NO159243B - Fremgangsmaate for fjerning av hydrogensulfid fra gassblandinger. - Google Patents
Fremgangsmaate for fjerning av hydrogensulfid fra gassblandinger. Download PDFInfo
- Publication number
- NO159243B NO159243B NO830138A NO830138A NO159243B NO 159243 B NO159243 B NO 159243B NO 830138 A NO830138 A NO 830138A NO 830138 A NO830138 A NO 830138A NO 159243 B NO159243 B NO 159243B
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- solution
- gas
- amino compound
- range
- selectivity
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 46
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims description 32
- 239000007789 gas Substances 0.000 title description 94
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 title description 74
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 title 1
- -1 amino compound Chemical class 0.000 claims description 39
- 239000002250 absorbent Substances 0.000 claims description 28
- 230000002745 absorbent Effects 0.000 claims description 28
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 26
- 238000009835 boiling Methods 0.000 claims description 13
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 claims description 13
- 125000001302 tertiary amino group Chemical group 0.000 claims description 10
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- VKBVRNHODPFVHK-UHFFFAOYSA-N 2-[2-(diethylamino)ethoxy]ethanol Chemical compound CCN(CC)CCOCCO VKBVRNHODPFVHK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims description 8
- 125000002015 acyclic group Chemical group 0.000 claims description 7
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N Diethyl ether Chemical compound CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 claims description 6
- 125000004433 nitrogen atom Chemical group N* 0.000 claims description 5
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 4
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 125000000753 cycloalkyl group Chemical group 0.000 claims description 2
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims description 2
- 125000004435 hydrogen atom Chemical group [H]* 0.000 claims 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 75
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 35
- 125000002924 primary amino group Chemical group [H]N([H])* 0.000 description 30
- CRVGTESFCCXCTH-UHFFFAOYSA-N methyl diethanolamine Chemical compound OCCN(C)CCO CRVGTESFCCXCTH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 27
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 22
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 15
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 14
- BFSVOASYOCHEOV-UHFFFAOYSA-N 2-diethylaminoethanol Chemical compound CCN(CC)CCO BFSVOASYOCHEOV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- 238000011068 loading method Methods 0.000 description 12
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 10
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 10
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 9
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 description 9
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 description 9
- 239000006096 absorbing agent Substances 0.000 description 8
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 8
- 238000005481 NMR spectroscopy Methods 0.000 description 7
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 7
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 7
- SRZFVUOVZDWMQV-UHFFFAOYSA-N 1-[2-[tert-butyl(methyl)amino]ethoxy]ethanol Chemical compound CC(O)OCCN(C)C(C)(C)C SRZFVUOVZDWMQV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 6
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 5
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 5
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 5
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- AQELXIITNIQTAH-UHFFFAOYSA-N 1-[2-[methyl(propan-2-yl)amino]propoxy]ethanol Chemical compound CC(C)N(C)C(C)COC(C)O AQELXIITNIQTAH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 2-Aminoethan-1-ol Chemical compound NCCO HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- XHJGXOOOMKCJPP-UHFFFAOYSA-N 2-[tert-butyl(2-hydroxyethyl)amino]ethanol Chemical compound OCCN(C(C)(C)C)CCO XHJGXOOOMKCJPP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- KDLHZDBZIXYQEI-UHFFFAOYSA-N Palladium Chemical compound [Pd] KDLHZDBZIXYQEI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 4
- 238000003795 desorption Methods 0.000 description 4
- ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N diethanolamine Chemical compound OCCNCCO ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000004817 gas chromatography Methods 0.000 description 4
- 239000008246 gaseous mixture Substances 0.000 description 4
- 125000002768 hydroxyalkyl group Chemical group 0.000 description 4
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 4
- SQGYOTSLMSWVJD-UHFFFAOYSA-N silver(1+) nitrate Chemical compound [Ag+].[O-]N(=O)=O SQGYOTSLMSWVJD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 150000003512 tertiary amines Chemical class 0.000 description 4
- WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N Formaldehyde Chemical compound O=C WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 3
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 3
- 238000002309 gasification Methods 0.000 description 3
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 3
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 3
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 3
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 3
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 3
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 3
- 239000011541 reaction mixture Substances 0.000 description 3
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 3
- GIAFURWZWWWBQT-UHFFFAOYSA-N 2-(2-aminoethoxy)ethanol Chemical compound NCCOCCO GIAFURWZWWWBQT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- RSBAXTXSXZJZPM-UHFFFAOYSA-N 2-[3-hydroxypropyl(methyl)amino]-2-methylpropan-1-ol Chemical compound OCC(C)(C)N(C)CCCO RSBAXTXSXZJZPM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- 241000196324 Embryophyta Species 0.000 description 2
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 2
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 description 2
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 2
- 239000010425 asbestos Substances 0.000 description 2
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 150000001721 carbon Chemical group 0.000 description 2
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 2
- 239000003034 coal gas Substances 0.000 description 2
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 2
- LVTYICIALWPMFW-UHFFFAOYSA-N diisopropanolamine Chemical compound CC(O)CNCC(C)O LVTYICIALWPMFW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229940043276 diisopropanolamine Drugs 0.000 description 2
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 2
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 2
- 230000006870 function Effects 0.000 description 2
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 2
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 2
- BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N methanoic acid Natural products OC=O BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- WSFSSNUMVMOOMR-NJFSPNSNSA-N methanone Chemical compound O=[14CH2] WSFSSNUMVMOOMR-NJFSPNSNSA-N 0.000 description 2
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 2
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 2
- 150000003141 primary amines Chemical class 0.000 description 2
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 2
- 229910052895 riebeckite Inorganic materials 0.000 description 2
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 2
- 238000005201 scrubbing Methods 0.000 description 2
- 239000003079 shale oil Substances 0.000 description 2
- 229910001961 silver nitrate Inorganic materials 0.000 description 2
- HXJUTPCZVOIRIF-UHFFFAOYSA-N sulfolane Chemical compound O=S1(=O)CCCC1 HXJUTPCZVOIRIF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 description 2
- 238000004448 titration Methods 0.000 description 2
- 125000006273 (C1-C3) alkyl group Chemical group 0.000 description 1
- NAWYRTIZPAZRNW-UHFFFAOYSA-N 1-[2-(propan-2-ylamino)propoxy]ethanol Chemical compound CC(C)NC(C)COC(C)O NAWYRTIZPAZRNW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- AHVJPYHAWBTQOU-UHFFFAOYSA-N 1-[tert-butyl(methyl)amino]ethanol Chemical compound CC(O)N(C)C(C)(C)C AHVJPYHAWBTQOU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BDERNNFJNOPAEC-UHFFFAOYSA-N 1-propanol Substances CCCO BDERNNFJNOPAEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- RASFTWQQTXTOIC-UHFFFAOYSA-N 2-(3-hydroxypropylamino)-2-methylpropan-1-ol Chemical compound OCC(C)(C)NCCCO RASFTWQQTXTOIC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GVNHOISKXMSMPX-UHFFFAOYSA-N 2-[butyl(2-hydroxyethyl)amino]ethanol Chemical compound CCCCN(CCO)CCO GVNHOISKXMSMPX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- YEYKMVJDLWJFOA-UHFFFAOYSA-N 2-propoxyethanol Chemical compound CCCOCCO YEYKMVJDLWJFOA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OSWFIVFLDKOXQC-UHFFFAOYSA-N 4-(3-methoxyphenyl)aniline Chemical compound COC1=CC=CC(C=2C=CC(N)=CC=2)=C1 OSWFIVFLDKOXQC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 240000007124 Brassica oleracea Species 0.000 description 1
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical group [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical group [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- LSDPWZHWYPCBBB-UHFFFAOYSA-N Methanethiol Chemical compound SC LSDPWZHWYPCBBB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- CKUAXEQHGKSLHN-UHFFFAOYSA-N [C].[N] Chemical group [C].[N] CKUAXEQHGKSLHN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 150000001414 amino alcohols Chemical class 0.000 description 1
- 125000003277 amino group Chemical group 0.000 description 1
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002518 antifoaming agent Substances 0.000 description 1
- 239000003963 antioxidant agent Substances 0.000 description 1
- 239000003125 aqueous solvent Substances 0.000 description 1
- 150000004657 carbamic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 239000000567 combustion gas Substances 0.000 description 1
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 230000001186 cumulative effect Effects 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 230000007717 exclusion Effects 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 235000019253 formic acid Nutrition 0.000 description 1
- 239000002737 fuel gas Substances 0.000 description 1
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 1
- 229940083124 ganglion-blocking antiadrenergic secondary and tertiary amines Drugs 0.000 description 1
- 150000002334 glycols Chemical class 0.000 description 1
- 125000002887 hydroxy group Chemical group [H]O* 0.000 description 1
- 239000011261 inert gas Substances 0.000 description 1
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 229910000069 nitrogen hydride Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000012074 organic phase Substances 0.000 description 1
- 239000003960 organic solvent Substances 0.000 description 1
- 239000003495 polar organic solvent Substances 0.000 description 1
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 1
- QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N propylene Natural products CC=C QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000004805 propylene group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([*:1])C([H])([H])[*:2] 0.000 description 1
- 238000000197 pyrolysis Methods 0.000 description 1
- 150000003235 pyrrolidines Chemical class 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 238000007670 refining Methods 0.000 description 1
- 230000002441 reversible effect Effects 0.000 description 1
- 150000003335 secondary amines Chemical class 0.000 description 1
- 125000000467 secondary amino group Chemical group [H]N([*:1])[*:2] 0.000 description 1
- 125000001174 sulfone group Chemical group 0.000 description 1
- 150000003457 sulfones Chemical class 0.000 description 1
- 150000003463 sulfur Chemical class 0.000 description 1
- 238000013022 venting Methods 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
- 230000004584 weight gain Effects 0.000 description 1
- 235000019786 weight gain Nutrition 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
- B01D53/1468—Removing hydrogen sulfide
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
- B01D53/14—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
- B01D53/1493—Selection of liquid materials for use as absorbents
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10K—PURIFYING OR MODIFYING THE CHEMICAL COMPOSITION OF COMBUSTIBLE GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE
- C10K1/00—Purifying combustible gases containing carbon monoxide
- C10K1/08—Purifying combustible gases containing carbon monoxide by washing with liquids; Reviving the used wash liquors
- C10K1/10—Purifying combustible gases containing carbon monoxide by washing with liquids; Reviving the used wash liquors with aqueous liquids
- C10K1/12—Purifying combustible gases containing carbon monoxide by washing with liquids; Reviving the used wash liquors with aqueous liquids alkaline-reacting including the revival of the used wash liquors
- C10K1/14—Purifying combustible gases containing carbon monoxide by washing with liquids; Reviving the used wash liquors with aqueous liquids alkaline-reacting including the revival of the used wash liquors organic
- C10K1/143—Purifying combustible gases containing carbon monoxide by washing with liquids; Reviving the used wash liquors with aqueous liquids alkaline-reacting including the revival of the used wash liquors organic containing amino groups
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- Combustion & Propulsion (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Gas Separation By Absorption (AREA)
- Treating Waste Gases (AREA)
- Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)
- Industrial Gases (AREA)
Description
Foreliggende oppfinnelse angår en fremgangsmåte for fjerning av H2S fra en vanligvis gassformig strøm ved hjelp av en absorberende oppløsning inneholdende et oppløsningsmiddel og en aminoforbindelse.
Det er velkjent i denne teknikk å behandle gasser og væsker slik som blandinger som inneholder sure gasser inkludert CO2, H2S, CS2.HCN, COS og oksygen samt svovelderivater av C1-C4-hydrokarboner, med aminoppløsninger for å fjerne disse sure gasser. Aminet kommer vanligvis i kontakt med de sure gasser og væsker som en vandig oppløsning inneholdende aminet i et absorbsjonstårn og med den vandige aminoppløsningen i kontakt med det sure fluid i motstrøm.
Behandlingen av sure gassblandinger som bl.a. inneholder CO2 og H2S med aminoppløsninger resulterer karakteristisk i den samtidige fjerning av vesentlige mengder både CO? og EtøS. F. eks. benyttes det i en slik prosess som generelt kalles den "vandige aminprosess" en relativt konsentrert aminoppløsning. En nylig forbedring ved denne prosess medfører bruk av sterisk behindrede aminer som beskrevet i US-PS 4 112 052 for å oppnå nær total fjerning av sure gasser slik som CO2 og H2S. Denne type prosess kan benyttes der partialtrykkene for CO2 og beslektede gasser er lave. Andre prosesser benyttes ofte for spesielle anvendelser der partialtrykket for CO2 er ekstremt høyt og/eller der mange sure gasser er tilstede, f. eks. medfører H2S, COS, CH3SH og CS2 bruk av et amin i kombinasjon med et fysikalsk absorbsjonsmiddel, generelt kalt en "ikke-vandig oppløsningsmiddelprosess". En forbedring av denne prosess medfører bruk av sterisk behindrede aminer og organiske oppløsningsmidler som fysikalsk absorbsjonsmiddel slik som beskrevet i US-PS 4 112 051.
Det er imidlertid ofte ønskelig å behandle sure gass
blandinger inneholdende både CO2 og H2S for å fjerne H2S selektivt fra blandingen for derved å minimalisere fjerning av CO2. Selektiv fjerning av H2S resulterer i et relativt høyt I^S/CC^-forhold i den separerte sure gass, noe som forenkler omdanning av EtøS til elementær svovel under Clausprosessen.
De typiske reaksjoner for vandige sekundære og tertiære aminer med CO2 og H2S kan beskrives som følger:
der R er en organisk rest som kan være lik eller forskjellig og eventuelt være substituert med en hydroksygruppe. De ovenfor angitte reaksjoner er reversible og partialtrykkene både for CO2 og ftøS er således viktige for å bestemme hvordan de ovenfor angitte reaksjoner forløper.
Mens selektiv H2S fjerning kan anvendes på et antall gassbehandlingssystemer inkludert behandling av hydrokarbongasser fra skiferpyrolyse, raffineringsgass og naturgass med lave forhold H2S/CO2, er det spesielt ønskelig ved behandling av gasser der partialtrykket for H2S er relativt lavt sammenlignet med det til CO2 fordi kapasiteten for et amin til å absorbere H2S fra den sistnevnte type gasser er meget lav. Eksempler på gasser med relativt lave partialtrykk for H2S inkluderer syntetiske gasser oppstått ved kullforgasning, svovelanleggsavgasser og brenselsgasser med lavt Joule-innhold slik de opptrer i raffinerier der tunge restolier termisk omdannes til lavmolekylvekts væsker og gasser.
Selv om det er kjent at oppløsninger av primære og sekundære aminer slik som monoetanolamin (MEA), dietanolamln (DEA), dipropanolamin (DPA) og hydroksyetoksyetylamin (DGA) absorberer både EtøS- og CC^-gass, har de Ikke vist seg spesielt tilfredsstillende for preferensiell absorbsjon av H2S under utelukkelse av COg fordi aminene undergår en lett reaksjon med CO2 og danner karbamater.
Diisopropanolamin (DIPA) er relativt unikt blant sekundære aminoalkoholer idet forbindelsen har vært benyttet indu-strielt, alene eller med et fysikalsk oppløsningsmiddel slik som sulfolan, for selektiv fjerning av H2S fra gasser inneholdende H2S og CO2, men kontakttidene må holdes relativt korte for å trekke fordel av den hurtigere reaksjon mellom H2S og aminet, sammenlignet med hastigheten for CC>2-reak-sjonen som vist i ligningene 2 og 4 ovenfor.
I 1950 viste Frazier og Kohl i "Ind. and Eng. Chem", 42, 2288
(1950) at det tertiære amin metyldietanolamin (MDEA) har en høy grad av selektivitet mot E^S-absorbsjon i forhold til CO2. Denne høyere selektivitet skyldtes den relativt langsomme kjemiske reaksjon mellom CO2 og tertiære aminer sammenlignet med den hurtige kjemiske reaksjon for H2S. Den kommerisielle brukbarhet av MDEA er imidlertid begrenset på grunn av den begrensede kapasitet for ItøS-belastning og den begrensede evne til å redusere H2S-innholdet til nivåer ved lave trykk som er nødvendige for behandling av f. eks. syntesegasser fremstilt ved fullforgasning.
I den senere tid har GB-PS 2 017 524 beskrevet at vandige oppløsninger av dialkylmonoalkanolaminer, og spesielt dietylmonoetanolamin (DEAE) har høyere selektivitet og kapasitet for EtøS-fjerning ved høyere belastningsnivåer enn MDEA-oppløsninger. Ikke desto mindre er ikke heller DEAE spesielt effektivt for lav H2S-belastning slik denne vanligvis opptrer i industrien. Videre har DEAE et kokepunkt på 161'C og som sådant er det karakterisert som en lavtkok-ende, relativt sterkt flyktig aminoalkohol. Slike sterkt flyktige forbindelser resulterer under de fleste gass-vaskingsforhold i store materialtap med derav følgende tap av den økonomiske fordel.
Det er nu funnet at absorbsjonsmiddeloppløsninger av en viss klasse amlnoforbindelser, definert som sterkt basiske, vannoppløselige tertiære aminoforbindelser, har en høy selektivitet for EtøS sammenlignet med CCtø. Disse aminoforbindelser bibeholder overraskende sin høye selektivitet ved høye H2S- og CO_belastninger.
I henhold til dette angår foreliggende oppfinnelse en fremgangsmåte av den innledningsvis nevnte art og denne fremgangsmåte karakteriseres ved at aminoforbindelsen er en sterkt basisk, vannoppløselig acyklisk eller alicyklisk tertiær aminoforbindelse med en pKa-verdi ved 20° C på over 8,6 og med et kokepunkt ved 760 mm på over 180°C, idet den totale konsentrasjon av aminoforbindelsen i den absorberende oppløsning holdes innen området fra 0,1 til 6 mol/l, at fremgangsmåten gjennomføres ved en temperatur innen området 20-100°C og ved et trykk i området o,4-140,6 kg/cm<2> og at den absorberende oppløsning regenereres ved oppvarming til en temperatur innen området 50-170°C og ved et trykk innen området 0,07-3,5 kg/cm<2> og ved stripping av oppløsningen for absorbert ItøS.
Den tertiære aminoforbindelse er fortrinnsvis én eller flere forbindelser valgt blant acykliske og alicykliske tertiære aminoalkoholer med 1-3 nitrogenatomer og acykliske og alicykliske tertiære aminoeteralkoholer. En spesielt foretrukket klasse acykliske og alicykliske tertiære aminoforbindelser som kan brukes ved gjennomføring av oppfinnelsen omfatter de som er alvorlig sterisk hindret. Med uttrykket "alvorlig sterisk hindret" menes at nitrogenatomet i aminet er bundet til én eller flere voluminøse karbongrupperinger. Karakteristisk vil den tertiære aminogruppe ha en grad av sterisk hindring som er slik at den kumulative "Es-verdi ("Tafts steriske hindringskonstant") er minst 1,9, beregnet ut fra de verdier som gis for primære aminer i tabell V i artikkelen av D.F. De Tar i "Journal of Organic Chemistry", 45, 5174 (1980).
Typiske aminoforbindelser som kan brukes ved gjennomføring av fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen inkluderer dietylamlno-etoksyetanol og alvorlig sterisk hindrede tertiære aminoforbindelser slik som N-metyl-N-tert.butylaminoetanol, N-metyl-N-tert-butylaminonetooksyetanol, 2-(N-isopropyl-N-metyl-amino)propoksyetanol og 3-aza-2,2,3-trimetyl-l,6-heksandiol.
Aminoforbindelsene som her beskrives karakteriseres ytterligere ved sin lave flyktighet og den høye oppløselighet i vann under selektive EtøS-fjerningsbetingelser, og mesteparten av forbindelsene er også generelt oppløselige i polare organiske oppløsningsmiddelsystemer som eventuelt kan inneholde vann. Uttrykket "absorberende oppløsning" slik det her benyttes inkluderer, men er Ikke begrenset til, opp-løsninger der aminoforbindelsen er oppløst i et oppløsnings-middel valgt blant vann og et fysikalsk absorbsjonsmiddel eller blandinger derav. Oppløsningsmidler som er fysiskalske absorbsjonsmidler (i motsetning til aminforbindelsene som er kjemiske absorbsjonsmidler) er f. eks. beskrevet i US-PS 4 112 051 og inkluderer f. eks. alifatiske syreamider, N-alkylerte pyrrolidiner, sulfoner, sulfoksyder, glykoler og mono- og dietrene derav. De foretrukne fysikalske absorbsjonsmidler som heri beskrives er sulfoner og helst sulfolan.
Absorbsjonsmiddeloppløsningen har vanligvis en konsentrasjon av aminoforbindelse på ca. 0,1-6 mol/l total oppløsning og fortrinnsvis 1-4 mol/l, primært avhengig av den spesifikke aminoforbindelse som benyttes og det benyttede oppløsnings-middelsystem. Hvis oppløsningsmiddelsystemet er en blanding av vann og et fysikalsk absorbsjonsmiddel, kan den typiske effektive mengde for det fysikalske absorbsjonsmiddel som benyttes variere fra 0,1 til 5 mol/l total oppløsning og fortrinnsvis fra 0,5 til 3 mol/l, hovedsakelig avhengig av typen aminoforbindelse som benyttes. Avhengigheten av konsentrasjonen av aminoforbindelsen og den spesielle forbindelse som benyttes er vesentlig fordi økning av konsentrasjonen av aminoforbindelse kan redusere basisiteten av absorbsjonsmiddeloppløsningen, noe som ugunstig påvirker selektiviteten for EtøS-fJerning, spesielt hvis aminoforbindelsen har en spesifikk vandig oppløselighetsgrense som bestemmer maksimale konsentrasjonsnivåer innen det ovenfor angitte området. Det er derfor viktig at det egnede konsentrasjonsnivå som passer for hver spesiell aminoforbindelse, opprettholdes for å sikre tilfredsstillende resultater.
Oppløsningen som benyttes ifølge oppfinnelsen kan inkludere et antall additiver som typisk brukes i selektive gassfjern-ingsprosesser, f. eks. antiskummingsmidler, antioksydanter, korrosjonsinhibitorer o.l. Mengden av disse additiver vil typisk ligge innen det område der de er effektive, det vil si en effektiv mengde.
Aminoforbindelsene som her beskrives kan altså blandes med andre aminoforbindelsser som en blanding, fortrinnsvis med metyldietanolamin. Forholdet mellom de respektive aminoforbindelser kan variere innen vide grenser, f. eks. fra 1-99 vekt-# av de her beskrevne aminoforbindelser. Fig. 1 er et flytskjema som illustrerer en absorbsjonsregenereringsenhet for selektiv fjerning av ZtøS fra gasstrøm-mer Inneholdende EtøS og CO2. Fig. 2 er et flytdiagram som viser en eksperimentell spyleabsorbsjonsenhet for bruk ved hurtig bestemmelse av selektiviteten av aminoforbindelsen med henblikk på selektiv fjerning av ItøS fra gasstrømmer inneholdende ItøS og CO2. Fig. 3 viser grafisk selektiviteten for EtøS mot EtøS- og CO2-belastningen for dietylaminoetoksyetanol (DEAEE) sammenlignet med metyldietanolamin (MDEA) og dietyletanolamin (DEAE). Fig. 4 viser grafisk selektiviteten for H2S mot H2S- og C02-belastningen for 3M oppløsninger av N-metyl-N-tert.butylaminoetoksyetanol (MTBEE) og 2-(N-isopropyl-N-metyl-amino)-propoksyetanol (2-IMPE) sammenlignet med metyldietanolamin
(MDEA).
Fig. 5 viser grafisk selektiviteten for H2S mot H2S- og C02-belastningen for en IM oppløsning av N-metyl-N-tert.butylaminoetoksyetanol (MTBEE) sammenlignet mot en 1,6M oppløsning av metyldietanolamin (MDEA). Fig. 6 viser grafisk selektiviteten for H2S mot H2S- og C02-belastningen for en 3M oppløsning av N-metyl-N-tert.butylaminoetoksyetanol (MTBEE) sammenlignet med N-tert-butyl-dietanolamin (TBDEA).
De foretruken tertiære aminoforbindelser inkluderer acykliske og alicykliske tertiære aminoalkoholer og eteralkoholer av slike tertiære aminoforbindelser, definert ved den generelle formel:
hvori Ri og R2 hver uavhengig er valgt blant alkyl med 1-8 karbonatomer og hydroksyalkylgrupper med 2-8 karbonatomer og cykloalkyl- og hydroksyalkylrester med 3-8 karbonatomer, og der R3, R4, R5 og R^ hver uavhengig er valgt blant hydrogen og C^-C3-alkyl- og hydroksyalkylrester, x og y hver er positive hele tall uavhengig innen området 2-4 og z ligger i området 0-4. Det skal bemerkes at hvis aminoforbindelsen er alvorlig sterisk behindret, representerer det en foretrukket utførelsesform hvis karbonatomet i R^ som er direkte bundet til nitrogenatomet er sekundært og karbonatomet i R2 som direkte er bundet til nitrogenatomet er primært, at minst én
av R3 eller R4 som direkte er bundet til karbonnitrogenet er en alkyl- eller hydroksyalkylrest. Typiske eksempler på foretrukne tertiære aminoforbindelser som kan brukes ifølge oppfinnelsen er:
Ac<y>kliske tertiære aminoalkoholer
Forbindelser
N-metyl-N-tert.butylaminoetanol 3-(N-metyl-N-tert.butylamino)-1-propanol N-metyl-N-tert.pentylaminoetanol bis-f2-dimetylaminoetylfhydroksyetylamin
3-aza-2,2,3-trimetyl-l,6-heksandiol
Acykliske tertiære aminoeteralkoholer
Forbindelser
2-(N-isopropyl-N-metylamino)propoksyetanol dietylaminoetoksyetanol dimetylaminoetoksyetanol dietylaminopropoksyetanol N-mety1-N-propylaminoetoksyetanol
N-metyl-N-tert-butylaminoetoksyetanol
De mest foretrukne aminoforbindelser er de acykliske tertiære aminoeteralkoholer.
Aminoforbindelsene som benyttes ved fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen har en pKa-verdi ved 20°C større enn 8,6, fortrinnsvis større enn ca. 9,5 og helst ligger pKa-verdien for aminoforbindelsen i området 9,5 - ca. 10,6. Hvis den tertiære aminoforbindelse er alvorlig sterisk hindret, har den fortrinnsvis en pK-verdi på minst 9,3. Hvis pKa-verdien er mindre enn 8,6, reduseres reduksjonen med H2S, hvis pKa-verdien for aminoforbindelsen er meget større enn ca. 10,6, kan en for stor mengde damp være nødvendig for å regenerere oppløsningen. For videre å sikre driftseffektiviteten ved minimale tap av aminoforbindelse har aminoforbindelsen en relativt lav flyktighet. F. eks. må kokepunktet for aminet ved 760 mm være større enn ca. 180"C, fortrinnsvis større enn 200°C og aller helst større enn 225°C. Dietylaminoetanol er derfor uegnet fordi kokepunktet er 161°C.
Tre karakteristika som er av ultimat viktighet ved bestemmelse av effektiviteten for aminoforbindelsene med henblikk på H2S-fjerning er "selektivitet", "belastning" og "kapasitet".
Uttrykket "selektivitet" slik det benyttes i beskrivelsen er definert som følgende molforhold:
Jo høyere denne brøk er, Jo høyere er selektiviteten for den absorberende oppløsning med henblikk på H2S i gassblandingen.
Med uttrykket "belastning" er ment konsentrasjonen av H2S- og CC^-gasser som fysikalsk er oppløst og kjemisk bundet i den absorberende oppløsning, uttrykt i mol gass/mol amin. De beste aminoforbindelser er de som viser god selektivitet opp til et relativt høyt belastningsnivå. Aminoforbindelsene som benyttes ved gjennomføring av oppfinnelsen har karakteristisk en "selektivitet" på ikke vesentlig under 10 og en "belastning" på 0,1 mol, fortrinnsvis en "selektivitet" på ikke vesentlig under 10 ved en belastning på 0,2 eller flere mol H2S og CO2/1110I aminoforbindelse.
"Kapasitet" er definert som antall mol ItøS som er anriket i den absorberende oppløsning ved slutten av absorbsjonstrinnet minus antall mol Hg i den absorberende oppløsning ved slutten av desorbsjonstrinnet. Høy kapasitet muliggjør at man reduserer mengden av aminoppløsning som skal sirkuleres og betyr mindre varme eller damp under regenereringen.
Den sure gassblanding omfatter nødvendigvis H2S og kan eventuelt omfatte andre gasser slik som CO2, N2, CH4, H2, CO, H2O, COS, HCN, C2H4, NH3 og lignende. Ofte finnes slike gassblandinger i forbrenningsgasser, raffineringsgasser, bygass, naturgass, syntesegasser, vanngass, propan-, propylen, tunge hydrokarbongasser og så videre. Den heri beskrevne absorberende oppløsning er spesielt effektiv når den gassformige blanding er en gass som f. eks. er oppnådd fra skiferoljeretortegass, kull eller forgassing av tungolje med luft/damp eller oksygen/damp, termisk konversjon av tunge restoljer til lavmolekylvektsvaesker og -gasser eller i svovelanleggsavgasser fra rensetrinn.
Absorbsjonstrinnet i fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen involverer generelt å bringe den vanligvis gassformige strøm i kontakt med den absorberende oppløsning i en hvilken som helst egnet kontaktbeholder. Ved slike prosesser bringes den vanligvis gassformige blanding som inneholder H2S og CO2 og hvorfra H2S selektivt skal fjernes i grundig kontakt med den absorberende oppløsning ved bruk av konvensjonelle midler slik som et tårn eller en beholder pakket f. eks. med ringer eller silplater, eller en boblereaktor.
I en typisk gjennomførdsesmåte av oppfinnelsen gjennomføres absorbsjonstrinnet ved tilmåting av den vanligvis gassformige. blanding til den nedre del av absorbsjonstårnet mens friskt absorbsjonsmiddel mates til den øvre del av tårnet. Den gassformige blanding, i det vesentlige befridd for H2S, slipper ut fra den øvre del av tårnet og anriket absorberende oppløsning som inneholder selektivt absorbert EføS, forlater tårnet nær eller ved bunnen. Fortrinnsvis ligger temperaturen i den absorberende oppløsning under absorbsjonstrinnet i området ca. 20 - ca. 10CC og fortrinnsvis fra 50 til ca. 60'C. Trykket kan variere innen vide grenser og akseptable trykk ligger mellom 0,4 og 140,6 kg/cm<2>, fortrinnsvis 1,4-10,5 kg/cm<2> og aller helst fra 1,8 til 70,3 kg/cm<2> i absorberingsbeholderen. Kontakten skjer under betingelser slik at H2S selektivt absorberes av oppløsningen. Absorb-sjonsbetingelsene og apparaturen er konstruert for å minimalisere oppholdstiden for væske i beholderen for derved å redusere CC^-opptak mens man på den samme side opprett-holder tilstrekkelig oppholdstid for gassblandingen i væsken til å kunne absorbere en maksimal mengde EtøS-gass. Mengden væske som er nødvendig for sirkulasjon for å oppnå en gitt grad av EtøS-fjerning vil avhenge av den kjemiske struktur og basisiteten for aminoforbindelsen og av partialtrykket for EtøS i mategassen. Gassblandinger med lave partialtrykk slik som de som foreligger ved termiske omdanningsprosesser vil kreve mere væske under de samme absorbsjonsbetingelser enn gasser med høyere partialtrykk slik som skiferoljeretor-tegasser.
En typisk prosedyre for den selektive EtøS-fjerningsfase ved prosessen omfatter selektiv absorbering av H2S via motstrøms-kontakt mellom gassblanding inneholdende H2S og CO2 og oppløsningen av aminoforbindelsen i en kolonne som inneholder flere skåler ved lav temperatur, f. eks. under 45°C, og ved en gasshastighet på minst ca. 9,1 m/sek. (basert på "aktiv" eller beluftet skåloverflate), avhengig av driftstrykket for gassen idet skålkolonnen har mindre enn 20 kontaktskåler med f. eks. 4-16 som karakteristisk.
Etter kontakt mellom vanligvis gassformig blanding og absorberende oppløsning som blir mettet eller partielt mettet med EtøS, kan oppløsningen i det minste partielt regenereres slik at den kan tilbakeføres til absorbsjonen. Som med absorbsjonen, skjer regenereringen i en enkelt flytende fase. Regenerering eller desorbsjon av absorbsjonsoppløsningen kan gjennomføres på konvensjonell måte f. eks. ved trykkreduksjon over oppløsningen eller å øke temperaturen til et punkt der absorbert H2S drives av, eller ved å føre oppløsningen til en beholder av tilsvarende konstruksjon til den som ble benyttet i absorbsjonstrinnet i den øvre del av beholderen og føre en inertgass slik som luft eller nitrogen eller fortrinnsvis damp opp gjennom beholderen. Temperaturen i oppløsningen under regenereringstrinnet bør ligge i området 50 - ca. 170°C og fortrinnsvis fra ca. 80 - 120°C, mens trykket i oppløsnin-gen ved regenerering bør ligge i området 0,04 - ca. 7 kg/cm<2>, fortrinnsvis 0,07 - ca. 3,5 kg/cm<2>. Den absorberende oppløsning kan etter at den er renset for i det minste en andel av B^S-gassen, tilbakeføres til absorbsjonsbeholderen. Friskt absorbsjonsmiddel kan tilsettes etter behov.
I en foretrukket regenereringsteknikk blir den B^S-rike oppløsning ført til regeneratoren der de absorberte kom-ponenter strippes av med damp som oppnås ved omkoking av oppløsningen. Trykket i flashtrommelen og stripperen er vanligvis 0,07 - 3,5 kg/cm<2>, fortrinnsvis 1,05 - ca. 2,1 kg/cm<2>, og temperaturen ligger karakteristisk i området fra ca. 50 - 170°C, fortrinnsvis ca. 80 - ca. 120°C. Strippe- og flashtemperaturen vil selvfølgelig avhenge av strippetrykket, således vil temperaturen ved strippetrykk på ca. 1,05 - 2,1 kg/cm<2> være ca. 120°C under desorbsjonen. Oppvarming av oppløsningen som skal regenereres kan meget hensiktsmessig gjennomføres ved hjelp av indirekte oppvarming med lavtrykks-damp. Det er også imidlertid mulig å benytte direkte Injeksjon av damp.
I en utførelsesform for gjennomføring av prosessen slik som vist i fig. 1 tilføres gassblandlngen som skal renses gjennom rørledning 1 i den nedre del av gass-væske-motstrømskon-taktkolonnen 2 idet denne har en nedre del 3 og en øvre del 4. Disse deler kan være adskilt av ett eller flere pakkede sjikt etter ønske. Absorbsjonsoppløsningen som beskrevet ovenfor tilføres til den øvre del av kolonnen gjennom rørledningen 5. Oppløsningen strømmer til bunnen av kolonnen og møter gassen som strømmer motstrøms og oppløser preferen-sielt EtøS. Gassen som er befridd for mesteparten av B^S, trer ut gjennom en rørledning 6 for bruk. Oppløsningen inneholdende hovedsakelig H£S og noe CO2 strømmer mot bunndelen av kolonnen hvorfra den slippes ut gjennom rørledningen 7. Oppløsningen pumpes deretter via en eventuell pumpe 8 gjennom en eventuell varmeveksler og kjøler 9 anordnet i rørledningen 7, noe som tillater at den varme oppløsning fra regeneratoren 12 kan veksle varme med avkjølingsoppløsning fra absorbsjonskolonnen 2 for å bevare energi. Oppløsningen føres via rørledningen 7 til en flashtrommel 10 utstyrt med en ikke vist rørledning som går til rørledningen 13 og deretter via rørledning 11 til den øvre del av regeneratoren 12 som er utstyrt med flere plater og bevirker desorbsjon av H2S- og C02-gasser som er medført i oppløsningen. Denne sure gass føres gjennom en rørledning 13 til en kondensator 14 der avkjøling og kondensering av vann og aminoppløsnig fra gassen gjennomføres. Gassen trer deretter inn i en separator 15 der ytterligere kondensering gjennomføres. Den kondenserte oppløsning tilbakeføres gjennom rørledning 16 til den øvre del av regeneratoren 12. Gass som er tilbake fra kondenseringen og som inneholder EtøS og noe C02, fjernes via rørledning 17 for endelig disponering (f. eks. til avlufting eller til en forbrenningsapparatur eller til en apparatur som omdanner EtøS til svovel slik som en Claus-enhet eller en Stretford-omdanningsenhet (ikke vist).
Oppløsningen befris for mesteparten av gassen som den inneholder mens den strømmer nedover gjennom regeneratoren 12 og trer ut gjennom rørledningen 18 ved bunnen av regeneratoren for overføring til en omkoker 19. Denne, utstyrt med en ytre varmekilde (f.eks. damp innsprøytet gjennom rørledning 20 og kondensatet trer ut gjennom en ikke-vist andre rørledning) forflyktiger en del av denne oppløsning (hovedsakelig vann) for å drive av ytterligere H2S. EtøS og damp som er drevet av tilbakeføres via rørledning 21 til den nedre del av regeneratoren 12 og trer ut gjennom rørledning 13 for inngang i kondenseringstrinnet av gassbehandlingen. Oppløsningen som forblir i omkokeren 19 trekkes av gjennom rørledning 22, avkjøles i varmeveksleren 9 og tilføres ved hjelp av pumpen 23 (ikke hvis trykket er tilstrekkelig høyt) gjennom rørledningen 5 til absorbsjonskolonnen 2.
De heri beskrevne aminoforbindelser er funnet å være overlegne de som tidligere er benyttet, spesielt overfor MDEA og DEAE, uttrykt både ved selektivitet og kapasitet for opprettholdelse av selektiviteten over et bredt belastnings-område. Karakteristisk vil en gassformig strøm som skal behandles med et 1:10 molforhold mellom H2S og CO2 fra en apparatur for termisk omdanning av tung restolje, eller en Lurgikullgass med et molforhold H2S:C02 på mindre enn 1:10, gi en sur gass med et molforhold H2S:C02 på ca. 1:1 etter behandling med foreliggende fremgangsmåte. Fremgangsmåten kan benyttes i forbindelse med andre B^S-selektive fjern-ingsprosesser, imidlertid er det foretrukket å gjennomføre prosessen ifølge oppfinnelsen alene fordi aminoforbindelsene er ekstremt effektive i seg selv ved den pref erensielle absorbsjon av H2S.
Oppfinnelsen skal illustreres ytterligere ved de følgende eksempler, som imidlertid ikke skal være begrensede. Alle deler og prosentandeler er på vektbasis hvis ikke annet er sagt.
Eksempel 1
Fig. 2 viser en absorbsjonsenhet som drives på halvsatsmåte, og som brukes for å bedømme selektiviteten for EtøS-fjerning for aminoforbindelser. En gassblanding bestående av 10% CO2» 1# H2S og 89# N2, uttrykt i volum-56, blir ført fra en ikke vist gassylinder gjennom rørledning 30 til en måler 31 for måling av den hastighet med hvilken gassen blir matet til absorberen. For alle eksempler var denne hastighet 3,6 l/min. Gassen ble deretter ført gjennom rørledningen 32 til en ikke-vist gasskromatografikolonne som kontinuerlig registrerte sammensetningen i innløpsgassen og gjennom rørledningene 33 og 34 til absorberenheten 35 som er et sylindrisk glassrør med høyde 45 cm og 31 cm i diameter, fylt med 100 ml absorberende aminoppløsning 36. Gassen ble ført gjennom oppløsningen ved en temperatur av 40° C og 10 ml prøver av oppløsningen ble periodisk fjernet fra bunnen av absorberenheten gjennom rørledningene 34 og 37 for analyse med henblikk på EtøS- og CC^-innholdet. B^S-innholdet i den flytende prøve ble bestemt ved titrering med sølvnitrat. C02~innholdet i den flytende prøve ble analysert ved surgjøring av prøven med en vandig oppløsning av 105É HC1 og måling av utviklet CO2 ved vektøkning på NaOH-belagt asbest.
Mens oppløsningen periodisk ble trukket av fra bunnen av absorberen ble gassblandingene fjernet fra toppen av denne via rørledning 38 til en felle 39 som tjente for utvasking av eventuelt tilstedeværende ItøS i utløpsgassen. Den resul-terende gass kunne eventuelt deretter føres via rørledning 42 til en ikke-vist gasskromatografikolonne for periodisk bestemmelse av sammensetningen av utløpsgassen for under-søkelse med henblikk på systemlekkasje. For eksempelformålet ble H2S- og C02-innholdet i Innløpsgassfasen målt og EtøS- og C02-innholdet i den flytende fase ble bestemt som beskrevet ovenfor. Disse data ble benyttet for selektivt å beregne verdier for aminet som definert ovenfor og disse ble ført opp i et diagram som en funksjon av belastningen av den absor-ytre varmekilde (f.eks. damp innsprøytet gjennom rørledning 20 og kondensatet trer ut gjennom en ikke-vist andre rørledning) forflyktiger en del av denne oppløsning (hovedsakelig vann) for å drive av ytterligere ItøS. EtøS og damp som er drevet av tilbakeføres via rørledning 21 til den nedre del av regeneratoren 12 og trer ut gjennom rørledning 13 for inngang i kondenseringstrinnet av gassbehandlingen. Oppløsningen som forblir i omkokeren 19 trekkes av gjennom rørledning 22, avkjøles i varmeveksleren 9 og tilføres ved hjelp av pumpen 23 (ikke hvis trykket er tilstrekkelig høyt) gjennom rørledningen 5 til absorbsjonskolonnen 2.
De heri beskrevne aminoforbindelser er funnet å være overlegne de som tidligere er benyttet, spesielt overfor MDEA og DEAE, uttrykt både ved selektivitet og kapasitet for opprettholdelse av selektiviteten over et bredt belastnings-område. Karakteristisk vil en gassformig strøm som skal behandles med et 1:10 molforhold mellom H2S og CO2 fra en apparatur for termisk omdanning av tung restolje, eller en Lurgikullgass med et molforhold H2S:C02 på mindre enn 1:10, gi en sur gass med et molforhold H2S:C02 på ca. 1:1 etter behandling med foreliggende fremgangsmåte. Fremgangsmåten kan benyttes i forbindelse med andre B^S-selektive fjern-ingsprosesser, imidlertid er det foretrukket å gjennomføre prosessen ifølge oppfinnelsen alene fordi aminoforbindelsene er ekstremt effektive i seg selv ved den preferensielle absorbsjon av H2S.
Oppfinnelsen skal illustreres ytterligere ved de følgende eksempler, som imidlertid ikke skal være begrensede. Alle deler og prosentandeler er på vektbasis hvis ikke annet er sagt.
Eksempel 1
Flg. 2 viser en absorbsjonsenhet som drives på halvsatsmåte, og som brukes for å bedømme selektiviteten for H2S-fjerning for aminoforbindelser. En gassblanding bestående av 10* C02, 1% H2S og 89* N2, uttrykt i volum-*, blir ført fra en ikke vist gassylinder gjennom rørledning 30 til en måler 31 for måling av den hastighet med hvilken gassen blir matet til absorberen. For alle eksempler var denne hastighet 3,6 l/min. Gassen ble deretter ført gjennom rørledningen 32 til en ikke-vist gasskromatografikolonne som kontinuerlig registrerte sammensetningen i innløpsgassen og gjennom rørledningene 33 og 34 til absorberenheten 35 som er et sylindrisk glassrør med høyde 45 cm og 31 cm i diameter, fylt med 100 ml absorberende aminoppløsning 36. Gassen ble ført gjennom oppløsningen ved en temperatur av 4 <C>C og 10 ml prøver av oppløsningen ble periodisk fjernet fra bunnen av absorberenheten gjennom rørledningene 34 og 37 for analyse med henblikk på H2S- og C02-innholdet. H2S-innholdet i den flytende prøve ble bestemt ved titrering med sølvnitrat. C02-innholdet i den flytende prøve ble analysert ved surgjøring av prøven med en vandig oppløsning av 10* HC1 og måling av utviklet C02 ved vektøkning på NaOH-belagt asbest.
Mens oppløsningen periodisk ble trukket av fra bunnen av absorberen ble gassblandingene fjernet fra toppen av denne via rørledning 38 til en felle 39 som tjente for utvasking av eventuelt tilstedeværende H2S i utløpsgassen. Den resul-terende gass kunne eventuelt deretter føres via rørledning 42 til en ikke-vist gasskromatografikolonne for periodisk bestemmelse av sammensetningen av utløpsgassen for under-søkelse med henblikk på systemlekkasje. For eksempelformålet ble H2S- og C02-innholdet i innløpsgassfasen målt og H2S- og C02-innholdet i den flytende fase ble bestemt som beskrevet ovenfor. Disse data ble benyttet for selektivt å beregne verdier for aminet som definert ovenfor og disse ble ført opp i et diagram som en funksjon av belastningen av den absorberende oppløsning av ItøS og CO2, i enheter av mol sur gass/mol aminoforbindelse.
I dette eksempel ble en vandig 3M oppløsning av den sterkt basiske tertiære aminforbindelse dietylaminoetoksyetanol (DEAEE) benyttet som absorbsjonsoppløsning og sammenlignet med en vandig 3M oppløsning av metyldietanolamin (MDEA) som kontroll ved bruk av samme gassblanding og samme betingelser. Fra diagrammet over selektiviteten for EtøS-fjerning og belastningen som vist i fig. 3 ses det at den sterkt basiske tertiære aminforbindelse har en B^S-selektivitet som er overlegen den for MDEA både ved lave og høye ItøS- og CO2-belastninger.
Eksempel 2
Fremgangsmåten i eksempel 1 ble gjentatt, bortsett fra at en vandig 3M oppløsning av den høytkokende, sterkt basiske tertiære aminforbindelse dietylaminoetoksyetanol (DEAEE) ble sammenlignet med den laverekokende dietylaminoetanol (DEAE) med samme gassblanding og samme betingelser. Fra diagrammet over selektiviteten for B^S-fJerningen som vist i fig. 3 ses det at DEAEE har en høyere B^S-selektivitet enn DEAE ved de lave HgS- og C02-belastninger, noe som gjør den brukbar i prosesser der en god rensing av H2S er nødvendig, f. eks. i kombinasjon med en Claus-enhet.
Eksempel 3
Fremstilling av N- metyl- N- tert. butvlaminoetoksvetanol
Tllsammen 145 g tert.butylamlnoetoksyetanol, 108 g 37*-ig vandig formaldehyd, 10 g 1056-ig Pd/C og 1 liter metanol ble tilført en autoklav, satt under trykk til 70 kg/cm<2> med H2 og oppvarmet til 80"C i 8 timer. Filtrering og destillering av reaksjonsblandingen ga 128 g N-metyl-N-tert.butylamlnoetok-syetanol med kokepunkt 128°C ved 23 mm.
Eksempel 4
Fremstilling av 2-( N- lsopropyl- N- metylamlno) propoksvetanol
Tilsammen 155 g 2-(isopropylamino)propoksyetanol, 122 g 37*-ig vandig formaldehyd, 5 g 10*-ig Pd/C og 1 liter metanol ble ført til en autoklav, satt under trykk til 70 kg/cm<2> med Etø og oppvarmet til 80°C i 3 timer. Filtrering og destillering av reaksjonsblandingen ga 159 g 2-(N-isopropyl-N-metylamino)-propoksyetanol med kokepunkt 125'C ved 20 mm.
Eksempel 5
Fremstilling av 3- aza- 2. 2. 3- trlmetvl- l. 6- heksandiol
En oppløsning av 60 g 3-aza-2,2-dimetyl-l,6-heksandiol, 53,5 g maursyre og 36,3 g 37*-ig vandig formaldehyd ble kokt under tilbakeløp i 40 timer. Tilsammen 20 ml konsentrert saltsyre ble tilsatt og reaksjonsblandingen ble destillert inntil topptemperaturen var 110°C. Vann i en mengde av 40 ml ble tilsatt til destillasjonsresten og gjort sterkt alkalisk med KOH. Den organiske fase ble separert og destillert og man oppnådde 39,9 g 3-aza-2,2,3-trimetyl-l,6-heksandlol med et kokepunkt på 103°C ved 0,35 mm, en ~Es-verdl på 2,20 og en pKa-verdi på 9,35.
Eksempel 6
Selektiv B^ S- f. lerning fra en blanding inneholdende H2 S og CO2 Fremgangsmåten ifølge eksempel 1 ble gjentatt, bortsett fra at en 3M vandig oppløsning av N-metyl-N-tert-butylaminoetoksyetanol (MTBEE), (~ES - 2,17, pKa - 10,15) og 2-(N-lsopropyl-N-metylamlno)propoksyetanol (2-IMPE) (~ES = 1,93, pKa = 9,55) ble sammenlignet mot en 3M vandig oppløsning av metyldietanolamin (MDEA) som kontroll ved bruk av samme gassblanding og de samme betingelser. Fra diagrammet for selektiviteten av H2S-fjerningen som vist i fig. 4 ses det at MTBEE og 2-IMPE har en høyere selektivitet for H2S enn MDEA.
Eksempel 7
Fremgangsmåten ifølge eksempel 1 ble gjentatt, bortsett fra en en IM vandig oppløsning av N-metyl-N-tert.butyl-amlnoetok-syetanol (MTBEE) Die sammenlignet mot en 1,6M vandig oppløsning av metyldietanolamin (MDEA) som kontroll ved bruk av samme gassblanding og betingelser. Fra selektivitetsdiagrammet for H2S-fjerningen som vist i fig. 5 fremgår det at kapasiteten for H2S for MTBEE øker med redusert oppløsnings-konsentrasjon mens kapasitetn for H2S for MDEA reduseres med redusert konsentrasjon.
Eksempel 8
Fremgangsmåten ifølge eksempel 1 ble gjentatt, bortsett fra at en 3M vandig oppløsning av N-metyl-N-tert-butylaminoetoksyetanol (MTRBEE) ble sammenlignet mot en 3M vandig oppløs-ning av N-tert.butyldietanolamin (TBDEA) (~ES = 2,46, pKa = 8,2) som kontroll ved bruk av samme gassblanding og betingelser. Fra selektivitetsdiagrammet for H2S-fjerning som vist i fig. 6 fremgår det at MTBEE har en høyere selektivitet for H2S enn TBDEA.
Mens alle de her gitte eksempler illustrerer den overlegne ytelse for aminoforbindelsene for selektiv H2S-fjerning ved bruk av en absorbsjonsenhet som vist i fig. 2, vil det også være mulig å oppnå effektiv selektiv H2S-fjerning ved å bruke aminoforbindelsene i en absorbsjonsregenereringsenhet som vist i fig. 1.
Som en oppsummering benyttes det ifølge foreliggende oppfinnelse en spesiell klasse tertiære aminoforbindelser som karakteriseres ved en tertiær aminostruktur og en pKa-verdi ved 20°C på over 8,6, fortrinnsvis innen området 9,5 - ca. 10,6, og et kokepunkt ved 760 mm på over 180°C, fortrinnsvis over 200°C, samt med en høy selektivitet for H2S i forhold til C02 som selektivt opprettholdes ved høye H2S- og C02-belastningsnivåer.
Disse aminoforbindelser er istand til å redusere H2S-nivået i gassblandingen til et relativt lavt nivå, f. eks. mindre enn ca. 200 ppm, og har en relativt høy kapasitet for H2S, f. eks. over 0,2 mol H2S/mol amin. Aminoforbindelsene karakteriseres ved en "kinetisk selektivitet" for H2S, det vil si en høyere reaksjonshastighet for H2S enn for C02 ved absorobsjonsbetingelsene. I tillegg har de en høyere kapasitet for H2S ved ekvivalent kinetisk selektivitet for H2S i forhold til C02. Denne høyere kapasitet resulterer i økonomisk fordel med henblikk på lavere strømbehov under regenereringen.
Andre midler for bestemmelse av hvorvidt en tertiær aminoforbindelse er "alvorlig sterisk behindret" er ved å måle kjemisk skift ved *% kjernemagnetisk resonans (NMR). Ved slike målinger er det funnet at de "alvorlig sterisk hindrende" aminoforbindelser har en -^N NMR kjemisk skift-verdi større enn ca. £+40 ppm når en 90 vekt-*-ig aminoopp-løsning i 10 vekt-* D20 ved 35 'C måles ved bruk av et spektrometer som benytter flytende (ren) ammoniakk ved 25'C som nullreferanseverdi. F. eks. har N-metyl-N-tert.butylaminoetoksyetanol (MTBEE) en <15>N NMR kjemisk skiftverdl på S+45,0 ppm mens metyldietanolamin (MDEA) har en <15>N NMR kjemisk skiftverdl på S+27,4 ppm. Som det fremgår av de heri gitte data, har de aminoforbindelser som hadde en <15>N NMR kjemisk skiftverdl på over S+40 en høyere H2S-selektivitet enn MDEA med en <15>N NMR kjemisk skiftverdl på S+40 ppm.
De i fig. 3, 4 og 5 gitte data viser også at aminoforbindelsene ifølge oppfinnelsen har meget høy kapasitet både for H2S og C02, sammenlignet med metyldietanolamin (MDEA) i tillegg til høy. H2S-selektivitet. Det vil være åpenbart fra en undersøkelse av de i fig. 3 gitte data at hvis absorbsjons-prosessen gjennomføres under betingelser slik at aminoforbindelsen har lang kontakttid med gassene som skal absorberes, reduseres selektiviteten for H2S mens den totale kapasitet både for C02 og H2S forblir heller høy. Derfor kan man i enkelte tilfeller ønske å gjennomføre en "ikke-selektiv" absorbsjonsprosess for å trekke fordel av den store absorb-sjonskapasitet for aminoforbindelsene ifølge oppfinnelsen. I henhold til dette kan man gjennomføre en "ikke-selektiv" absorbsjonsprosess for fjerning av sur gass ved bruk av aminoforbindelsene ifølge oppfinnelsen. Slike "ikke-selektive" prosesser er spesielt brukbare ved vasking av naturgasser som inneholder relativt høye B^jS-nivåer og lave til nullnivåer av CO2. Som sådanne kan aminoforbindelsene ifølge oppfinnelsen erstatte noe av eller alt monoetanolamin (MEA) eller dietanolamin (DEA) som eller vanligvis benyttes for slike vaskeprosesser.
Claims (5)
1.
Fremgangsmåte for fjerning av EtøS fra en vanligvis gassformig strøm ved hjelp av en absorberende oppløsning inneholdende et oppløsningsmiddel og en aminoforbindelse, karakterisert ved at aminoforbindelsen er en sterkt basisk, vannoppløselig acyklisk eller allcyklisk tertiær aminoforbindelse med en pKa-verdi ved 20° C på over 8,6 og med et kokepunkt ved 760 mm på over 180°C, idet den totale konsentrasjon av aminoforbindelsen i den absorberende oppløsning holdes Innen området fra 0,1 - 6 mol/l, at fremgangsmåten gjennomføres ved en temperatur innen området 20 - 100°C og ved et trykk i området 0,4 - 140,6 kg/cm<2> og at den absorberende oppløsning regenereres ved oppvarming til en temperatur innen området 50 - 170°C og ved et trykk innen området 0,07 - 3,5 kg/cm<2> og ved stripping av oppløsningen for absorbert EtøS.
2.
Fremgangsmåte ifølge krav l.karakterisert ved at det som oppløsningsmiddel anvendes vann, et fysikalsk absorbsjonsmiddel eller en blanding derav.
3.
Fremgangsmåte ifølge krav 1 eller 2,karakterisert ved at det som tertiær aminoforbindelse anvendes en acyklisk eller allcyklisk tertiær aminoalkohol eller en eter derav med 1-3 nitrogenatomer.
4.
Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av kravene 1-3, karakterisert ved at den tertiære aminoforbindelse er dietylaminoetoksyetanol.
5.
Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av kravene 1-4, karakterisert ved at den tertiære aminoforbindelse representeres ved den generelle formel:
hvori R-l og R2 hver uavhengig er en alkylrest med 1-8 karbonatomer eller en hydroksyalkylrest med 2-8 karbonatomer eller en cykloalkyl- eller hydroksycykloalkylrest med 3-8 karbonatomer, R3, R4, R5 og R5 hver uavhengig er hydrogen eller en C^-Cs-alkyl- eller C^-Cs-hydroksyalkylrest, x og y hver er hele positive tall uavhengig innen området 2-4 og z ligger i området 0-4.
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US06/339,893 US4508692A (en) | 1982-01-18 | 1982-01-18 | Process for the selective removal of hydrogen sulfide from gaseous mixtures with strongly basic tertiary amino compounds |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO830138L NO830138L (no) | 1983-07-19 |
NO159243B true NO159243B (no) | 1988-09-05 |
NO159243C NO159243C (no) | 1988-12-14 |
Family
ID=23331073
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO830138A NO159243C (no) | 1982-01-18 | 1983-01-17 | Fremgangsmaate for fjerning av hydrogensulfid fra gassblandinger. |
Country Status (9)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US4508692A (no) |
EP (1) | EP0088485B2 (no) |
JP (1) | JPS58124519A (no) |
AU (1) | AU553543B2 (no) |
CA (1) | CA1201871A (no) |
DE (1) | DE3362571D1 (no) |
MX (1) | MX164802B (no) |
MY (1) | MY8700448A (no) |
NO (1) | NO159243C (no) |
Families Citing this family (21)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4618481A (en) * | 1985-08-30 | 1986-10-21 | Exxon Research And Engineering Co. | Absorbent composition containing a severely hindered amino compound and an amine salt and process for the absorption of H2 S using the same |
US4961873A (en) * | 1987-10-13 | 1990-10-09 | Exxon Research And Engineering Company | Absorbent composition containing a severely-hindered amine mixture with amine salts and/or aminoacid additives for the absorption of H2 S |
US5861051A (en) * | 1996-03-06 | 1999-01-19 | Huntsman Petrochemical Corporation | Process for removing carbon dioxide from gas mixture |
FR2756197B1 (fr) * | 1996-11-25 | 1999-01-08 | Inst Francais Du Petrole | Composition et son utilisation pour convertir un gaz contenant de l'hydrogene sulfure et de l'anhydride sulfureux en soufre |
FR2757147B1 (fr) * | 1996-12-12 | 1999-01-29 | Inst Francais Du Petrole | Procede et dispositif d'epuration d'un gaz contenant de l'hydrogene sulfure et du dioxyde de soufre |
EP1718597B1 (en) * | 2004-02-17 | 2016-09-07 | ExxonMobil Research and Engineering Company | Improved synthesis of severely sterically hindered amino-ether alcohols and diaminopolyalkenyl ethers using a high activity powder catalyst |
EP1718600B1 (en) * | 2004-02-17 | 2012-03-28 | ExxonMobil Research and Engineering Company | Synthesis of severely sterically hindered secondary aminoether alcohols from a ketene and/or carboxylic acid halide and/or carboxylic acid anhydride |
KR101148481B1 (ko) * | 2004-02-17 | 2012-05-24 | 엑손모빌 리서치 앤드 엔지니어링 컴퍼니 | 금속-담지된 촉매를 사용하는 고도의 입체 장애 아미노 에터 알콜의 촉매적 제조 방법 |
CA2556766C (en) * | 2004-02-17 | 2012-10-23 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Synthesis of sterically hindered secondary aminoether alcohols |
KR101162160B1 (ko) * | 2004-02-17 | 2012-07-05 | 엑손모빌 리서치 앤드 엔지니어링 컴퍼니 | 산 무수물 및/또는 산 할로겐화물 및 삼산화 황으로부터입체 장애 2급 아미노에터 알콜을 합성하는 방법 |
CA2556508C (en) * | 2004-02-17 | 2012-10-02 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Synthesis of sterically hindered secondary aminoether alcohols |
FR2937887B1 (fr) * | 2008-11-04 | 2011-04-29 | Total Sa | Procede de purification de melanges gazeux contenant des mercaptans et autres gaz acides |
US8524184B2 (en) * | 2009-07-08 | 2013-09-03 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Sulfur recovery plant tail gas treatment process |
JP5659128B2 (ja) * | 2010-12-22 | 2015-01-28 | 株式会社東芝 | 酸性ガス吸収剤、酸性ガス除去方法および酸性ガス除去装置 |
AU2011254003B2 (en) | 2010-12-22 | 2013-05-16 | Kabushiki Kaisha Toshiba | Acid gas absorbent, acid gas removal method, and acid gas removal device |
EP2481466A1 (de) * | 2011-01-31 | 2012-08-01 | Siemens Aktiengesellschaft | Vorrichtung und Verfahren zum Aufreinigen eines mit Nitrosamin verunreinigten Produktes einer Prozessanlage |
US9404187B2 (en) | 2011-07-07 | 2016-08-02 | Tata Steel Nederland Technology B.V. | Coated steel substrate and method for making the same |
EP2729540B1 (en) * | 2011-07-07 | 2015-06-17 | Tata Steel Nederland Technology B.V. | Polyamide-imide coated steel substrate |
JP2015107443A (ja) * | 2013-12-03 | 2015-06-11 | 株式会社東芝 | 酸性ガス吸収剤、酸性ガス除去装置および酸性ガス除去方法 |
JP6586529B2 (ja) * | 2016-01-05 | 2019-10-02 | ドルフ ケタール ケミカルズ (インディア)プライヴェート リミテッド | 硫化水素スカベンジング添加剤組成物およびその使用方法 |
WO2018210738A1 (en) * | 2017-05-15 | 2018-11-22 | Basf Se | Absorbent and process for selectively removing hydrogen sulfide |
Family Cites Families (31)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US2712978A (en) * | 1950-11-10 | 1955-07-12 | Fluor Corp | Amino-ether gas treating process |
GB763434A (en) * | 1951-08-30 | 1956-12-12 | Oxirane Ltd | Manufacture of alkanolamines |
BE639249A (no) * | 1962-10-27 | |||
US3364239A (en) * | 1963-12-05 | 1968-01-16 | Jefferson Chem Co Inc | Method for preparing secondary amino polyalkoxy monoalkanols |
US3398197A (en) * | 1965-02-23 | 1968-08-20 | Armour Ind Chem Co | Nu-secondary-alkyl tertiary amine compounds |
NL6506842A (no) * | 1965-05-31 | 1966-12-01 | ||
US3478096A (en) * | 1966-04-18 | 1969-11-11 | Universal Oil Prod Co | Sec.-alkyl- or cycloalkyl-alkoxy-alkylamines |
US3658477A (en) * | 1968-09-05 | 1972-04-25 | Inst Francais Du Petrole | Process for purifying a gas containing hydrogen sulfide with production of sulfur |
FR96223E (fr) * | 1968-12-31 | 1972-05-19 | Exxon Standard Sa | Compositions d'herbicides a formulation améliorée. |
DE1956773A1 (de) * | 1969-11-12 | 1971-05-19 | Universal Oil Prod Co | N-substituierte Alkoxyamine |
US3763106A (en) * | 1969-11-28 | 1973-10-02 | Atlas Chem Ind | Polymers prepared by reacting urea with an amino alcohol or diamine followed by methylolation with formaldehyde |
NL7109521A (no) * | 1970-07-13 | 1972-01-17 | ||
NL168548C (nl) * | 1970-07-15 | 1982-04-16 | Shell Int Research | Werkwijze voor het selectief verwijderen van zwavelwaterstof uit gassen welke zwavelwaterstof en kooldioxyde bevatten. |
AU4580972A (en) * | 1971-08-30 | 1974-02-28 | Itt Industries Inc | Electrical connector grounding spring |
BE795735A (fr) * | 1972-03-06 | 1973-06-18 | Cerm Cent Europ Rech Mauvernay | Nouvelles ethylenediamines substituees a activite cardiovasculaire |
US4057403A (en) * | 1973-10-29 | 1977-11-08 | Fluor Corporation | Gas treating process |
JPS5238872B2 (no) * | 1974-10-02 | 1977-10-01 | ||
AU506199B2 (en) * | 1975-06-26 | 1979-12-20 | Exxon Research And Engineering Company | Absorbtion of co2 from gaseous feeds |
US4143119A (en) * | 1976-01-12 | 1979-03-06 | The Dow Chemical Company | Method and composition for inhibiting the corrosion of ferrous metals |
JPS52156803A (en) * | 1976-06-21 | 1977-12-27 | Kuraray Co Ltd | Reaction process |
JPS5346905A (en) * | 1976-10-08 | 1978-04-27 | Kuraray Co Ltd | Preparation of etherified polyoxyalkylene compounds of high quality |
US4101633A (en) * | 1977-02-14 | 1978-07-18 | Exxon Research & Engineering Co. | Process and composition for removing carbon dioxide containing acidic gases from gaseous mixtures |
JPS53149171A (en) * | 1977-06-02 | 1978-12-26 | Chiyoda Chem Eng & Constr Co Ltd | Refining method for aqueous amine solution |
JPS5418488A (en) * | 1977-07-12 | 1979-02-10 | Matsushita Electric Ind Co Ltd | Exhaust gas treating agent |
NL190316C (nl) * | 1978-03-22 | 1994-01-17 | Shell Int Research | Werkwijze voor het verwijderen van zure gassen uit een gasmengsel. |
US4208385A (en) * | 1978-08-04 | 1980-06-17 | Exxon Research & Engineering Co. | Process for defoaming acid gas scrubbing solutions and defoaming solutions |
US4291004A (en) * | 1979-09-28 | 1981-09-22 | Betz Laboratories, Inc. | Process for removing sulfur dioxide from flue gas |
DE3015220A1 (de) * | 1980-04-19 | 1981-10-22 | Anton Steinecker Maschinenfabrik Gmbh, 8050 Freising | Verfahren zur beseitigung geruchsaktiver substanzen aus der abluft |
JPS5790065A (en) * | 1980-11-25 | 1982-06-04 | Canon Inc | Recording liquid |
JPS57125212A (en) * | 1981-01-27 | 1982-08-04 | Toshiba Corp | Photo-polymerizable composition |
CA1169231A (en) * | 1981-01-28 | 1984-06-19 | Kenneth F. Butwell | Process for removing acidic gases from gaseous mixtures |
-
1982
- 1982-01-18 US US06/339,893 patent/US4508692A/en not_active Expired - Fee Related
-
1983
- 1983-01-14 DE DE8383300184T patent/DE3362571D1/de not_active Expired
- 1983-01-14 EP EP83300184A patent/EP0088485B2/en not_active Expired
- 1983-01-17 NO NO830138A patent/NO159243C/no unknown
- 1983-01-17 AU AU10523/83A patent/AU553543B2/en not_active Ceased
- 1983-01-17 CA CA000419552A patent/CA1201871A/en not_active Expired
- 1983-01-18 MX MX26659A patent/MX164802B/es unknown
- 1983-01-18 JP JP58006524A patent/JPS58124519A/ja active Pending
-
1987
- 1987-12-30 MY MY448/87A patent/MY8700448A/xx unknown
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
EP0088485B1 (en) | 1986-03-19 |
US4508692A (en) | 1985-04-02 |
AU1052383A (en) | 1983-07-28 |
EP0088485B2 (en) | 1989-09-13 |
EP0088485A1 (en) | 1983-09-14 |
NO830138L (no) | 1983-07-19 |
MY8700448A (en) | 1987-12-31 |
NO159243C (no) | 1988-12-14 |
DE3362571D1 (en) | 1986-04-24 |
MX164802B (es) | 1992-09-24 |
CA1201871A (en) | 1986-03-18 |
JPS58124519A (ja) | 1983-07-25 |
AU553543B2 (en) | 1986-07-17 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US4405581A (en) | Process for the selective removal of hydrogen sulfide from gaseous mixtures with severely sterically hindered secondary amino compounds | |
US4405585A (en) | Process for the selective removal of hydrogen sulfide from gaseous mixtures with severely sterically hindered secondary aminoether alcohols | |
US4405583A (en) | Process for selective removal of H2 S from mixtures containing H22 using di-severely sterically hindered secondary aminoethers | |
US4405811A (en) | Severely sterically hindered tertiary amino compounds | |
US4471138A (en) | Severely sterically hindered secondary aminoether alcohols | |
US4405582A (en) | Process for selective removal of H2 S from mixtures containing H22 using diaminoether solutions | |
NO159243B (no) | Fremgangsmaate for fjerning av hydrogensulfid fra gassblandinger. | |
US4892674A (en) | Addition of severely-hindered amine salts and/or aminoacids to non-hindered amine solutions for the absorption of H2 S | |
US4483833A (en) | Process for selective removal of H2 S from mixtures containing H22 with heterocyclic tertiary aminoalkanols | |
US4618481A (en) | Absorbent composition containing a severely hindered amino compound and an amine salt and process for the absorption of H2 S using the same | |
US4405580A (en) | Process for selective removal of H2 S from mixtures containing H22 with tertiary amino azabicyclic alcohols | |
US4417075A (en) | Di-(Secondary and tertiaryalkylaminoalkoxy)alkanes | |
US4961873A (en) | Absorbent composition containing a severely-hindered amine mixture with amine salts and/or aminoacid additives for the absorption of H2 S | |
KR20080033534A (ko) | 산 가스 세정 공정을 위한 테트라오르가노암모늄 및테트라오르가노포스포늄 염 | |
JPH01304026A (ja) | 高純度トリエタノールアミンを用いて流体混合物から硫化水素を選択的に除去する方法 | |
NO164338B (no) | Fremgangsmaate for fjerning av h2s fra en gasstroem. | |
CA2617610C (en) | Polyalkyleneacrylamide salt for acid gas scrubbing process | |
US4894179A (en) | Absorbent composition containing a tertiary amino azabicyclic alcohol and an amine salt | |
US4895670A (en) | Addition of severely-hindered aminoacids to severely-hindered amines for the absorption of H2 S | |
US4665234A (en) | Severely sterically hindered secondary aminoether alcohols | |
EP0087208B1 (en) | A process for removal of hydrogen sulfide from gaseous mixtures with severely sterically hindered secondary amino compounds | |
EP0087207B1 (en) | A process for removal of h2s from gaseous streams with amino compounds | |
US4762934A (en) | Diaminoether compositions | |
Ho et al. | Absorbent composition containing a severely-hindered amine mixture with amine salts and/or aminoacid additives for the absorption of H 2 S | |
Stogryn et al. | Process for selective removal of H 2 S from mixtures containing H 2 2 using diaminoether solutions |