NO165627B - Absorpsjonsmiddel inneholdende en sterkt hindret aminoforbindelse og et aminsalt og en fremgangsmaate for absorpsjonav h2s ved anvendelse derav. - Google Patents
Absorpsjonsmiddel inneholdende en sterkt hindret aminoforbindelse og et aminsalt og en fremgangsmaate for absorpsjonav h2s ved anvendelse derav. Download PDFInfo
- Publication number
- NO165627B NO165627B NO863119A NO863119A NO165627B NO 165627 B NO165627 B NO 165627B NO 863119 A NO863119 A NO 863119A NO 863119 A NO863119 A NO 863119A NO 165627 B NO165627 B NO 165627B
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- absorbent
- acid
- amino compound
- amine
- amine salt
- Prior art date
Links
- -1 AMINO COMPOUND Chemical class 0.000 title claims description 111
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 title claims description 44
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 14
- 150000007854 aminals Chemical class 0.000 title 1
- 239000002250 absorbent Substances 0.000 claims description 97
- 230000002745 absorbent Effects 0.000 claims description 97
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims description 56
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 43
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 42
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N Sulfuric acid Chemical compound OS(O)(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 29
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 claims description 18
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 16
- NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-N Phosphoric acid Chemical compound OP(O)(O)=O NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 14
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 13
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- BFNBIHQBYMNNAN-UHFFFAOYSA-N ammonium sulfate Chemical compound N.N.OS(O)(=O)=O BFNBIHQBYMNNAN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- 229910052921 ammonium sulfate Inorganic materials 0.000 claims description 9
- 235000011130 ammonium sulphate Nutrition 0.000 claims description 9
- AHXXIYFEJGGBMG-UHFFFAOYSA-N 1-[2-(tert-butylamino)ethoxy]ethanol Chemical compound CC(O)OCCNC(C)(C)C AHXXIYFEJGGBMG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 229910000147 aluminium phosphate Inorganic materials 0.000 claims description 7
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 7
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims description 6
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 claims description 5
- 230000001186 cumulative effect Effects 0.000 claims description 5
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N ether Substances CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 239000001166 ammonium sulphate Substances 0.000 claims description 4
- 239000003960 organic solvent Substances 0.000 claims description 3
- 239000000047 product Substances 0.000 claims description 3
- 239000004254 Ammonium phosphate Substances 0.000 claims description 2
- PQUCIEFHOVEZAU-UHFFFAOYSA-N Diammonium sulfite Chemical compound [NH4+].[NH4+].[O-]S([O-])=O PQUCIEFHOVEZAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229910000148 ammonium phosphate Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 235000019289 ammonium phosphates Nutrition 0.000 claims description 2
- MNNHAPBLZZVQHP-UHFFFAOYSA-N diammonium hydrogen phosphate Chemical compound [NH4+].[NH4+].OP([O-])([O-])=O MNNHAPBLZZVQHP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- XPPKVPWEQAFLFU-UHFFFAOYSA-N diphosphoric acid Chemical compound OP(O)(=O)OP(O)(O)=O XPPKVPWEQAFLFU-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229940005657 pyrophosphoric acid Drugs 0.000 claims description 2
- 150000003512 tertiary amines Chemical class 0.000 claims description 2
- RAHZWNYVWXNFOC-UHFFFAOYSA-N Sulphur dioxide Chemical compound O=S=O RAHZWNYVWXNFOC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 4
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 64
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 61
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 33
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 20
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 15
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 13
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 11
- 239000008246 gaseous mixture Substances 0.000 description 10
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 description 9
- 125000002924 primary amino group Chemical group [H]N([H])* 0.000 description 9
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 description 9
- HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 2-Aminoethan-1-ol Chemical compound NCCO HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 125000002768 hydroxyalkyl group Chemical group 0.000 description 8
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 description 8
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 description 7
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 6
- 150000003863 ammonium salts Chemical class 0.000 description 6
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 5
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 5
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 5
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 4
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 4
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 4
- 238000003795 desorption Methods 0.000 description 4
- 239000002243 precursor Substances 0.000 description 4
- 239000000376 reactant Substances 0.000 description 4
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N Acetic acid Chemical compound CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 3
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 3
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 3
- 230000000694 effects Effects 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
- 150000002431 hydrogen Chemical group 0.000 description 3
- 239000000463 material Substances 0.000 description 3
- 125000004433 nitrogen atom Chemical group N* 0.000 description 3
- 125000000467 secondary amino group Chemical group [H]N([*:1])[*:2] 0.000 description 3
- 235000011149 sulphuric acid Nutrition 0.000 description 3
- YEYKMVJDLWJFOA-UHFFFAOYSA-N 2-propoxyethanol Chemical compound CCCOCCO YEYKMVJDLWJFOA-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
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- WNLRTRBMVRJNCN-UHFFFAOYSA-N adipic acid Chemical compound OC(=O)CCCCC(O)=O WNLRTRBMVRJNCN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- WPYMKLBDIGXBTP-UHFFFAOYSA-N benzoic acid Chemical compound OC(=O)C1=CC=CC=C1 WPYMKLBDIGXBTP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 125000000484 butyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])[H] 0.000 description 2
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 2
- 150000001721 carbon Chemical group 0.000 description 2
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 2
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 2
- 238000004817 gas chromatography Methods 0.000 description 2
- 125000001449 isopropyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])(*)C([H])([H])[H] 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N methanoic acid Natural products OC=O BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- CRVGTESFCCXCTH-UHFFFAOYSA-N methyl diethanolamine Chemical compound OCCN(C)CCO CRVGTESFCCXCTH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 2
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 2
- SQGYOTSLMSWVJD-UHFFFAOYSA-N silver(1+) nitrate Chemical compound [Ag+].[O-]N(=O)=O SQGYOTSLMSWVJD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 2
- 150000003457 sulfones Chemical class 0.000 description 2
- 125000004178 (C1-C4) alkyl group Chemical group 0.000 description 1
- VBNLLPUIYKNGFT-UHFFFAOYSA-N 1-[2-(3-methylpentan-3-ylamino)ethoxy]ethanol Chemical compound CCC(C)(CC)NCCOC(C)O VBNLLPUIYKNGFT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- POAOYUHQDCAZBD-UHFFFAOYSA-N 2-butoxyethanol Chemical group CCCCOCCO POAOYUHQDCAZBD-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
- 239000005711 Benzoic acid Substances 0.000 description 1
- QBBCYXHPOQXTDE-UHFFFAOYSA-N C(C)(C)(CC)NCCOC(C)O Chemical compound C(C)(C)(CC)NCCOC(C)O QBBCYXHPOQXTDE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000005864 Sulphur Substances 0.000 description 1
- GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N Triethanolamine Chemical class OCCN(CCO)CCO GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000011054 acetic acid Nutrition 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 239000001361 adipic acid Substances 0.000 description 1
- 235000011037 adipic acid Nutrition 0.000 description 1
- 150000001447 alkali salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000002518 antifoaming agent Substances 0.000 description 1
- 239000003963 antioxidant agent Substances 0.000 description 1
- 239000010425 asbestos Substances 0.000 description 1
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000010233 benzoic acid Nutrition 0.000 description 1
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 1
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 239000000571 coke Substances 0.000 description 1
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 125000000753 cycloalkyl group Chemical group 0.000 description 1
- 125000000113 cyclohexyl group Chemical group [H]C1([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])(*)C([H])([H])C1([H])[H] 0.000 description 1
- 125000001511 cyclopentyl group Chemical group [H]C1([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])(*)C1([H])[H] 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N diethanolamine Chemical group OCCNCCO ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000004134 energy conservation Methods 0.000 description 1
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 1
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 1
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 description 1
- 235000019253 formic acid Nutrition 0.000 description 1
- 239000002737 fuel gas Substances 0.000 description 1
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 1
- 150000002334 glycols Chemical class 0.000 description 1
- 125000004435 hydrogen atom Chemical group [H]* 0.000 description 1
- 150000001261 hydroxy acids Chemical group 0.000 description 1
- 238000011065 in-situ storage Methods 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
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- 125000002496 methyl group Chemical group [H]C([H])([H])* 0.000 description 1
- 150000007522 mineralic acids Chemical class 0.000 description 1
- ZAWCVKBSJMRLLG-UHFFFAOYSA-N n-[2-[2-(tert-butylamino)ethoxy]ethyl]-2-methylpropan-2-amine Chemical compound CC(C)(C)NCCOCCNC(C)(C)C ZAWCVKBSJMRLLG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UGGUOQMUQUMCJX-UHFFFAOYSA-N n-[2-[2-[2-(tert-butylamino)ethoxy]ethoxy]ethyl]-2-methylpropan-2-amine Chemical compound CC(C)(C)NCCOCCOCCNC(C)(C)C UGGUOQMUQUMCJX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- KVXMQRTYEFGXNP-UHFFFAOYSA-N n-[2-[2-[2-[2-[2-(tert-butylamino)ethoxy]ethoxy]ethoxy]ethoxy]ethyl]-2-methylpropan-2-amine Chemical compound CC(C)(C)NCCOCCOCCOCCOCCNC(C)(C)C KVXMQRTYEFGXNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000000740 n-pentyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- SBOJXQVPLKSXOG-UHFFFAOYSA-N o-amino-hydroxylamine Chemical group NON SBOJXQVPLKSXOG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 1
- 150000007524 organic acids Chemical class 0.000 description 1
- 235000005985 organic acids Nutrition 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- 239000002006 petroleum coke Substances 0.000 description 1
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 1
- 150000003141 primary amines Chemical class 0.000 description 1
- 230000005588 protonation Effects 0.000 description 1
- 238000000197 pyrolysis Methods 0.000 description 1
- 150000004040 pyrrolidinones Chemical class 0.000 description 1
- 229910052895 riebeckite Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910001961 silver nitrate Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001488 sodium phosphate Substances 0.000 description 1
- 229910000162 sodium phosphate Inorganic materials 0.000 description 1
- HXJUTPCZVOIRIF-UHFFFAOYSA-N sulfolane Chemical compound O=S1(=O)CCCC1 HXJUTPCZVOIRIF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000003462 sulfoxides Chemical class 0.000 description 1
- 150000003463 sulfur Chemical class 0.000 description 1
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 1
- 238000004448 titration Methods 0.000 description 1
- RYFMWSXOAZQYPI-UHFFFAOYSA-K trisodium phosphate Chemical compound [Na+].[Na+].[Na+].[O-]P([O-])([O-])=O RYFMWSXOAZQYPI-UHFFFAOYSA-K 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
- B01D53/1493—Selection of liquid materials for use as absorbents
Description
Foreliggende oppfinnelse vedrører et absorpsjonsmiddel og en fremgangsmåte for selektiv fjernelse av hydrogensulfid fra en hydrogensulfid-holdig gass ved anvendelse av absorpsjonsmiddel .
Fremgangsmåter for selektiv absorpsjon av H£S fra gassforige blandinger ved anvendelse av alkaliske flytende absorpsjonsmidler som inneholder aminoforbindelser er kjente.
Det er også kjent å anvende et flytende absorpsjonsmiddel inneholdende en sterkt hindret aminoforbindelse for selektiv fjernelse av hydrogensulfid fra normalt gassformige blandinger. Se f.eks. U.S. patent nr. 4,405,585 hvori det sterkt hindrede aminet er en sekundær eteralkohol så som forbindelsene ifølge U.S. patent nr. 4,471,138 og U.S. patent nr. 4,405,583 hvori den sterkt hindrede aminoforbindelsen er en di-sekundær aminoeter.
Selv om de alkaliske absorpsjonsmidlene inneholdende aminoforbindelsene er i stand til å fjerne sure gasser, så som hydrogensulfid, fra hydrogensulfid-holdige gass-blandinger, ble det gradvis vanskeligere, spesielt ved lave trykk, å fjerne hydrogensulfid ved normale driftsbetingelser til et slikt nivå at den absorpsjonsmiddel-behandlede gassformige blandingen (f.eks. utløpsgass) inneholder mindre enn ca. 10 volumdeler pr. million (vppm) hydrogensulfid. Når det er ønsket å produsere en gass som inneholder mindre enn 10 vppm hydrogensulfid forbrennes den behandlede gassen, f.eks. en Claus-avgass, som inneholder mer enn 10 vppm hydrogensulfid typisk for å omvandle det gjenværende hydrogensulfidet til SO2. Det ville derfor være fordelaktig å forbedre effektiviteten av de kjente alkaliske amin-absorpsjonsmidlene for å øke mengde hydrogensulfid som de er i stand til å fjerne ved normale driftsbetingelser, slik at det oppnås en behandlet gass som inneholder mindre enn 10 vppm, fortrinnsvis mindre enn 1 vppm, hydrogensulfid. Europeisk patentpublikasjon nr. 013 948 beskriver at absorpsjonen av hydrogensulfid ved lave trykk ved hjelp av visse alkaliske absorpsjonsmidler, som kan inneholde et alkanolamin, fremmes ved at det i absorpsjonsmldlet anvendes en syre eller et syredannende materiale som har en liten pKa på 6 eller lavere, i en mengde som er tilstrekkelig til å protonere mindre enn 22% av det alkaliske materialet, slik at det produseres en behandlet gass som inneholder mindre enn 10 vppm hydrogensulfid.
U.S. patent nr. 4,153,674 beskriver tilsatsen av sterkt sure forbindelser, så som syrer og ammonlumsalter derav, til vandige alkanolamin-absorpsjonsmiddeloppløsninger, se kolonne 6, linjene 33 til 48.
U.S. patent nr. 2,722,500 beskriver fjernelse av sure gasser fra hydrokarbongasser ved anvendelse av et alkanolaminsalt av en flerverdig syre som har en høy ioniseringskonstant, f.eks. fosforsyre og saltsyre. Det beskrives at det er hensikts-messig først å omsette syren med aminet.
U.S. patent nr. 3,139,324 beskriver en absorpsjonsmiddel-oppløsning for H2S som innbefatter et etanolamin og en flerverdig syre så som fosforsyre. Etanolaminet er tilstede i en mengde mellom 0,20 g mol og 0,02 g mol pr. liter.
U.S. patent nr. 3,848,057 beskriver en absorpsjonsmiddel-oppløsning innbefattende etanolamin og et basisk salt. De sure gassene kan inneholde H2S og SO2.
U.S. patent nr. 4,080,423 beskriver en fremgangsmåte for absorpsjon av sure gasser ved anvendelse av en basisk komponent og en svakt dissosiert forbindelse, så som en svak syre eller et salt derav. Syrer og salter som er angitt som egnede innbefatter fosforsyre og svovelsyrling. Som vist i eksempel 1 kan den basiske komponenten være et etanolamin og saltet kan være natriumfosfat, og den sure gassen som skal renses kan innbefatte H2S og SO2.
Det er nå funnet at en behandlet gass som inneholder mindre enn 10 vppm H2S kan oppnås fra en lavtrykksgass med mindre energiforbruk enn ved kjente prosesser og at ved behandling av fluider innbefattende EtøS såvel som CO2 kan en forøket H2S-selektivitet oppnås ved å anvende et absorpsjonsmiddel som innbefatter et spesifisert forhold mellom et aminsalt og en uomsatt alkalisk, sterkt hindret aminoforbindelse.
Ifølge oppfinnelsen tilveiebringes et absorpsjonsmiddel, innbefattende minst en sterkt hindret aminoforbindelse (1) som har en kumulativ -Es-verdi (Taffs steriske hindringskon-stant) større enn 1,75, kjennetegnet ved at midlet omfatter et aminsalt (2) som er reaksjonsproduktet av et amin (a) valgt fra gruppen bestående av en sterkt hindret aminoforbindelse som har en kumulativ -Es-verdi større enn 1,75, et tertiært amin og blandinger derav med en komponent (b) valgt fra gruppen bestående av en syre som har minst en pKa på høyst 7, et dekomponerbart salt av en syre som har minst en pKa på høyst 7, en forbindelse som er i stand til å danne en syre som har en pKa på høyst 7 og blandinger derav, hvor nevnte aminsalt (2) og den sterkt hindrede aminoforbindelsen (1) er tilstede i absorpsjonsmiddelsammensetningen i et molforhold mellom aminsalt (2) og sterkt hindret aminoforbindelse (1) på minst 0,2:1.
Ifølge oppfinnelsen tilveiebringes også en fremgangsmåte for selektiv absorpsjon av hydrogensulfid ved anvendelse av det ovenfor angitte absorpsjonsmidlet. Figur 1 viser et skjematisk flytskjema for en utførelse av oppfinnelsen. Figur 2 er et skjematisk flytskjema som viser en absorpsjonsenhet for anvendelse ved rask bestemmelse av den selektive fjernelsen av H2S fra gassformige strømmer. Figur 3 er en grafisk fremstilling som viser virkningen av H2SO4 tilsats til metyldietanolamin på EtøS-selektiviteten. Figur 4 er en grafisk fremstilling som viser virkningen av H2S04-tilsats til tertiær-butylaminoetoksyetanol på H2S-selektivi teten.
Absorpsjonsmidlet ifølge foreliggende oppfinnelse innbefatter en sterkt hindret aminoforbindelse (komponent 1) og et aminsalt (komponent 2). Den sterkt hindrede aminoforbindelsen kan være en enkelt type av sterkt hindret aminoforbindelse eller en blanding av forskjellige typer av sterkt hindrede aminoforbindelser. Aminsaltet kan være en enkelt type av aminsalt eller en blanding av forskjellige typer aminsalter.
De sterkt hindrede aminoforbindelsene som er egnet for anvendelse som komponent i absorpsjonsmidlet ifølge foreliggende oppfinnelse har en grad av sterisk hindring som er slik at den kumulative -Es-verdien (Taffs steriske hindringskon-stant) er større enn 1,75, hvilket beregnes fra verdiene angitt for primære aminer i tabell V i D.F. DeTar, Journal of Organic Chemistry, 45, 5174 (1980), og er alkaliske. pKa-verdiene for disse alkaliske, sterkt hindrede aminoforbindelsene ved 20"C er større enn 8,6, fortrinnsvis større enn 9,5, og vil mer foretrukket variere fra 9,5 til 10,6. Dersom pKa er mindre enn 8,6 reduseres reaksjonen med H2S, mens dersom pKa er større enn 10,6 er en svært stor mengde damp påkrevet for å regenerere oppløsningen. Kokepunktet for aminoforbindelsen er typisk høyere enn 180°C, fortrinnsvis høyere enn 200"C, mer foretrukket høyere enn 225<*>C for å minimalisere tap av aminoforbindelsen ved fordampning. Egnede sterkt hindrede aminoforbindelser Innbefatter sekundære aminoeteralkoholer som f.eks. beskrevet i U.S. patent nr. 4,471,138, dl-sekundære aminoetere som f.eks. beskrevet 1 U.S. patent nr. 4,405,583 og blandinger derav. Egnede sekundære aminoeteralkoholer beskrevet i U.S. patent nr. 4,471,138 har den generelle formelen:
hvori R^ og R2 uavhengig av hverandre er valgt fra gruppen bestående av alkyl-eller hydroksyalkylrester inneholdende 1-4 karbonatomer, R3, R4, R5 og R^ er uavhengig av hverandre valgt fra gruppen bestående av hydrogen, alkyl- eller hydroksyalkylrester inneholdende 1-4 karbonatomer, under den forutsetning at minst én av R4 eller R5 bundet til karbonatomet direkte knyttet til nitrogenatomet er en alkyl eller hydroksyalkylrest Inneholdende 1-4 karbonatomer når R3 er hydrogen, x og y er begge positive heltall varierende fra 2 til 4, og z er et postitivt heltall varierende fra 1 til 4. Eksempelvis innbefatter egnede sekundære aminoeteralkoholer tertiær-butylaminoetoksyetanol, 2-(2-tertiærbutylamino)-propoksyetanol, tertiæramylaminoetoksyetanol, (1-metyl-l-etylpropylamino)etoksyetanol, 2-2-(2-isopropylamino propoksy-etanol og blandinger derav. En foretrukket sekundær aminoeteralkohol er tertiær-butylaminoetoksyetanol, heretter betegnet EETB, som har formelen:
Egnede di-sekundære aminoetere innbefatter de som er beskrevet i U.S. patent nr. 4,405,583 som har den generelle formelen:
hvori R} og Rg er valgt uavhengig fra gruppen bestående av alkyl inneholdende 1 til 8 karbonatomer og hydroksyalkylrester inneholdende 2 til 8 karbonatomer, R2, R3, R4, R5, Ré og R7 er uavhengig valgt fra gruppen bestående av hydrogen, C^-C4-alkyl og hydroksyalkylrester, under den forutsetning at R2, R31 1*6 °S R7 bundet til karbonatomene som er direkte knyttet til nitrogenatomene er C1-C4 alkyl- eller hydroksyalkylrester når R^ og R2 er primære alkyl eller primære hydroksyalkylrester og når R^ og Rg er sekundære alkyl eller sekundære hydroksyalkylrester er minst en av R2 eller R3 og R^ eller R7 bundet til karbonatomet direkte knyttet til nitrogenatomene, alkyl- eller hydroksyrester, og når R2, R3, Ré °6 R7 er hydrogen er R^ og Rg tertiære alkyl eller tertiære hydroksyalkylrester inneholdende 4 til 8 karbonatomer, m, n og p er positive heltall varierende fra 2 til 4 og o er enten 0 eller et positivt heltall varierende fra 1 til 10. Fortrinnsvis er R^ og Rg valgt fra gruppen bestående av tertiære butyl-, tertiære amyl- og cykloalkyl-rester, f.eks. cyklopentyl- og cykloheksyl- og isopropyl-rester. Mest foretrukket er både R^ og Rg tertiære butyl-rester og R2, R3, <R>4, R5, Rf, og R7 er hydrogen. Når R^ og Rg er sekundære alkylrester, f.eks. isopropyl, er det foretrukket at hver av R2 og R^ er en metylrest. Symbolene m, n og p er fortrinnsvis 2, mens symbolet o fortrinnsvis er 0 eller 1 eller 2.
Eksempler på di-sekundære aminoetere innbefatter f.eks. bis-(tertiærbutylaminoetyl )eter, 1,2-bis-(tertiærbutylaminoet-oksy)etan, 1,2-bis-(tertlærbutylaminoetoksyetoksy)etan, bis[2-(isopropylamino)propylJeter, 1,2-[2-isopropylamino)-propoksyjetan o.l.
Aminsaltet som er egnet for anvendelse som komponent i absorpsjonsmidlet ifølge foreliggende oppfinnelse er reaksjonsproduktet av (a) et amin valgt fra gruppen bestående av en alkalisk alvorlig hindret aminoforbindelse som har en-Es-verdi større enn 1,75 så som forbindelsene beskrevet ovenfor, en tertiær aminoforbindelse valgt fra gruppen bestående av tertiære alkanolaminer, så som tertiære dietanol-aminer (f.eks. metyldietanolamin, f.eks. MDEA), trietanol-aminer og blandinger derav, og (b) en sterk syre, eller et termisk dekomponerbart salt av en sterk syre, f.eks. ammoniumsalt, eller en komponent som er i stand til å danne en sterk syre, og blandinger derav. Aminet som benyttes som reaktant med den sterke syren kan være den samme aminoforbindelsen (komponent 1) som er tilstede i absorpsjonsmidlet eller en annen aminoforbindelse. Fortrinnsvis er den sterkt hindrede amlnoforbindelsesreaktanten med syren den samme som aminoforbindelsen som også er tilstede "uomsatt" eller fri i det nyfremstilte absorpsjonsmidlet.
Syren eller det termisk dekomponerbare saltet, så som ammoniumsaltet, eller en syredannende komponent, benyttet som reaktant til fremstilling av aminsaltet (komponent 2) i absorpsjonsmidlet ifølge foreliggende oppfinnelse, er en sterk syre som har minst en pKa på ikke mer enn 7, fortrinnsvis en pKa på ikke mer enn 6, og mest foretrukket en pKa mindre enn 5. Betegnelsen "pKa" med referanse til syren benyttes her for å betegne logaritmen av den resiproke verdien av lonisasjonskonstanten for syren målt ved 25<*>C. Når syren er en flerverdig syre og derfor har flere ionisa-sjonskonstanter må minst én av pKa-verdiene Ikke være større enn 7. lonisasjonskonstanten er gitt i Lange's "Handbook of Chemistry" publisert av Handbook Publlschers, Sandusky, Ohio, 1952, side 1229-1235. Komponenten som omsettes med den alkaliske, sterkt hindrede aminoforbindelsen for fremstilling av aminsaltet kan være en sterk syre, et salt av en sterk syre hvis kation vil dekomponere, så som ammoniumsalter av sterke syrer, eller et forstadium for en sterk syre. Egnede sterke syrer innbefatter uorganiske syrer så som svovelsyre, svovelsyrling, fosforsyre, fosforsyrling, pyrofosforsyre; organiske syrer så som eddiksyre, maursyre, adipinsyre, benzoinsyre, osv. Egnede salter av disse syrene innbefatter ammoniumsaltene, f.eks. ammoniumsulfat, ammoniumsulfitt, ammoniumfosfat og blandinger derav. Fortrinnsvis anvendes ammmoniumsulfat (et salt) eller SO2 (en forløper for en syre) som reaktant. Egnede aminsalter er salter som er ikke-flyktige ved betingelsene som benyttes for å regenerere absorpsjonsmidlet.
En tilstrekkelig mengde aminsalt er tilstede i det innledende friske eller regenererte absorpsjonsmidlet til at det tilveiebringes et molforhold på minst 0,2:1 mellom aminsalt og uomsatt, sterkt hindret aminoforbindelse, fortrinnsvis et molforhold varierende fra 0,2:1 til 4:1, mer foretrukket fra 0,2:1 til 1:1, mest foretrukket fra 0,3:1 til 1:1 aminsalt pr. mol uomsatt, sterkt hindret aminoforbindelse.
Aminsaltet kan være fremstilt på forhånd og deretter tilsettes i egnet forhold til den uomsatte (frie), sterkt hindrede aminoforbindelsen, eller aminsaltet kan fremstilles ved å omsette den sterke syren eller forstadiet derav med den hindrede aminoforbindelsen i slike andeler at det ønskede forholdet mellom uomsatt, sterkt hindret aminoforbindelse og in situ produsert aminsalt opprettholdes.
Den sterkt hindrede aminoforbindelsen og aminsaltet er, i det minste før bruk, oppløst i et flytende medium. Følgelig kan komponent 1 og komponent 2 i det påkrevde forholdet, lagres og deretter tilsettes til et flytende medium før bruk. Alternativt kan den sterkt hindrede aminoforbindelsen og en sterk syre blandes med et flytende medium samtidig med, eller i en hvilken som helst tilsatsrekkefølge, innbefattende tilsetning av det på forhånd fremstilte aminsaltet, til et flytende medium inneholdende den sterkt hindrede aminoforbindelsen (komponent 1). I en foretrukket utførelse kan den sterke syren (eller ammoniumsalt eller forstadium av den sterke syren) tilsettes til et flytende absorpsjonsmiddel som sirkuleres I en gassbehandlingsprosess innbefattende en absorpsjonssone og en regenereringssone. Injeksjonspunktet er ikke kritisk. Syren eller saltet av den sterke syren kan innføres direkte i absorpsjonssonen som en separat strøm, eller tilsettes til en sterkt hindret aminoforbindelsesholdig væske som innføres i absorpsjonssonen eller i den sirkulerende, sterkt hindrede aminoforbindelsesholdige væskestrømmen ved et hvilket som helst punkt.
I et friskt eller regenerert innledende absorpsjonsmidlet innbefattende vann kan den ureagerte, sterkt hindrede aminoforbindelsen være tilstede, f.eks. i en mengde varierende fra 5 til 70 vekt-£, aminsaltet kan være tilstede i en mengde varierende fra 5 til 40 vekt-#, beregnet som aminet, resten utgjøres av vann og alle de nevnte vektene er basert på vekten av det samlede, flytende absorpsjonsmidlet.
Når syren eller det syredannende materialet tilsettes til en væskestrøm Innbefattende den sterkt hindrede aminoforbindelsen som er fri for aminsalt, er egnet mengde syre, når syren er en énverdig syre, for tilsetning til en slik væskestrøm fra 9 til 80 mol-5É syre basert på det samlede antall mol sterkt hindret aminoforbindelse i strømmen. Når syren er en flerverdig syre kan en mengde som er egnet til å gi en ekvivalent reaksjon tilsettes.
Det flytende mediet hvori komponentene 1 og 2 inneholdes før anvendelse kan være vann, et organisk oppløsningsmiddel eller blandinger derav. Fortrinnsvis innbefatter det flytende mediet vann.
Egnede organiske oppløsningsmidler Innbefatter fysikalske absorpsjonsmidler (i motsetning til kjemiske absorpsjonsmidler) som f.eks. beskrevet i U.S. patent nr. 4,112,051, og kan f.eks., være alifatiske syreamider, N-alkylerte pyrroli-doner, sulfoner, sulfoksyder, glykoler og mono- og di-etere derav. De foretrukne fysikalske absorpsjonsmidlene er sulfoner, fortrinnsvis sulfolan. Dersom en blanding av oppløsningsmiddel og vann benyttes som flytende medium kan en typisk mengde oppløsningsmiddel variere fra 0,1 til 5 mol pr. liter av den samlede absorpsjonsmiddelsammensetningen, fortrinnsvis fra 0,5 til 3 mol pr. liter, avhengig av de spesielle komponentene som benyttes.
Absorpsjonsmidlet ifølge foreliggende oppfinnelse kan innbefatte en lang rekke additiver som typisk anvendes ved selektive gass-fjernelsesprosesser, så som anti-skumme-midler, anti-oksydanter, korrosjonsinhibitorer o.l. i effektive mengder. Videre kan andre aminoforbindelser enn de sterkt hindrede aminoforbindelsene tilsettes til absorpsjonsmidlet i varierende mengder.
Absorpsjonsmidlet ifølge foreliggende oppfinnelse er egnet for anvendelse som selektivt absorpsjonsmiddel for å fjerne sure gasser, så som hydrogensulfid, fra en fluidblanding inneholdende hydrogensulfid.
Fluidblandingene som er egnet for å bli behandlet med absorpsjonsmidlet ifølge foreliggende oppfinnelse innbefatter flytende eller gassformig blandinger inneholdende hydrogensulfid og karbondioksyd. Fluidblandingen er fortrinnsvis en normalt gassformig blanding (dvs. blanding som er gassformig ved standard betingelser for temperatur og trykk). Fluidblandingene kan inneholde fra 0,01 til 25 mol-% hydrogensulfid basert på den samlede fluidblandingen som skal behandles. Fortrinnsvis innbefatter fluidblandingen hydrogensulfid og karbondioksyd. Fluidblandingen kan også innbefatte andre sure komponenter, så som CS2, COS og oksygen og svovelderivater av C^ til C4 hydrokarboner, så som gassformige blandinger som oppstår ved skiferpyrolyse, raffinerigass, gass som oppstår ved forgasning av petroleum-koks eller forgasning av kull, naturgass osv. Fremgangsmåten ifølge foreliggende oppfinnelse er spesielt velegnet for selektiv fjernelse av H2S fra fluidblandinger Innbefattende H2S og C02- Råstof fluidblandingen kan ha et lavt partialtrykk av hydrogensulfid sammenlignet med partialtrykket for de andre komponentene, så som karbondioksyd. Eksempeler på gasser med relativt lave partialtrykk av hydrogensulfid innbefatter gasser avledet fra forgasningen av kull eller koks, restgasser fra svovelanlegg, så som restgass fra et Claus-anlegg og lavenerglbrennstoffgasser som oppstår ved omvandlingen av tunge hydrokarbonoljer til flytende og gassformige produkter med lavere molekylvekt. I det følgende vil fluidet for enkelhets skyld bli betegnet som en "gass".
Den hydrogensulfid-holdige gassblandingen bringes i kontakt med det flytende absorpsjonsmidlet i en kontaktsone, dvs. en absorpsjonssone ved absorpsjonsbetingelser slik at i det minste en del av hydrogensulfidet fjernes fra den gassformige blandingen, og det dannes et gassformig produkt (absorpsjonssone-effluent) som inneholder en redusert mengde hydrogensulfid sammenlignet med hydrogensulfidet som er tilstede i den inngående råstoffgassen. Kontakttrinnet kan utføres i medstrøm eller motstrøm, fortrinnsvis motstrøm. Kontaktsonen kan være en hvilken som helst egnet kolonne eller beholder.
Egnede absorpsjonsbetingelser Innbefatter en inntakstemp-eratur for absorpsjonsmidlet under absorpsjonstrinnet varierende fra ICC til 100°C, fortrinnsvis fra 20°C til 60'C. Trykkene kan variere Innenfor vide grenser. Egnede trykk innbefatter fra 34,5 til 13.790 kPa, fortrinnsvis 68,95 til 10.343 kPa, mer foretrukket 68,95 til 6.895 kPa i absorpsjonssonen. Kontakttrinnet finner sted under betingelser som er slik at hydrogensulfidet absorberes selektivt av absorpsjonsmidlet. Fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen er egnet til å produsere en utløpsgass (absorpsjonssone-effluent) inneholdende mindre enn 10 vppm EtøS, fortrinnsvis mindre enn 1 vppm H2S, dvs. lav H2S lekkasje, selv med råstoffgasser av lavt trykk. Mengden absorpsjonsmiddel som må sirkuleres for at man skal oppnå en gitt grad av hydrogen-sulf idfjernelse vil delvis avhenge av den kjemiske naturen og alkaliniteten for aminoforbindelsen og partialtrykket for hydrogensulfid i råstoffgassen.
Etter at den gassformige blandingen er brakt i kontakt med absorpsjonsmidlet som er blitt mettet eller delvis mettet med hydrogensulfid, kan absorpsjonsmidlet i det minste delvis regerereres slik at det kan resirkuleres tilbake til absorpsjonssonen. Regenerering eller desorpsjon av syre-gassene fra absorpsjonsmidlet kan oppnås ved konvensjonelle fremgangsmåter, som f.eks. trykkreduksjon for absorpsjonsmidlet eller økning av temperaturen til et punkt hvorved det absorberte H2S fordampes, eller ved å føre absjorpsjons-midlet inn i en beholder av tilsvarende konstruksjon som beholderen benyttet i absorpsjonstrinnet, i den øvre delen av beholderen, og føring av en inertgass som luft eller nitrogen eller fortrinnsvis damp oppover gjennom beholderen. Temperaturen av absorpsjonsmidlet under regenereringstrinnet kan med fordel ligge i området fra 50 til 170°C, fortrinnsvis fra 80 til 150°C, og trykket i regenereringssonen kan variere fra 3,45 til 689,5 kPa, fortrinnsvis fra 6,9 til 344,8 kPa. Det regenererte absorpsjonsmidlet kan, etter at det er renset for i det minste en del av hydrogensulfid-gassen, resirkuleres tilbake til absorpsjonssonen. Påfylling av absorpsjonsmiddel kan om nødvendig foretas.
Egnede forhold mellom damp og absorpsjonsmiddel under re-gerereringstrinnet kan variere fra 0,05 til 0,36 kg damp pr. liter flytende absorpsjonsmiddel sirkulert til regenereringssonen. På grunn av den forbedrede virkningsgraden som oppstår ved fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen er dampforhold som resulterer i lav H^S lekkasje typiske for dampforholdene ifølge konvensjonelle prosesser som gir høy lekasje, dvs. typisk 0,06 til 0,18 kg damp pr. liter flytende absorpsjonsmiddel .
Med referanse til figur 1 innføres en normalt gassformig blanding innbefattende Hg og CO2 som skal renses gjennom rør 10 inn i den nedre delen av en gass-væske-, motstrøms-kontaktkolonne 12, hvor kontaktkolonnen har en nedre del 14 og en øvre del 16. Kontaktkolonnen 12 kan inneholde innretninger for kontakt, så som tårnbunner, pakkede sjikt eller andre slike konvensjonelle innretninger. Om ønsket kan den øvre og den nedre delen være adskilt. En alkalisk, sterkt hindret aminoforbindelse oppløst i vann innføres i den øvre delen av kolonnen gjennom rør 18. Et salt av en sterk syre, f.eks. ammoniumsulfat oppløst i vann, innføres i rør 18 gjennom rør 20. Alternativt kan den vandige ammoniumsulfat-oppløsningen innføres direkte 1 absorpsjonssonen, eller ved et hvilket som helst annet punkt i den sirkulerende strømmen, så som gjennom rørene 24, 34, osv. Videre kan det på forhånd fremstilte aminsaltet innføres. En tilstrekkelig mengde av ammoniumsulfatet Innføres i den sirkulerende strømmen til at man oppnår det ønskede molforholdet mellom aminsalt og uomsatt aminoforbindelse. Når det ønskede forholdet er oppnådd kan tilsatsen av ammoniumsulfat avbrytes. Innfør-ingen av ammoniumsulfat kan gjenopptas for å regulere eller opprettholde det ønskede konstantforholdet ved en på forhånd bestemt verdi. Det flytende absorpsjonsmidlet som flyter til bunnen av kolonnen møter gassen som flyter i motstrøm og absorberer fortrinnsvis hydrogensulfidet. Gassen som er befridd for det meste av hydrogensulfidet slipper ut gjennom rør 22 for endelig anvendelse. Absorpsjonsmidlet som inneholder hydrogensulfid og noe CO2 flyter mot bunndelen av kolonnen hvorfra det tømmes gjennom rør 24. Absorpsjonsmidlet pumpes deretter via den eventuelle pumpen 26 gjennom en eventuell varmevekseler 28, plassert 1 rør 24, som tillater den varme væsken fra regeneratoren 30 å utveksle varme med den kaldere væsken fra absorpsjonskolonnen 12 for å oppnå energibevarelse. Absorpsjonsmidlet sendes via rør 24 inn I den øvre delen av regeneratoren 30 som kan være utstyrt med kontaktinnretninger så som bunner og bevirker desorpsjon av hydrogensulfid og andre gasser som medføres i absorpsjonsmidlet. Denne syregassblandingen føres gjennom rør 32 inn i en kondensator 34 hvori avkjøling og kondensasjon av vann og flytende absorpsjonsmiddel fra gassen finner sted. Gassen trer deretter inn i en separator 36 hvor ytterligere kondensasjon bevirkes. Det kondenserte absorpsjonsmidlet returneres gjennom rør 38 til den øvre delen av regeneratoren 30. Gassen som finnes igjen etter kondensa-sjonen som inneholder hydrogensulfid og noe CO2 fjernes gjennom rør 40 for endelig avhending, f.eks. til en apparatur som omvandler hydrogensulfid til svovel, så som en Claus-ovn eller en Stretford omvandlingsenhet (ikke vist). Det flytende absorpsjonsmidlet befris for det meste av gassen som det inneholder mens det flyter nedover gjennom regeneratoren 30 og føres ut gjennom rør 42 ved bunnen av regeneratoren for overføring til en fordamper 44. Fordamperen 44, utstyrt med en indre varmekilde (f.eks. damp injisert gjennom rør 46 og kondensatet føres ut gjennom et andre rør som ikke er vist), fordamper en del av denne væsken (hovedsakelig vann) slik at ytterligere hydrogensulfid utdrives. Hydrogensulfidet og dampen som drives av returneres via rør 48 til den lavere delen av regeneratoren 30 og fjernes gjennom rør 32 for inntreden i kondensasjonstrinnene av gassbehandlingen. Væske som finnes igjen i fordamperen 44 fjernes gjennom rør 50, avkjøles i varmeveksleren 28 og Innføres ved hjelp av virkningen av pumpen 52 (valgfri, dersom trykket er tilstrekkelig høyt) gjennom rør 18 inn I absorpsjonskolonnen 12.
Alternativt kan andre prosess-konfigurasjoner med fordel anvendes. F.eks. kan en to-trinns regenererings-absorpsjons-konfIgurasjon benyttes. Slike konfigurasjoner vil være kjente for fagmannen. I en slik konfigurasjon, her betegnet konfigurasjon A, fjernes en del av oppløsningen, delvis regenerert, fra et punkt midt i regeneratoren og innføres, etter egnet varmeveksling for avkjøling om nødvendig, til et punkt midt i absorpsjonsenheten. Resten av oppløsningen regenereres fullstendig I regeneratoren. Den fullstendig regenererte oppløsningen føres til toppen av absorpsjonsinnretningen. Den delvis H2S- og CC^-holdige strømmen fra toppen av absorps]onsenheten blandes med den delvis regenererte oppløsningen ved et punkt midt i absorpsjonsinnretningen og den kombinerte strømmen sendes til bunnen av absorpsjonsenheten. I en slik to-trinns regenererings-absorpsjonskon-figurasjon kan aminsaltet, syren eller dekomponerbare salter av syren innføres i en hvilken som helst av de flytende absorpsjonsmiddelstrømmene som beskrevet i utførelsen ifølge figur 1.
En annen alternativ konfigurasjon, her betegnet konfigurasjon B, er en adskilt to-trinns konfigurasjon. Som I den ovenfor omtalte to-trinnskonfIgurasjonen produseres en delvis regenerert strøm og en fullstendig regenerert strøm i regeneratoren, men disse strømmene holdes fra hverandre. Den fullstendige regenererte oppløsningen fra regeneratoren føres til toppen av absorpsjonsenheten for å tilveiebringe endelig gassrensing. Etter passasje gjennom toppen av absorpsjonsenheten fjernes oppløsningen og føres til bunnen av regeneratoren for regenerering. Den delvis regenererte oppløsningen som fjernes fra et punkt midt i regeneratoren innføres i et punkt midt i absorps]onsenheten for fjernelse av det meste av H2S i råstof f gassen. Denne strømmen som er rik på H2S fra bunnen av absorpsjonsenheten sendes deretter til toppsonen av regeneratoren for delvis desorpsjon av syregassen. I denne konfigurasjonen holdes de to strømmene fra hverandre og den ene eller begge kan inneholde aminsaltet som ved foreliggende oppfinnelse. F.eks. er det bare påkrevet at denne fattigste oppløsningen inneholder amln-saltene, idet denne tilveiebringer den endelige B^S-fjernelsen og tilsats av aminsaltet til denne strømmen vil tillate enkel oppnåelse av lav H2S-lekkasje. Fordelen ved en slik konfigurasjon er at siden bare en del av oppløsningen inneholder aminsaltet er en mindre total mengde av amin påkrevet, idet den halv-regenererte oppløsningen ikke inneholder aminsaltet.
Tre egenskaper som er av betydning ved bestemmelse av effektiviteten av et absorpsjonsmiddel er "selektivitet", "belastning" og "kapasitet". Betegnelsen "selektivitet" benyttes til å definere følgende molforhold:
Jo høyere fraksjonen er, jo høyere er selektiviteten for det flytende absorpsjonsmidlet for hydrogensulfid i gassblandingen.
Med betegnelsen "belastning" forstås konsentrasjonen av hydrogensulfid eller andre syregasser som er fysikalsk oppløst og kjemisk blandet i det flytende absorpsjonsmidlet uttrykt i mol gass pr. mol av den alkaliske aminoforbindelsen. De beste aminoforbindelsene er de som viser god selektivitet opp, til et relativt høyt belastningsnivå.
"Kapasitet" er ydefinert som antallet mol hydrogensulfid belastet i det flytende absorpsjonsmidlet ved avslutningen av absorpsjonstrinnét minus antallet mol hydrogensulfid belastet i det flytende absorpsjonsmidlet ved avslutningen av desorpsjonstrinnet. Høy kapasitet gjør det mulig å redusere mengden absorpsjonsmiddelvæske som sirkuleres og benytte mindre damp eller varme under regenereringen.
De følgende eksemplene er ment å illustrere oppfinnelsen.
Eksempel 1
Sammenligningsforsøk ble utført ved å anvende et absorpsjonsmiddel, heretter betegnet absorpsjonsmiddel A, som innbe-fattet metyldletanolamin (MDEA) og svovelsyre og som Ikke var et middel ifølge foreliggende oppfinnelse, og absorpsjonsmiddel B innbefattende tertiær butylaminoetoksyetanol (EETB) og svovelsyre, som var et middel ifølge foreliggende oppfinnelse, for å illustrere virkningen av svovelsyretilsats på H2S-selektiviteten.
GassblandIngen som ble benyttet i disse forsøkene er vist I tabell I.
I disse forsøkene ble konsentrasjonen av fritt MDEA for H2S-fjernelse holdt ved 2 M, mens mengden svovelsyre og den samlede mengden MDEA varierte, slik at man fikk de tre verdiene for protonert aminkonsentrasjon relativt den totale aminkonsentrasjonen på 0 mol-56, 1 mol-% og 33 mol-%. I forsøket hvor EETB ble anvendt ble konsentrasjonen av fritt EETB holdt ved 1,5 M og mengden svovelsyre og den totale mengden EETB ble variert, slik at man fikk 0 mol-56, 11 mol-% og 33 mol-# protonert amin. I disse forsøkene ble prosent protonering for hvert amin beregnet som følger: 100 ganger antall mol aminsalt dividert med antall mol aminsalt pluss antall mol uomsatt (fritt) amin.
Figur 2 viser den overrislede absorpsjonsenheten drevet på en semi-satsvis måte, som ble benyttet for å vurdere selektiviteten av hydrogensulfidfjernelse med absorpsjonsmidlet. Svovelsyre ble tilsatt til en vandig oppløsning inneholdende MDEA og til en vandig oppløsning inneholdende EETB.
Forsøkene ble utført på følgende måte: Gassblandingen beskrevet i tabell I ble ført fra en gassylinder (ikke vist) gjennom rør 130 til en måler 131 som registrerer hastigheten hvormed gassen tilføres til absorpsjonsenheten. I dette eksempelet var denne hastigheten 3,6 liter pr. minutt. Gassen ble deretter ført gjennom rør 132 til en gasskromatografikolonne (ikke vist) som kontinuerlig overvåket sammensetningen av inntaksgassen og gjennom rør 133 og 134 tilført til en overrislet absorpsjonsenhet 135, i form av et sylindrisk glassrør med høyde 45 cm og diameter 3,1 cm fylt med 100 ml av absorpsjonsmiddelvæsken 136. Gassen ble ført gjennom det flytende absorpsjonsmidlet ved en temperatur for flytende absorpsjonmiddel på 40° C og prøver på 10 ml av det flytende absorpsjonsmidlet ble med gitte mellomrom fjernet fra bunnen av absorpsjonsenheten gjennom rørene 134 og 137 for å analyseres med hensyn på B^S-og C02-innhold. H2S-Innholdet i den flytende prøven ble bestemt ved titrering med sølvnitrat. CC^-innholdet i den flytende prøven ble deretter analysert ved surgjøring av prøven med en vandig oppløsning av 1056 HC1 og måling av utviklet CO2 ved vektøkning på NaOH-belagt asbest.
Mens væsken med Jevne mellomrom ble fjernet fra bunnen av absorpsjonsenheten ble gassblandingen fjernet fra toppen av denne til en felle 139 som tjente til å triturere eventuell H2S i utløpsgassen. Den resulterende gassen kan eventuelt deretter føres via rør 140 og 141 til endelig avhending eller via rør 142 til en gasskromatografikolonne (ikke vist) for vurdering av sammensetningen av utløpsgassen med visse mellomrom. For formålene med foreliggende eksempel ble hydrogensulfid- og karbondioksydinnholdet i innløpsgassfasen målt og hydrogensulfid- og karbondioksydinnholdet i den flytende fasen ble bestemt som beskrevet ovenfor. Disse data ble benyttet til å beregne selektivitetsverdier for absorpsjonsmidlet som beskrevet ovenfor, disse ble avsatt som en funksjon av belastningen av absorpsjonsmidlet med H2S og C02, i enheter av mol syregass pr. mol alkalisk absorpsjonsmiddel.
Resultatene fra disse forsøkene er sammenfattet i figurene 3 og 4. Figur 3 viser EtøS-selektiviteten av MDEA + H2SO4 absorpsjonsmidlet. Figur 4 viser B^S-selektiviteten for EETB + H2SO4 absorpsjonsmidlet. Som det fremgår av disse figurene hadde absorpsjonsmidlet B ifølge foreliggende oppfinnelse forøket B^S-selektivitet med økende tllsats av H2S04.
Eksempel 2
Forsøk ble utført i en kontinuerlig absorpsjons-regenerer-ingsenhet, så som enheten beskrevet i figur 1. Absorpsjonsenheten og regeneratoren var pakket med pallringer.
En gassformig blanding som hadde sammensetningen gjengitt I tabell II ble brakt i kontakt med et absorpsjonsmiddel i en absorpsjonssone ved en temperatur på ca. 38'C, og et trykk på 117,2 kPa. En konstant sirkulasjonshastighet for absorpsjonsmiddel ble benyttet i alle forsøkene.
Absorpsjonsmiddelsammensetningen ble variert som vist I tabell III.
(1) Basert på den sanlede vekten av absorpsjonsmidlet.
(2) Basert på den samlede vekten av absorpsjonsmidlet og beregnet sem amin.
Forsøk 2, 3 og 4 er forsøk ifølge foreliggende oppfinnelse. Forsøk 3 og 4 er forsøk innenfor det mest foretrukne molforholdet mellom aminsalt og uomsatt amin.
Den alkaliske, sterkt hindrede aminoforbindelsen tilstede i absorpsjonsmidlet var tertiær butylaminoetoksyetanol (EETB). Aminsaltet var reaksjonsproduktet av EETB og (NB^^SC^.
Claims (10)
1.
Absorps]onmiddel, innbefattende minst en sterkt hindret aminoforbindelse (1) som har en kumulativ -Es-verdi (Taffs steriske hindrlngskonstant) større enn 1,75, karakterisert ved at midlet omfatter et aminsalt (2) som er reaksjonsproduktet av et amin (a) valgt fra gruppen bestående av en sterkt hindret aminoforbindelse som har en kumulativ -Es-verdi større enn 1,75, et tertiært amin og blandinger derav med en komponent (b) valgt fra gruppen bestående av en syre som har minst en pKa på høyst 7, et dekomponerbart salt av en syre som har minst en pKa på høyst 7, en forbindelse som er I stand til å danne en syre som har en pKa på høyst 7 og blandinger derav, hvor nevnte aminsalt (2) og den sterkt hindrede aminoforbindelsen (1) er tilstede i absorpsjonsmiddelsammensetningen i et molforhold mellom aminsalt (2) og sterkt hindret aminoforbindelse (1) på minst 0,2:1.
2.
Absorpsjonsmiddel ifølge krav 1, karakterisert ved at absorpsjonsmidlet i tillegg Innbefatter en væske valgt fra gruppen bestående av vann, et organisk oppløsnings-middel og blandinger derav.
3.
Absorpsjonsmiddel ifølge krav 1 eller krav 2, karakterisert ved at den sterkt hindrede aminoforbindelsen (1) er valgt fra gruppen bestående av en sekundær aminoeteralkohol, en dl-sekundær aminoeter og blandinger derav.
4.
Absorpsjonsmiddel ifølge et hvilket som helst av kravene 1 til 3, karakterisert ved at komponenten (b) som er omsatt med nevnte amin (a) er valgt fra gruppen bestående av svovelsyre, fosforsyre, fosforsyrling, pyrofosforsyre, svovelsyrling og blandinger derav.
5.
Absorpsjonsmiddel ifølge et hvilket som helst av kravene 1 til 4, karakterisert ved at komponenten (b) som er omsatt med nevnte amin (a) er valgt fra gruppen bestående av ammoniumsulfat, ammoniumsulfitt, svoveldioksyd, ammoniumfosfat og blandinger derav.
6.
Absorpsjonsmiddel ifølge et hvilket som helst av kravene 1 til 5, karakterisert ved at molforholdet mellom nevnte aminsalt (2) og den sterkt hindrede aminoforbindelsen (1) ligger i området fra 0,2:1 til 4:1.
7.
Absorpsjonsmiddel ifølge et hvilket som helst av kravene 1 til 5, karakterisert ved at molforholdet mellom aminsaltet (2) og den sterkt hindrede aminoforbindelsen (1) ligger i området fra 0,3:1 til 1:1.
8.
Absorpsjonsmiddel ifølge et hvilket som helst av kravene 1 til 7, karakterisert ved at den sterkt hindrede aminoforbindelsen (1) er tertiær butylaminoetoksyetanol og nevnte aminsalt (2) er reaksjonsproduktet av tertiær butylaminoetoksyetanol og svovelsyre eller en forbindelse som er i stand til å danne svovelsyre.
9.
Absorpsjonsmiddel ifølge et hvilket som helst av kravene 1 til 8, karakterisert ved at aminsaltet (2) er reduksjonsproduktet av tertiær butylaminoetoksyetanol og enten ammoniumsulfat eller svoveldioksyd.
10.
Fremgangsmåte for selektiv absorpsjon av H2S fra en fluidblanding innbefattende H2S og C02, karakterisert ved at den innbefatter kontakt, i en kontaktsone, ved absorpsjonsbetingelser, mellom nevnte fluidblanding og et absorpsjonsmiddel ifølge et hvilket som helst
av kravene 1 til 9.
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US06/771,515 US4618481A (en) | 1985-08-30 | 1985-08-30 | Absorbent composition containing a severely hindered amino compound and an amine salt and process for the absorption of H2 S using the same |
Publications (4)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO863119D0 NO863119D0 (no) | 1986-08-01 |
| NO863119L NO863119L (no) | 1987-03-02 |
| NO165627B true NO165627B (no) | 1990-12-03 |
| NO165627C NO165627C (no) | 1991-03-13 |
Family
ID=25092083
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO863119A NO165627C (no) | 1985-08-30 | 1986-08-01 | Absorpsjonsmiddel inneholdende en sterkt hindret aminoforbindelse og et aminsalt og en fremgangsmaate for absorpsjonav h2s ved anvendelse derav. |
Country Status (9)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US4618481A (no) |
| EP (1) | EP0214814B1 (no) |
| JP (1) | JPH0775651B2 (no) |
| CA (1) | CA1269359A (no) |
| DE (1) | DE3688348T2 (no) |
| IN (2) | IN167753B (no) |
| MX (1) | MX166379B (no) |
| MY (1) | MY102338A (no) |
| NO (1) | NO165627C (no) |
Families Citing this family (33)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| 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 |
| US4894178A (en) * | 1987-10-13 | 1990-01-16 | Exxon Research And Engineering Company | Absorbent composition containing severely-hindered amine mixture for the absorption of H2 S |
| US4892674A (en) * | 1987-10-13 | 1990-01-09 | Exxon Research And Engineering Company | Addition of severely-hindered amine salts and/or aminoacids to non-hindered amine solutions for the absorption of H2 S |
| US4894179A (en) * | 1987-10-13 | 1990-01-16 | Exxon Research And Engineering Company | Absorbent composition containing a tertiary amino azabicyclic alcohol and an amine salt |
| US4895670A (en) * | 1987-10-13 | 1990-01-23 | Exxon Research And Engineering Company | Addition of severely-hindered aminoacids to severely-hindered amines for the absorption of H2 S |
| JPH03296413A (ja) * | 1990-04-13 | 1991-12-27 | Mitsubishi Heavy Ind Ltd | 極性ガス分離装置 |
| WO1993010883A1 (en) * | 1991-11-27 | 1993-06-10 | Exxon Research And Engineering Company | Lean acid gas enrichment with selective hindered amines |
| US5419837A (en) * | 1994-02-22 | 1995-05-30 | Nalco Chemical Company | Hindered amines for treating industrial water systems |
| US5861051A (en) * | 1996-03-06 | 1999-01-19 | Huntsman Petrochemical Corporation | Process for removing carbon dioxide from gas mixture |
| FR2777802B1 (fr) * | 1998-04-22 | 2000-06-23 | Elf Exploration Prod | Procede regeneratif de desacidification d'un gaz renfermant du co2 ainsi que des hydrocarbures liquides, a l'aide d'un liquide absorbant a base de methyldiethanolamine activee |
| US7214358B2 (en) * | 2003-08-13 | 2007-05-08 | Cansolv Technologies Inc. | Low energy regenerable SO2 scrubbing process |
| 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 |
| 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 |
| 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 |
| CA2556508C (en) * | 2004-02-17 | 2012-10-02 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Synthesis of sterically hindered secondary aminoether alcohols |
| CA2556766C (en) * | 2004-02-17 | 2012-10-23 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Synthesis of sterically hindered secondary aminoether alcohols |
| WO2007021464A1 (en) * | 2005-08-09 | 2007-02-22 | Exxonmobil Research And Engineering Comapny | Hindered cyclic polyamines and their salts for acid gas scrubbing process |
| CN101263216B (zh) * | 2005-08-09 | 2012-09-05 | 埃克森美孚研究工程公司 | 用于酸气涤气工艺的含有带有受阻胺的分子和金属磺酸盐、膦酸盐、或羧酸盐结构的吸收剂组合物 |
| KR20080033534A (ko) * | 2005-08-09 | 2008-04-16 | 엑손모빌 리서치 앤드 엔지니어링 컴퍼니 | 산 가스 세정 공정을 위한 테트라오르가노암모늄 및테트라오르가노포스포늄 염 |
| NO333560B1 (no) * | 2006-11-24 | 2013-07-08 | Aker Clean Carbon As | Fremgangsmåte og regenerator for regenerering av flytende CO2 absorbent. |
| US8524184B2 (en) * | 2009-07-08 | 2013-09-03 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Sulfur recovery plant tail gas treatment process |
| US20110202328A1 (en) * | 2009-10-02 | 2011-08-18 | Exxonmobil Research And Engineering Company | System for the determination of selective absorbent molecules through predictive correlations |
| US20120012507A1 (en) * | 2010-07-14 | 2012-01-19 | Compton Dennis R | Use of alpha-amino ethers for the removal of hydrogen sulfide from hydrocarbons |
| US9352271B2 (en) * | 2010-12-01 | 2016-05-31 | Huntsman Petrochemical Llc | Sterically hindered amines and associated methods |
| JP2014522867A (ja) | 2011-07-28 | 2014-09-08 | ダウ グローバル テクノロジーズ エルエルシー | 気体混合物から硫化水素を除去するためのアミノピリジン誘導体 |
| US20130142717A1 (en) | 2011-12-02 | 2013-06-06 | Michael Siskin | Offshore gas separation process |
| US9458367B2 (en) | 2012-03-14 | 2016-10-04 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Low temperature transport and storage of amine gas treatment solutions |
| US20130243676A1 (en) * | 2012-03-14 | 2013-09-19 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Amine treating process for acid gas separation using blends of amines and alkyloxyamines |
| EA029106B1 (ru) | 2012-05-31 | 2018-02-28 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Композиция абсорбента для селективной абсорбции сероводорода и способ её использования |
| EP2854994B1 (en) | 2012-05-31 | 2018-12-26 | Shell International Research Maatschappij B.V. | An absorbent composition for the selective absorption of hydrogen sulfide |
| EP2990090A1 (de) | 2014-08-25 | 2016-03-02 | Basf Se | Absorptionsmittel zur selektiven Entfernung von Schwefelwasserstoff aus einem Fluidstrom |
| US10617993B2 (en) | 2015-09-29 | 2020-04-14 | Basf Se | Absorbent for the selective removal of hydrogen sulfide |
Family Cites Families (14)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2722500A (en) * | 1954-02-05 | 1955-11-01 | Charles W Rippie | Removal of acidic gases from hydrocarbon gases and liquids |
| NL264164A (no) * | 1960-05-12 | |||
| GB1309785A (en) * | 1969-05-16 | 1973-03-14 | Exxon Research Engineering Co | Promotor for acid gas absorption |
| US4080423A (en) * | 1974-04-17 | 1978-03-21 | Massachusetts Institute Of Technology | Gas absorption |
| GB1563251A (en) * | 1976-12-07 | 1980-03-26 | Shell Int Research | Process for working hydrogen suphidecontaining gases |
| US4525294A (en) * | 1981-11-13 | 1985-06-25 | Exxon Research And Engineering Co. | Amino acid mixtures, their alkali metal salts and process for preparing same |
| EP0084943B2 (en) * | 1982-01-18 | 1989-08-02 | Exxon Research And Engineering Company | Secondary and tertiary amino alcohols |
| US4405585A (en) * | 1982-01-18 | 1983-09-20 | Exxon Research And Engineering Co. | Process for the selective removal of hydrogen sulfide from gaseous mixtures with severely sterically hindered secondary aminoether alcohols |
| US4405583A (en) * | 1982-01-18 | 1983-09-20 | Exxon Research And Engineering Co. | Process for selective removal of H2 S from mixtures containing H22 using di-severely sterically hindered secondary aminoethers |
| US4471138A (en) * | 1982-01-18 | 1984-09-11 | Exxon Research And Engineering Co. | Severely sterically hindered secondary aminoether alcohols |
| US4508692A (en) * | 1982-01-18 | 1985-04-02 | Exxon Research & Engineering Co. | Process for the selective removal of hydrogen sulfide from gaseous mixtures with strongly basic tertiary amino compounds |
| US4556546A (en) * | 1983-05-04 | 1985-12-03 | Air Products And Chemicals, Inc. | Bis tertiary amino alkyl derivatives as solvents for acid gas removal from gas streams |
| EP0134948A3 (en) * | 1983-06-30 | 1987-10-14 | Union Carbide Corporation | Absorbent formulation for enhanced removal of acid gases from gas mixtures and processes using same |
| JP4076391B2 (ja) * | 2002-07-30 | 2008-04-16 | 山洋電気株式会社 | 周期性信号制御装置及び周波数検出装置 |
-
1985
- 1985-08-30 US US06/771,515 patent/US4618481A/en not_active Expired - Lifetime
-
1986
- 1986-07-25 IN IN680/DEL/86A patent/IN167753B/en unknown
- 1986-08-01 NO NO863119A patent/NO165627C/no not_active IP Right Cessation
- 1986-08-14 CA CA000515968A patent/CA1269359A/en not_active Expired - Lifetime
- 1986-08-28 EP EP86306661A patent/EP0214814B1/en not_active Expired - Lifetime
- 1986-08-28 DE DE8686306661T patent/DE3688348T2/de not_active Expired - Lifetime
- 1986-08-29 MX MX026451A patent/MX166379B/es unknown
- 1986-08-29 JP JP61201874A patent/JPH0775651B2/ja not_active Expired - Lifetime
-
1987
- 1987-03-13 MY MYPI87000289A patent/MY102338A/en unknown
-
1989
- 1989-02-22 IN IN171/DEL/89A patent/IN172110B/en unknown
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CA1269359A (en) | 1990-05-22 |
| JPS62110726A (ja) | 1987-05-21 |
| MY102338A (en) | 1992-06-17 |
| NO863119L (no) | 1987-03-02 |
| NO863119D0 (no) | 1986-08-01 |
| DE3688348T2 (de) | 1993-08-05 |
| NO165627C (no) | 1991-03-13 |
| EP0214814A2 (en) | 1987-03-18 |
| EP0214814B1 (en) | 1993-04-28 |
| US4618481A (en) | 1986-10-21 |
| MX166379B (es) | 1993-01-05 |
| IN167753B (no) | 1990-12-15 |
| IN172110B (no) | 1993-04-03 |
| EP0214814A3 (en) | 1989-05-24 |
| JPH0775651B2 (ja) | 1995-08-16 |
| DE3688348D1 (de) | 1993-06-03 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| NO165627B (no) | Absorpsjonsmiddel inneholdende en sterkt hindret aminoforbindelse og et aminsalt og en fremgangsmaate for absorpsjonav h2s ved anvendelse derav. | |
| US4892674A (en) | Addition of severely-hindered amine salts and/or aminoacids to non-hindered amine solutions for the absorption of H2 S | |
| CA2371778C (en) | Absorbent compositions for the removal of acid gases from the gas streams | |
| US6939393B2 (en) | Method for neutralizing a stream of fluid, and washing liquid for use in one such method | |
| RU2642071C2 (ru) | Водная алканоламиновая абсорбирующая композиция, содержащая пиперазин для улучшенного удаления сероводорода из газовых смесей, и способ ее использования | |
| US4405583A (en) | Process for selective removal of H2 S from mixtures containing H22 using di-severely sterically hindered secondary aminoethers | |
| US4405585A (en) | Process for the selective removal of hydrogen sulfide from gaseous mixtures with severely sterically hindered secondary aminoether alcohols | |
| RU2397011C2 (ru) | Способ очистки газовых смесей, содержащих меркаптаны и другие кислые газы | |
| US4405581A (en) | Process for the selective removal of hydrogen sulfide from gaseous mixtures with severely sterically hindered secondary amino compounds | |
| NO153717B (no) | Fremgangsmaate for selektiv separering av hydrogensulfid fra karbondioksydholdige gassformede blandinger | |
| KR20080091154A (ko) | 연도가스 등으로부터의 이산화탄소 회수 | |
| EP0088485B2 (en) | A process for the removal of hydrogen sulfide from gaseous mixtures with strongly basic tertiary amino compounds | |
| US4961873A (en) | Absorbent composition containing a severely-hindered amine mixture with amine salts and/or aminoacid additives for the absorption of H2 S | |
| CN106794414B (zh) | 从流体流中移除硫化氢和二氧化碳 | |
| CA2963598C (en) | Aqueous solution of 2-dimethylamino-2-hydroxymethyl-1, 3-propanediol useful for acid gas removal from gaseous mixtures | |
| US4894179A (en) | Absorbent composition containing a tertiary amino azabicyclic alcohol and an amine salt | |
| ES2842276T3 (es) | Procedimiento para la retirada de gases ácidos de mezclas gaseosas usando una solución acuosa de 2-dimetilamino-2-hidroximetil-1,3-propanodiol | |
| US4895670A (en) | Addition of severely-hindered aminoacids to severely-hindered amines for the absorption of H2 S | |
| JP5061108B2 (ja) | 酸性ガススクラビング法のためのポリアルキレンアクリルアミド塩 | |
| CA2814943C (en) | Use of 2-(3-aminopropoxy)ethan-1-ol as an absorbent to remove acidic gases | |
| 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 | |
| NO854681L (no) | Fremgangsmaate for selektiv fjernelse av h2o fra gassblandinger. | |
| WO2023091384A1 (en) | Tertiary alkanolamine for gas treating | |
| 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 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MK1K | Patent expired |