RU2201282C2 - Регенеративный способ раскисления газа, содержащего co2, а также жидкие углеводороды, с помощью жидкого абсорбента на основе активированного метилдиэтаноламина - Google Patents

Регенеративный способ раскисления газа, содержащего co2, а также жидкие углеводороды, с помощью жидкого абсорбента на основе активированного метилдиэтаноламина Download PDF

Info

Publication number
RU2201282C2
RU2201282C2 RU2000101834/12A RU2000101834A RU2201282C2 RU 2201282 C2 RU2201282 C2 RU 2201282C2 RU 2000101834/12 A RU2000101834/12 A RU 2000101834/12A RU 2000101834 A RU2000101834 A RU 2000101834A RU 2201282 C2 RU2201282 C2 RU 2201282C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
liquid absorbent
gas
liquid
absorbent
regeneration
Prior art date
Application number
RU2000101834/12A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2000101834A (ru
Inventor
Жан-Луи ПЕЙТАВИ
Серж КАПДЕВИЛЬ
Эрве ЛАКАМУАР
Original Assignee
Елф Эксплорасьон Продюксьон
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Елф Эксплорасьон Продюксьон filed Critical Елф Эксплорасьон Продюксьон
Publication of RU2000101834A publication Critical patent/RU2000101834A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2201282C2 publication Critical patent/RU2201282C2/ru

Links

Images

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G OR C10K; LIQUIFIED PETROLEUM GAS; USE OF ADDITIVES TO FUELS OR FIRES; FIRE-LIGHTERS
    • C10L3/00—Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
    • C10L3/06—Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by C10G, C10K3/02 or C10K3/04
    • C10L3/10—Working-up natural gas or synthetic natural gas
    • 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
    • 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
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02C—CAPTURE, STORAGE, SEQUESTRATION OR DISPOSAL OF GREENHOUSE GASES [GHG]
    • Y02C20/00—Capture or disposal of greenhouse gases
    • Y02C20/40—Capture or disposal of greenhouse gases of CO2

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Analytical Chemistry (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Gas Separation By Absorption (AREA)

Abstract

Изобретение относится к регенеративному способу раскисления газа, содержащего СО2 и жидкие углеводороды. Газ, предназначенный для обработки, содержащий СО2 и жидкие углеводороды в количестве больше 14 л на миллион кубических метров газа, подвергают взаимодействию в зоне абсорбции с жидким абсорбентом, состоящим из водного раствора метилдиэтаноламина и активатора, состоящего из аминоалкилэтаноламина, чтобы получить обработанный газ с уменьшенным содержанием СО2 и жидкий абсорбент, наполненный СО2. Этот наполненный жидкий абсорбент подвергают регенерирующей обработке, чтобы высвободить СО2, который он зафиксировал, и получить газовую фракцию, обогащенную СО2, и регенерированный жидкий абсорбент, который возвращают в зону абсорбции. Раскислению подвергают, в частности, природный газ, содержащий СО2, жидкие углеводороды и, возможно, Н2S. Изобретение позволяет повысить эффективность удаления СО2 из газа, содержащего СО2 и жидкие углеводороды. 15 з.п. ф-лы, 1 табл.

Description

Изобретение относится к регенеративному способу раскисления газа, содержащего в себе СО2, а также жидкие углеводороды, с помощью жидкого абсорбента на основе активированного метилдиэтаноламина.
Заявка WO-A-8911327, рассматриваемая в качестве ссылки, описывает регенеративный способ раскисления газа, содержащего CO2 и, возможно, другие кислотные газообразные соединения, например H2S, с помощью жидкого абсорбента на основе активированного метилдиэтаноламина (МДЭА), т.е. жидкого абсорбента, состоящего из водного раствора МДЭА и активатора абсорбции CO2 с помощью МДЭА. Этот способ раскисления, т.е. удаления CO2 и других кислых газообразных соединений, возможно содержащихся в газе, включает этап абсорбции, в котором газ, предназначенный для раскисления, подвергают воздействию жидкого абсорбента в зоне абсорбции для получения обработанного газа с пониженным содержанием CO2 и абсорбирующую жидкость, содержащую CO2, и этап регенерации, в котором жидкий абсорбент, содержащий CO2, подвергают регенерирующей обработке, в частности, путем сброса давления для высвобождения названного CO2 и получения, с одной стороны, по меньшей мере, одной кислотной газовой фракции, обогащенной CO2, и, с другой стороны, по меньшей мере, одного регенерированного жидкого абсорбента, т.е. жидкого абсорбента с пониженным содержанием CO2, который возвращается в зону абсорбции.
Активатор, добавляемый к МДЭА в жидком абсорбенте, выбирают из:
1) полиалкиленполиаминов, в частности диэтилентриамина, триэтилентетрамина, тетраэтиленпентамина и дипропилентриамина,
2) алкилендиаминов и циклоалкилендиаминов, в частности гексаметилендиамина, аминоэтилэтаноламина, диметиламинопропиламина и диамино-1,2-циклогексана,
3) гетероциклических аминоалкильных производных, таких как пиперазин, пиперидин, фуран, тетрагидрофуран тиофен и тетрагидротиофен, в частности аминоэтилпиперазин, аминопропилпиперазин, аминоэтилпиперидин, аминопропилпиперидин и фурфуриламин,
4) алкоксиалкиламинов, в частности метоксипропиламина и этоксиропиламина, и
5) алкилмоноалканоламинов, в частности этилмоноэтаноламина и бутилмоноэтаноламина.
Как следует из приводимых примеров, указанные активаторы, используемые для удаления CO2, содержащегося в газе, таком как метан, с помощью жидкого абсорбента на основе активированного МДЭА обладают почти эквивалентной эффективностью, принимая во внимание ускорение абсорбции CO2 с помощью МДЭА.
Газы, содержащие CO2, и, в частности, природные газы, содержащие CO2, которые подвергают промышленному раскислению с помощью жидкого абсорбента на основе активированного МДЭА, могут содержать жидкие углеводороды в более или менее высокой общей концентрации. На практике считают, что предназначенный для обработки газ, содержащий CO2, практически не имеет углеводородов, если общее содержание в нем этих продуктов ниже порога, представляющего собой 14 литров жидких углеводородов на миллион нормальных кубических метров газа.
Было найдено, что присутствие жидких углеводородов, общее количество которых больше указанного выше порога, в газе, предназначенном для раскисления и содержащем СО2, сильно мешает действию указанных выше активаторов на абсорбцию СО2 метилдиэтаноламином (МДЭА). Было найдено также, что активаторы, состоящие из низших аминоалкилэтаноламинов, таких как аминоэтилэтаноламин, приводят, если содержащий СО2 и предназначенный для раскисления газ содержит жидкие углеводороды, к абсорбции СО2 метилендиэтаноламином (МДЭА), которая приблизительно на 15-20% больше абсорбции, получаемой в сравнимых условиях в присутствии других активаторов, предложенных в ссылочном документе WO-A-8911327.
Таким образом, объектом настоящего изобретения является регенеративный способ раскисления газа, содержащего CO2, а также жидкие углеводороды, включающий этап абсорбции, на котором обрабатываемый газ вводят во взаимодействие в зоне абсорбции с жидким абсорбентом на основе метилдиэтаноламина (МДЭА), чтобы получить обработанный газ с пониженным содержанием CO2 и жидкий абсорбент, наполненный CO2, и этап регенерации, на котором жидкий абсорбент, наполненный СО2, подвергают регенерации для освобождения содержащегося в нем СО2 и получения, с одной стороны, по меньшей мере, одной кислотной газовой фракции, обогащенной СО2, и, с другой стороны, регенерированного жидкого абсорбента, который рециркулирует в зону абсорбции, этот способ отличается тем, что общее содержание жидких углеводородов в предназначенном для раскисления и содержащем СО2 газе больше 14 литров жидких углеводородов на миллион нормальных кубических метров газа, и тем, что к метилдиэтаноламину добавляют активатор, состоящий из, по меньшей мере, одного соединения формулы
H2N-C2H2n-NH-CH2-CH2OH,
в которой n означает целое число, равное от 1 до 4.
В частности, активатор, добавленный к МДЭА, выбирают из соединений формулы
H2N-(CH2)p-NH-CH2-CH2ОH,
в которой р означает целое число, равное 2, 3 или 4,
причем названный активатор состоит преимущественно из аминоэтилэтаноламина формулы H2N-CH2-CH2-NH-CH2-CH2ОH.
Жидкий абсорбент представляет собой преимущественно водный раствор МДЭА и активатора. В случае необходимости названный водный раствор может также содержать небольшое количество одного или нескольких органических растворителей СО2, растворимых в воде, в частности сульфолан, метанол или N-метилпирролидон.
Концентрация МДЭА в жидком абсорбенте находится в интервале 1N-6N и предпочтительно 2,5N-5N.
Количество активатора, который добавляют к МДЭА в жидком абсорбенте, может изменяться в достаточно широком диапазоне. Это количество должно быть предпочтительно таким, чтобы соотношение числа молей активатора и общего числа молей активатора и МДЭА было равно 0,01-0,5, предпочтительно 0,05-0,25.
Согласно изобретению обрабатываемый газ содержит СО2 и жидкие углеводороды и может содержать также одно или несколько кислотных газообразных соединений, отличных от CO2, например H2S. Такой газ, в частности, является природным газом, и общее содержание в нем СО2 и других возможных кислотных соединений, например H2S, может быть равно от нескольких десятых долей процента до нескольких десятков объемных процентов.
Общее содержание жидких углеводородов в обрабатываемом газе составляет больше 14 литров жидких углеводородов на миллион нормальных кубических метров (Нм3) газа, названное содержание может доходить, в частности, до 10 м3 или больше на миллион Нм3 газа. Объем газа, выраженный в "нормальных кубических метрах" - это объем газа, подсчитанный в кубических метрах в нормальных условиях температуры и давления, т.е. при t=0oС и давлении в 1 атмосферу.
Под жидкими углеводородами подразумевают согласно изобретению все углеводороды, присутствующие в газе, которые являются жидкими в условиях взаимодействия жидкого абсорбента и обрабатываемого газа. Жидкими углеводородами могут быть, в частности, парафиновые углеводороды, ароматические углеводороды, а также нафтеновые углеводороды, которые обычно присутствуют в природных газах, экстрагированных из месторождений.
Как указано выше, осуществление способа согласно изобретению включает этап абсорбции, на котором обрабатываемый газ и жидкий абсорбент вводят во взаимодействие предпочтительно в режиме противотока, в зоне абсорбции для получения обработанного газа с пониженным содержанием CO2 и других возможных кислотных газообразных соединений, причем названное содержание соответствует обычно техническим условиям, принятым для обработанного газа, и жидкого абсорбента, содержащего CO2, и другими возможными кислотными газообразными соединениями, и этап регенерации, на котором названный наполненный жидкий абсорбент подвергают регенерирующей обработке для высвобождения CO2 и других возможных кислотных газообразных соединений, поглощенных жидким абсорбентом, и получения, с одной стороны, по меньшей мере, одной кислотной газовой фракции, обогащенной СО2, и, с другой стороны, по меньшей мере, одного регенерированного жидкого абсорбента, который рециркулирует в зону абсорбции.
Зона абсорбции, в которой осуществляют взаимодействие газа, предназначенного для раскисления, с жидким абсорбентом, предпочтительно снабжена структурированной или неструктурированной футеровкой, позволяющей обеспечивать значительную контактную зону между жидким абсорбентом и газом. Тем не менее, другие контактные элементы газ/жидкость, в частности контактные тарелки газ/жидкость, также могут находиться в зоне абсорбции.
Регенерацию жидкого абсорбента, содержащего СО2 и другие возможные кислотные газообразные соединения, в частности H2S, осуществляют преимущественно путем падения (сброса) давления в один или несколько этапов, по меньшей мере, одной части названного наполненного жидкого абсорбента, при этом значительно экономится энергия, используемая для регенерации.
Согласно способу осуществления регенерацию жидкого абсорбента осуществляют, подвергая весь наполненный жидкий абсорбент обезгаживанию в один или несколько этапов, чтобы высвободить большую часть CO2, присутствующего в названном наполненном жидком абсорбенте, затем подвергая обезгаженный жидкий абсорбент дополнительной регенерации путем отпарки легких фракций с помощью прямого или непрямого нагревания жидкого абсорбента, причем жидкий абсорбент, полученный в результате дополнительной регенерации, возвращают в зону абсорбции. В одном варианте осуществления этого способа только одну часть обезгаженного жидкого абсорбента подвергают дополнительной регенерации путем отпарки легких фракций, причем жидкий абсорбент, полученный в результате дополнительной регенерации, рециркулируют в верхнюю часть зоны абсорбции, в то время как часть обезгаженного жидкого абсорбента, не подвергнутую дополнительной регенерации, рециркулируют в зону абсорбции ниже жидкого абсорбента, регенерированного путем отпарки легких фракций.
Согласно другому способу осуществления регенерации одну фракцию наполненного жидкого абсорбента обезгаживают в один или несколько этапов для высвобождения наибольшей части СО2, содержащегося в ней, в то время как оставшуюся фракцию наполненного жидкого абсорбента подвергают непосредственно регенерации путем отпарки легких фракций с помощью прямого или непрямого нагревания названной оставшейся фракции, причем регенерированная путем отпарки легких фракций фракция жидкого абсорбента возвращается в верхнюю часть зоны абсорбции, в то время как обезгаженная фракция жидкого абсорбента возвращается в зону абсорбции ниже жидкого абсорбента, регенерированного путем отпарки легких фракций.
Наполненный жидкий абсорбент, вышедший из зоны абсорбции, может быть подвергнут предварительному обезгаживанию, чтобы высвободить из него некислотные газы, такие как углеводороды, перед осуществлением собственно регенерации.
Этапы абсорбции и регенерации способа согласно изобретению, описанные выше, могут быть осуществлены в любом устройстве, позволяющем произвести раскисление газа с помощью регенерируемого жидкого абсорбента, и, в частности, в тех из названных устройств, которые позволяют производить, по меньшей мере, частичную регенерацию наполненного жидкого абсорбента путем сброса давления и в случае необходимости дополнять эту регенерацию регенерацией путем отпарки легких фракций. Подходящим устройством являются, в частности, устройства, аналогичные описанным в ссылочных документах USA-3622267 и US-A-4336233.
Зона абсорбции, в которой взаимодействуют газ, предназначенный для раскисления, и жидкий абсорбент, предпочтительно может состоять из колонны, снабженной структурированной или неструктурированной футеровкой, хотя могут быть использованы и другие типы колонн, например тарельчатые колонны.
Рабочие условия для осуществления этапов абсорбции и регенерации, а именно температура, давление, расход газа и расход жидкого абсорбента, имеют диапазоны, рекомендованные для способов раскисления газа с помощью жидких абсорбентов на основе МДЭА.
Итак, этап абсорбции, на котором газ, предназначенный для обработки, содержащий CO2, жидкие углеводороды и, возможно, одно или несколько кислотных газообразных соединений, отличных от CO2, промывают жидким абсорбентом, может осуществляться при температурах в диапазоне от 10oС до 100oС и предпочтительно от 30oС до 60oС и при абсолютных давлениях, имеющих диапазон от 1,5 до 120 бар. Давление в зоне абсорбции выбирают в указанном диапазоне преимущественно таким образом, чтобы парциальное давление СО2 в циркулирующем в названной зоне газе имело величину, равную или больше 3 абсолютных бар.
Регенерацию путем обезгаживания осуществляют при температуре наполненного жидкого абсорбента, предназначенного для обезгаживания, причем давление, достигаемое после каждого обезгаживания, ниже давления наполненного жидкого абсорбента, отобранного из зоны абсорбции, и уменьшается от одного обезгаживания к другому, если имеют место несколько последовательных обезгаживаний. Регенерацию путем отпарки легких фракций осуществляют соответствующим образом, подвергая жидкий абсорбент вторичному кипячению в зоне отпарки легких фракций, находящейся в верхней части, при температуре приблизительно 80-150oС и под давлением ниже 5 абсолютных бар, а наиболее часто под давлением в диапазоне от 1,3 до 2,5 абсолютных бар. Если за регенерацией путем обезгаживания в один или несколько этапов следует дополнительная регенерация путем отпарки легких фракций, давление обезгаженного жидкого абсорбента, направленного для регенерации путем отпарки легких фракций, выбирают таким образом, чтобы оно было близким давлению в верхней части зоны отпарки легких фракций.
Изобретение иллюстрируется примером, не ограничивающим изобретение.
Пример
Осуществляли контрольные тесты (тесты I-VI) и согласно изобретению (тест VII) на абсорбцию СО2, содержащегося в газе, который содержит также жидкие углеводороды, с помощью жидких абсорбентов, состоящих из водных растворов МДЭА и контрольного активатора (тесты I-VI) или МДЭА и активатора согласно изобретению (тест VII).
В тестах использовали следующие активаторы:
Активаторы контрольные:
Тест I - диэтилентриамин (ДЭТА)
Тест II - гексаметилендиамин (ГМДА)
Тест III - диамино-1,2-циклогексан (ДАЦГ)
Тест IV - бутилмоноэтаноламин (БЭА)
Тест V - аминоэтилпиперидин (АЭПД)
Тест VI - аминоэтилпиперазин (АЭПЗ)
Активатор согласно изобретению:
Тест VII - аминоэтилэтаноламин (АЭЭА).
В каждом тесте предназначенный для обработки газ промывали с помощью выбранного жидкого абсорбента, оперируя в колонне, головная часть которой снабжена выходом для газов, верхняя часть колонны имеет вход для жидкостей, нижняя ее часть имеет вход для газов, а основание снабжено выходом для жидкостей, причем внутреннее пространство колонны, расположенное между названными входами для жидкостей и для газов, имеет диаметр 0,2 м и снабжено на высоте 3,5 м структурированной футеровкой типа футеровки Mellapak®, продаваемой фирмой SULZER.
Через вход, предназначенный для газов, впрыскивали с расходом 330 Нм3/час газ, содержащий в объеме 20% CO2 и 80% метана, причем названный газ при входе в колонну получал инъекцию, представляющую собой 0,33 л/час жидких углеводородов, имеющих от 9 до 13 атомов углерода и с плотностью, равной 0,8.
Через вход, предназначенный для жидкостей, вводили выбранный жидкий абсорбент с расходом 2,3 м3/час, причем названный жидкий абсорбент состоял из водного раствора, содержащего 3,4 моль/л МДЭА и 0,6 моль/л активатора, а также 60 г/л СО2. В головную часть колонны направляли обработанный газ, обедненный СО2, а в основание названной колонны сливали жидкий абсорбент, наполненный СО2.
Абсолютное давление и температура в головной части колонны имели в разных тестах величины, равные соответственно 40 бар и 50oС.
Анализ очищенного газа, выходящего из колонны, на определение содержания в нем СО2 проводили путем газовой хроматографии.
Результаты, полученные для разных тестов, собраны в таблицу.
Результаты, приведенные в таблице, показывают, что при наличии жидких углеводородов в газе, предназначенном для раскисления, жидкий абсорбент на основе МДЭА и активатора АЭЭА (аминоэтилэтаноламин) согласно изобретению (тест VII) поглощает в сравнимых рабочих условиях значительно больше СО2 (увеличение от 15% до 20%), чем каждый из контрольных жидких абсорбентов (тесты I-VI) на основе МДЭА и контрольного активатора.

Claims (16)

1. Регенеративный способ раскисления газа, содержащего СО2, а также жидкие углеводороды, включающий этап абсорбции, на котором обрабатываемый газ вводят во взаимодействие в зоне абсорбции с жидким абсорбентом на основе метилдиэтаноламина (МДЭА), чтобы получить обработанный газ с пониженным содержанием СО2 и жидкий абсорбент, наполненный СО2, и этап регенерации, на котором жидкий абсорбент, наполненный СО2, подвергают регенерации для освобождения содержащегося в нем СО2 и получения, с одной стороны, по меньшей мере, одной кислотной газовой фракции, обогащенной СО2, и, с другой стороны, регенерированного жидкого абсорбента. который рециркулирует в зоне абсорбции, отличающийся тем, что общее содержание жидких углеводородов в предназначенном для раскисления и содержащем СО2 газе больше 14 литров жидких углеводородов на миллион нормальных кубических метров газа, и тем, что к метилдиэтаноламину добавляют активатор, состоящий из, по меньшей мере, одного соединения формулы
N2N-CnH2n-NH-CH2-CH2OH,
в которой n означает целое число, равное от 1 до 4.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что активатор, добавленный к МДЭА, выбран из соединений формулы
H2N-(СН2)р-NH-CH2-CH2OH,
в которой р - это целое число, равное 2, 3 или 4.
3. Способ по п. 2, отличающийся тем, что активатор состоит из аминоэтилэтаноламина.
4. Способ по одному из пп. 1-3, отличающийся тем, что жидкий абсорбент представляет собой водный раствор МДЭА и активатора.
5. Способ по п. 4, отличающийся тем, что водный раствор МДЭА и активатора содержит также небольшое количество одного или нескольких органических растворителей СО2, растворимых в воде, в частности сульфолан, метанол или N-метилпирролидон.
6. Способ по одному из пп. 1-5, отличающийся тем, что концентрация МДЭА в жидком абсорбенте находится в интервале 1N-6N и предпочтительно, 2,5N-5N.
7. Способ по одному из пп. 1-6, отличающийся тем, что количество активатора, добавленного к МДЭА в жидком абсорбенте, таково, что отношение числа молей активатора к общему числу молей активатора и МДЭА равно 0,01-0,5 и, предпочтительно, 0,05-0,25.
8. Способ по одному из пп. 1-7, отличающийся тем, что обрабатываемый газ, содержащий СО2 и жидкие углеводороды, содержит также одно или несколько кислотных газообразных соединений, отличных от СО2, как, например, Н2S.
9. Способ по одному из пп. 1-8, отличающийся тем, что общее содержание жидких углеводородов в обрабатываемом газе составляет больше 14 литров жидких углеводородов на миллион нормальных кубических метров газа, может доходить до 10 кубических метров на миллион нормальных кубических метров газа.
10. Способ по одному из пп. 1-9, отличающийся тем, что взаимодействие обрабатываемого газа с жидким абсорбентом в зоне абсорбции осуществляют при температурах, равных 10-100oС, предпочтительно 30-60oС, и при абс. давлениях, равных 1,5-120 бар.
11. Способ по п. 10, отличающийся тем, что давление в зоне абсорбции выбирают таким образом, чтобы парциальное давление СО2 в газе, циркулирующем в названной зоне, было равно или выше 3 абс. бар.
12. Способ по одному из пп. 1-11, отличающийся тем, что зона абсорбции, в которой осуществляют взаимодействие предназначенного для раскисления газа и жидкого абсорбента, снабжена структурированной или неструктурированной футеровкой.
13. Способ по одному из пп. 1-12, отличающийся тем, что регенерацию жидкого абсорбента, наполненного СО2 и другими возможными кислотными газообразными соединениями, в частности Н2S, осуществляют путем обезгаживания в один или несколько этапов, по меньшей мере, одной части названного наполненного жидкого абсорбента.
14. Способ по любому из пп. 1-12, отличающийся тем, что регенерацию жидкого абсорбента осуществляют, подвергая весь наполненный жидкий абсорбент обезгаживанию в один или несколько этапов, чтобы высвободить большую часть СО2, присутствующего в названном наполненном жидком абсорбенте, затем подвергая обезгаженный жидкий абсорбент дополнительной регенерации путем отпарки легких фракций с помощью прямого или непрямого нагревания жидкого абсорбента, причем жидкий абсорбент, полученный в результате дополнительной регенерации, возвращают в зону абсорбции.
15. Способ по п. 14, отличающийся тем, что только одну часть обезгаженного жидкого абсорбента подвергают дополнительной регенерации путем отпарки легких фракций, причем жидкий абсорбент, полученный в результате дополнительной регенерации, рециркулируют в верхнюю часть зоны абсорбции, в то время как часть обезгаженного жидкого абсорбента, не подвергнутую дополнительной регенерации, рециркулируют в зону абсорбции ниже жидкого абсорбента, регенерированного путем отпарки легких фракций.
16. Способ по одному из пп. 1-12, отличающийся тем, что регенерацию наполненного жидкого абсорбента осуществляют, подвергая одну фракцию наполненного жидкого абсорбента обезгаживание в один или несколько этапов для высвобождения наибольшей части СО2, содержащегося в ней, в то время как оставшуюся фракцию наполненного жидкого абсорбента подвергают непосредственно регенерации путем отпарки легких фракций с помощью прямого или непрямого нагревания названной оставшейся фракции, причем фракцию жидкого абсорбента, регенерированную путем отпарки легких фракций, рециркулируют в верхнюю часть зоны абсорбции, в то время как обезгаженную фракцию жидкого абсорбента рециркулируют в зону абсорбции ниже жидкого абсорбента, регенерированного путем отпарки легких фракций.
RU2000101834/12A 1998-04-22 1999-04-20 Регенеративный способ раскисления газа, содержащего co2, а также жидкие углеводороды, с помощью жидкого абсорбента на основе активированного метилдиэтаноламина RU2201282C2 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
FR9805035A FR2777802B1 (fr) 1998-04-22 1998-04-22 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
FR9805035 1998-04-22

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2000101834A RU2000101834A (ru) 2002-01-20
RU2201282C2 true RU2201282C2 (ru) 2003-03-27

Family

ID=9525536

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2000101834/12A RU2201282C2 (ru) 1998-04-22 1999-04-20 Регенеративный способ раскисления газа, содержащего co2, а также жидкие углеводороды, с помощью жидкого абсорбента на основе активированного метилдиэтаноламина

Country Status (12)

Country Link
US (1) US6290754B1 (ru)
EP (1) EP0991461B1 (ru)
AT (1) ATE255458T1 (ru)
CA (1) CA2295707C (ru)
DE (1) DE69913283T2 (ru)
FR (1) FR2777802B1 (ru)
GB (1) GB2336597B (ru)
MY (1) MY118166A (ru)
NO (1) NO319910B1 (ru)
OA (1) OA11244A (ru)
RU (1) RU2201282C2 (ru)
WO (1) WO1999054024A1 (ru)

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2480401C2 (ru) * 2007-10-09 2013-04-27 Мт-Биометан Гмбх Способ и установка для регенерации аминсодержащего раствора для промывки, поступающего при очистке газа
RU2526387C1 (ru) * 2010-07-20 2014-08-20 Саншайн Кайди Нью Энерджи Груп Ко., Лтд. Способ и устройство для низкотемпературного пиролиза биомассы и высокотемпературной газификации биомассы
RU2850783C1 (ru) * 2024-07-16 2025-11-13 Публичное акционерное общество "Газпром" Абсорбент для извлечения диоксида углерода из углеводородных газов

Families Citing this family (20)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE10036173A1 (de) * 2000-07-25 2002-02-07 Basf Ag Verfahren zum Entsäuern eines Fluidstroms und Waschflüssigkeit zur Verwendung in einem derartigen Verfahren
FR2814379B1 (fr) * 2000-09-26 2002-11-01 Inst Francais Du Petrole Procede de desacidification d'un gaz par absorption dans un solvant avec un controle de la temperature
US20020162454A1 (en) * 2001-05-07 2002-11-07 Liang Hu Method for gas separation by phase enhanced gas-liquid absorption
CA2405635A1 (en) 2002-09-27 2004-03-27 C02 Solution Inc. A process and a plant for the production of useful carbonated species and for the recycling of carbon dioxide emissions from power plants
FR2866345B1 (fr) * 2004-02-13 2006-04-14 Inst Francais Du Petrole Procede de traitement d'un gaz naturel avec extraction du solvant contenu dans le gaz naturel purifie
WO2006089423A1 (en) 2005-02-24 2006-08-31 Co2 Solution Inc. An improved co2 absorption solution
JP5230080B2 (ja) 2006-06-06 2013-07-10 三菱重工業株式会社 吸収液、ｃｏ２の除去装置及び方法
KR20090039779A (ko) * 2006-07-17 2009-04-22 커먼웰쓰 사이언티픽 앤드 인더스트리얼 리서치 오가니제이션 태양열 에너지를 이용한 ｃｏ₂포집
DE102009009753B4 (de) * 2009-02-20 2014-01-30 Mt-Biomethan Gmbh Verfahren zur chemisorptiven Reinigung von Bio- oder Klärgas
DE102009012452A1 (de) * 2009-03-12 2010-09-16 Uhde Gmbh Verfahren zur Verminderung von Olefinverlusten bei der Entfernung von Kohlendioxid aus einem Olefinstrom aus Dehydrierungsreaktionen
EP2283911A1 (en) * 2009-08-11 2011-02-16 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process for removing CO2 and/or H2S from a gas comprising CO2 and/or H2S
DE102010004073A1 (de) * 2010-01-05 2011-07-07 Uhde GmbH, 44141 CO2-Entfernung aus Gasen mit niedrigen CO2-Partialdrücken mittels 1,2 Diaminopropan
CN102284227A (zh) * 2011-08-11 2011-12-21 大连理工大学 一种用复合脱碳溶液捕集混合气体中二氧化碳的方法
CN104174254A (zh) * 2013-05-22 2014-12-03 中国石油化工股份有限公司 从含有co2气体混合物中选择性脱除h2s的吸收液
CN104117265A (zh) * 2014-08-13 2014-10-29 中电投远达环保工程有限公司 适用于igcc电厂烟气中co2气体吸收的混合吸收剂
CN104492226B (zh) * 2014-12-12 2016-08-24 大连理工大学 一种用于捕集混合气体中二氧化碳的非水脱碳溶液及其应用
CN109529547A (zh) 2018-12-24 2019-03-29 大连理工大学 可降低吸湿性影响的捕集混合气体中二氧化碳的脱碳溶液
CN111234884B (zh) * 2019-09-26 2024-11-01 华南理工大学 利用钙基吸收剂吸收热解气中co2的系统及其控制方法
WO2025108960A1 (en) 2023-11-22 2025-05-30 Clariant International Ltd Method and system for removing co2 gas from a gas stream
CN120037770B (zh) * 2025-04-24 2025-08-05 绍兴兴欣新材料股份有限公司 用于二氧化碳捕集的高负荷液-液相变吸收剂及其应用

Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4406868A (en) * 1981-11-13 1983-09-27 Phillips Petroleum Company Process and apparatus for removing H2 S from gas streams
EP0107783A1 (de) * 1982-10-02 1984-05-09 BASF Aktiengesellschaft Verfahren zum Entfernen von CO2 und/oder H2S aus Gasen
US4466946A (en) * 1982-03-12 1984-08-21 Standard Oil Company (Indiana) CO2 Removal from high CO2 content hydrocarbon containing streams
US4749555A (en) * 1986-10-02 1988-06-07 Shell Oil Company Process for the selective removal of hydrogen sulphide and carbonyl sulfide from light hydrocarbon gases containing carbon dioxide
FR2631852A1 (fr) * 1988-05-24 1989-12-01 Elf Aquitaine Liquide absorbant des gaz acides renfermant une composante alcanolamine tertiaire et un activateur d'absorption du co2 et son application a la desacidification de gaz contenant co2 et eventuellement d'autres gaz acides
SU1537125A3 (ru) * 1981-06-15 1990-01-15 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. (Фирма) Способ очистки газа от сероводорода и двуокиси углерода
RU2040956C1 (ru) * 1988-05-24 1995-08-09 Сосьете Насьональ ЕЛФ Акитэн (Продюксьон) Абсорбент для очистки промышленных газов от кислых компонентов и способ очистки промышленных газов от кислых компонентов

Family Cites Families (19)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3502428A (en) * 1966-10-12 1970-03-24 Lummus Co Purification of gases
DE1567717B2 (de) * 1966-12-16 1975-09-04 Metallgesellschaft Ag, 6000 Frankfurt Verfahren zur Auswaschung von Kohlendioxid aus wasserstoffhaltigen Synthesegasen
US3463603A (en) * 1967-03-17 1969-08-26 Shell Oil Co Method of separating acidic gases from gaseous mixture
DE2551717C3 (de) * 1975-11-18 1980-11-13 Basf Ag, 6700 Ludwigshafen und ggf. COS aus Gasen
US4100257A (en) * 1977-02-14 1978-07-11 Exxon Research & Engineering Co. Process and amine-solvent absorbent for removing acidic gases from gaseous mixtures
DE3308088A1 (de) * 1983-03-08 1984-09-27 Basf Ag, 6700 Ludwigshafen Verfahren zum entfernen von co(pfeil abwaerts)2(pfeil abwaerts) und/oder h(pfeil abwaerts)2(pfeil abwaerts)s aus gasen
US4553984A (en) * 1984-03-06 1985-11-19 Basf Aktiengesellschaft Removal of CO2 and/or H2 S from gases
CA1254231A (en) * 1984-12-03 1989-05-16 Guido Sartori Diaminoalcohols, their preparation and their use as acid gas removal agents
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
US4696803A (en) * 1986-02-13 1987-09-29 Texaco Inc. Treatment of gas streams for removal of acid gases
FR2600554B1 (fr) * 1986-06-30 1988-09-02 Elf Aquitaine Procede et dispositif pour la desacidification d'un gaz renfermant h2s ou/et co2 ainsi que des mercaptans
US5273679A (en) * 1986-10-30 1993-12-28 Toho Kagaku Kogyo Co., Ltd. Stabilizers for compositions for acid gas absorbent
CA1340632C (fr) * 1988-05-24 1999-07-06 Jean-Louis Peytavy Liquide absorbant des gaz acides renfermant une composante alcanolamine tertiaire et un activateur d'absorption du co2 et son application a la desacidification de gaz contenant co2 et eventuellement d'autres gaz acides
US5277885A (en) * 1988-05-24 1994-01-11 Elf Aquitaine Production Liquid absorbing acidic gases and use thereof in deacidification of gases
US5246619A (en) * 1989-11-17 1993-09-21 The Dow Chemical Company Solvent composition for removing acid gases
US5462721A (en) * 1994-08-24 1995-10-31 Crescent Holdings Limited Hydrogen sulfide scavenging process
US5861051A (en) * 1996-03-06 1999-01-19 Huntsman Petrochemical Corporation Process for removing carbon dioxide from gas mixture
JP3761960B2 (ja) * 1996-03-19 2006-03-29 仁美 鈴木 ガス中の二酸化炭素の除去方法
US6165432A (en) * 1998-09-30 2000-12-26 The Dow Chemical Company Composition and process for removal of acid gases

Patent Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU1537125A3 (ru) * 1981-06-15 1990-01-15 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. (Фирма) Способ очистки газа от сероводорода и двуокиси углерода
US4406868A (en) * 1981-11-13 1983-09-27 Phillips Petroleum Company Process and apparatus for removing H2 S from gas streams
US4466946A (en) * 1982-03-12 1984-08-21 Standard Oil Company (Indiana) CO2 Removal from high CO2 content hydrocarbon containing streams
EP0107783A1 (de) * 1982-10-02 1984-05-09 BASF Aktiengesellschaft Verfahren zum Entfernen von CO2 und/oder H2S aus Gasen
US4749555A (en) * 1986-10-02 1988-06-07 Shell Oil Company Process for the selective removal of hydrogen sulphide and carbonyl sulfide from light hydrocarbon gases containing carbon dioxide
FR2631852A1 (fr) * 1988-05-24 1989-12-01 Elf Aquitaine Liquide absorbant des gaz acides renfermant une composante alcanolamine tertiaire et un activateur d'absorption du co2 et son application a la desacidification de gaz contenant co2 et eventuellement d'autres gaz acides
RU2040956C1 (ru) * 1988-05-24 1995-08-09 Сосьете Насьональ ЕЛФ Акитэн (Продюксьон) Абсорбент для очистки промышленных газов от кислых компонентов и способ очистки промышленных газов от кислых компонентов

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2480401C2 (ru) * 2007-10-09 2013-04-27 Мт-Биометан Гмбх Способ и установка для регенерации аминсодержащего раствора для промывки, поступающего при очистке газа
RU2526387C1 (ru) * 2010-07-20 2014-08-20 Саншайн Кайди Нью Энерджи Груп Ко., Лтд. Способ и устройство для низкотемпературного пиролиза биомассы и высокотемпературной газификации биомассы
RU2850783C1 (ru) * 2024-07-16 2025-11-13 Публичное акционерное общество "Газпром" Абсорбент для извлечения диоксида углерода из углеводородных газов

Also Published As

Publication number Publication date
GB2336597A (en) 1999-10-27
WO1999054024A1 (fr) 1999-10-28
GB9908991D0 (en) 1999-06-16
EP0991461B1 (fr) 2003-12-03
NO319910B1 (no) 2005-09-26
EP0991461A1 (fr) 2000-04-12
CA2295707C (fr) 2008-01-15
MY118166A (en) 2004-09-30
OA11244A (fr) 2003-07-24
FR2777802A1 (fr) 1999-10-29
ATE255458T1 (de) 2003-12-15
DE69913283T2 (de) 2004-05-27
NO984911L (no) 1999-10-25
GB2336597B (en) 2002-07-31
CA2295707A1 (fr) 1999-10-28
FR2777802B1 (fr) 2000-06-23
NO984911D0 (no) 1998-10-22
US6290754B1 (en) 2001-09-18
DE69913283D1 (de) 2004-01-15

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2201282C2 (ru) Регенеративный способ раскисления газа, содержащего co2, а также жидкие углеводороды, с помощью жидкого абсорбента на основе активированного метилдиэтаноламина
CA2872514C (en) Aqueous alkanolamine absorbent composition comprising piperazine for enhanced removal of hydrogen sulfide from gaseous mixtures and method for using the same
AU2006325350B2 (en) Process for the recovery of carbon dioxide
US7374734B2 (en) Absorbing agent and method for eliminating acid gases from fluids
RU2239488C2 (ru) Абсорбирующие композиции для удаления кислых газов из газовых потоков
JP2925619B2 (ja) 第三級アルカノールアミン成分及びｃｏ２吸収活性剤を含有する酸性ガス吸収液体並びにｃｏ２及び任意にその他の酸性ガスを含むガスの脱酸へのその使用
EP2866919B1 (en) Aqueous alkanolamine solution and process for the removal of h2s from gaseous mixtures
US6939393B2 (en) Method for neutralizing a stream of fluid, and washing liquid for use in one such method
JP2006136885A (ja) 部分再生吸収剤溶液によるガス脱酸方法
RU2000101834A (ru) Регенеративный способ раскисления газа, содержащего co2, а также жидкие углеводороды, с помощью жидкого абсорбента на основе активированного метилдиэтаноламина
AU1695401A (en) Method for removing cos from a stream of hydrocarbon fluid and wash liquid for use in a method of this type
JP2007533431A (ja) 酸性ガスを流体の流れから除去することによって高い圧力下にある酸性ガス流を取得する方法
CA2927937A1 (en) Hybrid solvent formulations for total organic sulfur removal and total acidic gas removal
EP3038736A1 (en) Gas sweetening solvents containing quaternary ammonium salts
CN100525883C (zh) 纯化气体的方法
CN109420409B (zh) 从气流中选择性除去含有h2s和co2的酸性气的吸收剂及方法
US10363519B2 (en) Aqueous alkanolamine composition and process for the selective removal of hydrogen sulfide from gaseous mixtures
RU2513400C1 (ru) Абсорбент для очистки газов от h2s и со2
JPH07258665A (ja) ガス中の硫化水素と二酸化炭素を除去する方法
JPH0117733B2 (ru)