pueden tornarse turbias y separar fases a diferentes temperaturas.

La tabla 1 presenta las composiciones de diferentes soluciones o las composiciones absorbentes que se estudiaron y se registraron las temperaturas a las cuales se observó la separación de fases líquidas. La intención es que no se separen las fases líquidas de los componentes a temperaturas de por lo menos 120°C.

Tabla 1. Composiciones de absorbente y temperaturas a las cuales ocurre la separación de fases.

Este ejemplo demuestra que se separan las fases de la disolución acuosa (a saber, mezcla de amina y agua), en un intervalo de temperaturas elevadas. Este ejemplo demuestra también que la separación de la fase líquida tiene lugar en un amplio intervalo de concentraciones del componente de mezcla de amina de la composición absorbente (solución) . Los datos demuestran que las soluciones con una concentración de componente de la mezcla de amina de cerca de 20%p necesitan de más codisolvente para mantener una sola fase líquida. Esto se demuestra por los resultados de los números de muestras 3, 11 y 12. En este nivel de concentración para el componente de mezcla de amina, la concentración de codisolvente necesaria para evitar la separación de fases o mantener la única fase a temperaturas elevadas en el intervalo de 5 p% a 9 p%. Ejemplo 2 Este ejemplo describe el equipo de estudio experimental y el procedimiento utiliza para determinar las temperaturas a las cuales tiene lugar la separación de las fases líquidas para composiciones absorbentes diferentes y presentan los resultados de los experimentos.

La unidad de laboratorio utilizada para los experimentos incluyeron un dispositivo de absorción, un regenerador equipado con un revaporizador de tipo caldera de vapor, y las bomas asociadas, intercambiadores e instrumentación. El punto de muestra de la composición absorbente se ubicó en la salida de la sección de sobreflujo (sección colectora) del revaporizador de tipo caldera .

El revaporizador de tipo caldera de la unidad de laboratorio definió la zona de calentamiento. Dentro de la zona de calentamiento se ubica el vertedero interno que mantiene de un lado un nivel de líquido a la altura del vertedero interno. Por lo tanto, el vertedero interno, permite proporcionar un volumen de líquido y un sobreflujo de líquido hacia la sección del colector del revaporizador de tipo caldera en el lado opuesto del vertedero interno. Se retira líquida de la sección de colector para la transferencia hacia un dispositivo de absorción de contacto. Se incluye una bobina de calentamiento que recibe y pasa vapor por la misma que pasa por el volumen de líquido dentro del vertedero interno. El revaporizador de tipo caldera también incluye un conducto de salida que permitió retirar el vapor desde la zona de calentamiento y transferirlo al regenerador de la unidad de laboratorio.

La unidad de laboratorio funciona de manera tal que la presión del dispositivo de absorción se encuentra en el intervalo de 8 a 11.5 psig (55.15 a 79.28 kPa) (mediana de 8.7 psig) (59.98 kPa), la presión del regenerador se encuentra en el intervalo de 6.9 a 11 psig (47.57 a 75.84 kPa) (mediana de 9.4 psig)(64.81 kPa), y la temperatura de disolvente hacia el dispositivo de absorbente de aproximadamente 70°C al tiempo que el disolvente circula por el sistema.

En las corridas experimentales de este ejemplo 2 en el cual se forman muchas fases líquidas en el volumen de líquido, se cree que al menos una fase líquida y una fase pesada se formaron con una fase liviana que reside por encima de la fase pesada. La fase liviana circularía hacia el colector del revaporizador de tipo caldera. Este mecanismo da cuenta de las diferentes composiciones de las fases líquidas de la composición absorbente antes y después de la separación de la solución absorbente hacia las diferentes fases líquidas con el calentamiento.

Las composiciones de las soluciones absorbentes y los resultados de las pruebas se presentan en la tabla 2. Corrida N°1 La solución N°1 (45% de mezcla de amina, 55% de agua, no sulfolano) se colocó en la unidad de laboratorio y se hizo circular. Cuando la temperatura del revaporizador alcanzó los 93°C se eliminó la muestra del compartimento del vertedero interno de sobreflujo del revaporizador y se titularon con una solución de ácido de referencia. La titulación de la solución que se tomó como muestra del sobreflujo del compartimento del vertedero interno consumió 22 mi de ácido. La circulación de la solución continuó hasta que la temperatura del revaporizador alcanzó los 113°C. La titulación de la solución que se tomó como muestra a partir de la muestra del compartimento del vertedero interno cuando el revaporizador se encontraba a una temperatura de 113°C consumió 10 mi de ácido. Estos datos indicaron que la solución, a saber, el disolvente acuoso que incluye la mezcla de amina de la invención y el agua con la ausencia de un codisolvente orgánico como sulfolano, se separó en al menos dos fases líquidas a temperaturas mayores a 93°C y a temperaturas de 113°C o inferiores.

Corrida N° 2 La solución N° 2 (42.8% de mezcla de amina, 52.4% de agua, 4.8% p de sulfolano) se colocó en la unidad de laboratorio y se hizo circular. Cuando la temperatura del revaporizador alcanzó los 87°C se eliminó la muestra del compartimento del vertedero interno de sobreflujo del revaporizador y se tituló con una solución de ácido de referencia. La titulación de la solución que se tomó como muestra del sobreflujo del compartimento del vertedero interno consumió 21.7 mi de ácido. La circulación de la solución continuó hasta que la temperatura del revaporizador alcanzó los 120°C. La titulación de la solución que se tomó como muestra del sobreflujo del compartimento del vertedero interno consumió 10.5 mi de ácido. Estos datos indican que la separación de fases de la solución a temperaturas mayores a 87°C a temperaturas de al menos 120°C o menos y que 4.8 %p de sulfolano no alcanzó para evitar la separación de las fases de la solución .

Corrida N° 3 La solución N° 3 (40.9% de mezcla de amina, 50% de agua, 9.1% p de sulfolano) se colocó en la unidad de laboratorio y se hizo circular. Durante la circulación de la solución por un sistema, cuando la temperatura del revaporizador era de aproximadamente 120°C, las muestras se eliminaron a intervalos periódicos desde el vertedero interno del sobreflujo del revaporizador y la titulación con la solución de ácido de referencia. La titulación de la primera muestra de la solución, cuando la temperatura de revaporizador fue de 120,8°C, consumía 20,5 mi de ácido. La titulación de las muestras de solución tomadas luego de 30 minutos, 41 minutos, 167 minutos, y 284 minutos, respectivamente, consumía 20 mi ácido, 20.1 mi ácido, 20 mi ácido, y 19.9 mi ácido.

Estos datos indican que utilizan 9.1% p codisolvente de sulfolano en la solución que evita la separación de fase de la solución a temperatura de revaporizador típico de aproximadamente 120°C y la prevención de la separación de fase líquida se conserva en el tiempo.

Corrida N° 4 La solución N° 4 (42.3% de solución de amina, 51.7% de agua, 6% p de sulfolano) se colocó en la unidad de laboratorio y se hizo circular. Se tituló una muestra de solución con una solución de ácido de referencia cuando se encuentra a temperatura ambiente, y se consumen 20 mi de ácido. La solución circuló por el sistema. Cuando la temperatura del revaporizador alcanzó los 113 °C se eliminó la muestra del compartimento del vertedero interno de sobreflujo del revaporizador y se tituló con una solución de ácido de referencia. La titulación de la solución de las muestras consumió 19.9 mi de ácido. Estos datos indican que 6% p de sulfolano alcanzaron para mantener la fase líquida de la solución como la única fase y para evitar la separación de las fases líquidas de la solución .

Tabla 2. Las composiciones de absorbente y los resultados de la titulación que indican la frecuencia de la separación de fases a diferentes temperaturas del revaporizador .

Los datos presentados anteriormente demuestran que la separación de fases líquidas de la composición absorbente con un sistema de absorción/regeneración para el tratamiento de las corrientes de gas con una concentración de componente de gas ácido ocurre a las habituales temperaturas de operativas del revaporizador. Además, los datos demuestran que el uso o la aplicación de un codisolvente orgánico, como las sulfonas, sulfolano, puede evitar la separación de fases del componente de la mezcla de amina de la composición absorbente que ocurre a temperaturas elevadas. Para ciertos disolventes acuosos, que incluyen una mezcla de amina de la invención y el agua como componentes, la concentración de sulfolano en el intervalo de cerca de 5%p a aproximadamente 10%p para la miscibilidad de los componentes a temperaturas elevadas y contribuyen a la inhibición de la separación de las fases de los componentes del absorbente.

Ejemplo 3 Este ejemplo describe el equipo de pruebas experimentales y el procedimiento utilizado para medir algunas propiedades selectivas de la composición absorbente inventiva contra un absorbente comparativo, N-metil dietanolamina (MDEA), en la eliminación de H2S relativa a CO2 desde la corriente de gas que contiene H2S y CO2.

El recipiente de absorción de la célula agitada se utilizó para realizar los experimentos. El recipiente del reactor fue un reactor de vidrio de un litro con un puerto de muestra de fase líquida, paletas de agitación regulables para las fases de vapor y líquido, envolutura térmica, un puerto de termocupla, una entrada y salida de gas.

Para este experimento, se rellenó el recipiente de vidrio con 750 mi (a temperatura ambiente) de la composición absorbente (o bien la mezcla de amina de la invención o MDEA), restando unos 250 mi de volumen de vapor. La superficie del líquido se mantiene como una interfaz plana moderada durante la agitación de las fases de vapor y líquido a una velocidad de 100 rpm. La temperatura se mantenía a unos 25°C.

El gas introducido en el puerto de entrada del recipiente incluyó 89% mol de nitrógeno, 1 mol% de H2S y 10 mol % de CO2. Se monitorizó la concentración de H2S y CO2 de la corriente de gas de salida.

En la figura 2 se presentan los resultados seleccionados de las pruebas.

La figura 2 presenta las gráficas del cociente de la tasa medida de la tasa de absorción H2S (¾S mol/m2/seg) a la tasa de absorción de CO2 (CO2mol/m2/seg) como una función de la concentración de H2S en el gas de salida para la mezcla de amina de la invención y de MDEA. Como puede obsrvarse en los gráficos presentados, el cociente de velocidad para la mezcla amina es mayor que el cociente de la tasa correspondiente para MDEA. Esto indica que la selectividad de absorción de H2S de la mezcla de amina es mayor que la selectividad de absorción de H2S de MDEA.

Ejemplo 4 Este ejemplo presenta los resultados experimentales obtenidos de los estudios de la mezcla de aminas de la invención y un disolvente comparativo, MDEA, para definir el efecto de CO2 sobre H2S desde un dispositivo de absorción y el efecto del CO2 sobre el porcentaje de absorción de CO2.

La unidad de laboratorio descrita en el ejemplo 2 se utiliza para realizar los experimentos de este ejemplo 4. Algunos de los resultados de estos experimentos se presentan en la figura 3 y en la figura 4. La fuente de gas cargada en el dispositivo de absorción incluye H2S a una concentración buscada de 0.6 a 0.7 % mol. La concentración de CO2 de la fuente de gas es la que se expresó en el eje de las (x) de los gráficos de las figuras 3 y 4, y el restante de la fuente de gas está compuesto por gas N2.

La figura 3 es una representación gráfica de la concentración de H2S medida en el gas de salida tratado a partir del recipiente reactor como función del CO2 contenido en el gas de entrada al recipiente reactor para la mezcla de amina de la invención y MDEA. Puede observarse a partir de los datos que la mezcla de amina resulta en una concentración de H2S significativamente menor en el gas tratado para una concentración de CO2 dada en el gas de entrada al recipiente reactor. Esto indica que la mezcla de amina resulta en una eliminación de H2S mucho mayor que MDEA para todas las concentraciones de CO2 del gas a ser tratado.

La figura 4 es una representación gráfica del porcentaje medido de CO2 en un gas de entrada al recipiente reactor que se elimina por absorción con la mezcla de amina y con MDEA como función de la concentración de CO2 en el gas de entrada del recipiente reactor. Estos datos indican que la mezcla de amina es menos efectiva en la absorción de CO2 desde una corriente de gas que MDEA. Esta es una buena característica de la mezcla de amina; porque, se busca una mayor selectividad en la absorción de H2S relativa a la absorción de C02.

Se hace constar que con relación a esta fecha, el mejor método conocido por la solicitante para llevar a la práctica la citada invención, es el que resulta claro de la presente descripción de la invención.

Claims (22)

REIVINDICACIONES Habiéndose descrito la invención como antecede, se reclama como propiedad lo contenido en las siguientes reivindicaciones:

1. Una composición de absorbente caracterizada porque comprende: (a) desde 75 p% a 98 p%, en base al peso total de la composición de absorbente, de un disolvente acuoso; y (b) de 2 p% a 25 p%, en base al peso total de la composición de absorbente, de un codisolvente orgánico, en donde el disolvente acuoso incluye de 20 p% a 70 p%, en base al peso total de el disolvente acuoso, de un producto de la reacción de aminación de una mezcla de polietilenglicol polidispersdo (PEG) con un peso molecular promedio que se encuentra en el intervalo de 180 a 1000 y t-butilamina, y desde 30 p% y 80 p% de agua, en base al peso total de el disolvente acuoso, y en el que el codisolvente orgánico se selecciona del grupo de sulfonas, derivados de sulfonas, y los sulfóxidos.

2. Una composición absorbente de conformidad con la reivindicación 1, caracterizada porque el producto de reacción de aminación incluye también al menos una primera y segunda amina con dificultades estéricas.

3. Una composición absorbente de conformidad con la reivindicación 1, caracterizada porque las mezclas de PEG incluyen polietilenglicoles de la fórmula HOCH2(CH2OCH2)11CH2OH, con n un número entero seleccionado a partir de valores en el intervalo de 1 a 24.

4. Una composición absorbente de conformidad con la reivindicación 2, caracterizada porque la amina con dificultades estéricas se selecciona del grupo de compuestos amina de fórmula: (CH3)3CNH(CH2CH2O)CH2CH2NHC(CH3)3, x es un número entero en el intervalo de 2 a 16; y en donde la segunda amina con dificultad estérica se selecciona del grupo de compuestos amina con la siguiente fórmula: (CH3)3CNH(CH2CH2O)CH2CH2NHC(CH3)3, x es un número entero en el intervalo de 2 a 16.

5. Una composición absorbente de conformidad con la reivindicación 4, caracterizada porque el producto de la reacción de aminación presenta un cociente de peso de la primera y segunda amina con dificultades estéricas en el intervalo ascendente de 10:1.

6. Una composición absorbente de conformidad con la reivindicación 5, caracterizada porque el producto de la reacción de aminación presenta un cociente de peso de la primera y segunda amina con dificultades estéricas en el intervalo de 2.5:1 a 8:1.

7. Una composición absorbente de conformidad con la reivindicación 1, caracterizada porque el disolvente acuoso está presente en la composición absorbente en la concentración en el intervalo de 85%p a 97.5%p, donde el promedio de peso de la mezcla de PEG se encuentra en el intervalo de 180 a 400, y en el que el codisolvente orgánico está presente en la composición de absorbente en concentraciones en el intervalo de 2.5%p a 15%p.

8. Una composición de absorbente caracterizada porque comprende: (a) un disolvente acuoso, en el que el disolvente acuoso incluye agua y un producto de la reacción de aminación de una mezcla de PEG con un peso molecular promedio que se encuentra en el intervalo de 180 a 1000 y t-butilamina; y (b) un codisolvente orgánico presente es la composición absorbente a concentraciones efectivas que mejoren la miscibilidad de el primera y segunda amina con dificultades estéricas a estas temperaturas elevadas.

9. Una composición absorbente de conformidad con la reivindicación 8, caracterizada porque el disolvente acuoso incluye: al menos dos aminas con dificultades estéricas que incluye una primera amina con dificultades estéricas y una segunda amina con dificultades estéricas que son al menos parcialmente inmiscibles a temperaturas elevadas.

10. Una composición absorbente de conformidad con la reivindicación 9, caracterizada porque el disolvente acuoso incluye desde 25%p a 65% p, de al menos dos aminas con dificultades estéricas y de 35%p a 75%p de agua.

11. Una composición absorbente de conformidad con la reivindicación 8, caracterizada porque incluye desde 75%p a 98%p de el disolvente acuoso y la concentración efectiva de el codisolvente orgánico se encuentra en el intervalo de 2%p a 25%p.

12. Una composición de absorbente de conformidad con la reivindicación 9, caracterizada porque al menos dos aminas con dificultades estéricas incluyen un cociente promedio de la primera y segunda amina con dificultades estéricas de el disolvente acuoso se encuentra en el intervalo de 2.5:1 a 8:1.

13. Una composición absorbente de conformidad con la reivindicación 8, caracterizada porque el codisolvente orgánico es una sulfona ciclotetrametileno sustituida o sin sustituir, donde no se unen más de dos sustituyentes alquilo al anillo sulfona tetrametileno y los sustituyentes alquilo presentan desde 1 a 4 átomos de carbono.

14. Una composición absorbente de conformidad con la reivindicación 9, caracterizada porque la amina con dificultades estéricas se selecciona del grupo de compuestos amina de fórmula: (CH3)3CNH(CH2CH2O)XCH2CH2NHC(CH3)3, x es un número entero en el intervalo de 2 a 16; y en donde la segunda amina con dificultad estérica se selecciona del grupo de compuestos amina con la siguiente fórmula: (CH3)3CNH(CH2CH2Q)CH2CH2NHC(CH3)3, x es un número entero en el intervalo de 2 a 16.

15 . Una composición absorbente de conformidad con la reivindicación 8, caracterizada porque el disolvente acuoso está presente en la composición absorbente en concentraciones en el intervalo de 85%p a 97.5%p, y donde el codisolvente orgánico presente en la composición absorbente se encuentra en el intervalo de 2.5%p a 15%p.

16. Una composición absorbente caracterizada porque incluye: un disolvente acuoso que incluye agua y una mezcla de amina de al menos una primera y segunda amina con dificultades estéricas; y un codisolvente orgánico seleccionado del grupo de sulfonas, derivados sulfonas, y sulfóxidos.

17. Una composición absorbente de conformidad con la reivindicación 16, caracterizada porque incluye desde 75 % p a 98 % p de el disolvente acuoso, que además incluye un cociente de peso de la primera amina con dificultades estéricas y la segunda amina con dificultades estéricas en el intervalo ascendente de 10:1, y desde 2 % p a 25 % p de el codisolvente orgánico, con el % p en base al peso total de la composición absorbente.

18. Una composición absorbente de conformidad con la reivindicación 17, caracterizada porque la primera amina con dificultades estéricas se selecciona del grupo de compuestos amina de fórmula: (CH3)3CNH(CH2CH2O)xCH2CH2NHC(CH3)3, x es un número entero en el intervalo de 2 a 16; y en donde la segunda amina con dificultad estérica se selecciona del grupo de compuestos amina con la siguiente fórmula: (CH3)3CNH(CH2CH20)XCH2CH2NHC(CH3)3, x es un número entero en el intervalo de 2 a 16.

19. Una composición absorbente de conformidad con la reivindicación 18, caracterizada porque el cociente de peso de la primera y segunda amina con dificultades estéricas se encuentra en el intervalo de 2.5:1 a 8:1.

20. Una composición absorbente de conformidad con la reivindicación 19, caracterizada porque el disolvente acuoso está presente en la composición absorbente en concentraciones en el intervalo de 85%p a 97.5%p, y donde el codisolvente orgánico presente en la composición absorbente se encuentra en el intervalo de 2.5%p a 15%p.

21. Una composición absorbente de conformidad con la reivindicación 20, caracterizada porque el codisolvente orgánico es una sulfona ciclotetrametileno sustituida o sin sustituir, donde no se unen más de dos sustituyentes alquilo al anillo sulfona tetrametileno y los sustituyentes alquilo presentan desde 1 a 4 átomos de carbono.

22. Una composición absorbente de conformidad con la reivindicación 21, caracterizada porque el disolvente acuoso está presente en la composición absorbente en concentraciones en el intervalo de 85%p a 97.5%p, y donde el codisolvente orgánico presente en la composición absorbente se encuentra en el intervalo de 2.5%p a 15%p.