RU2341324C2 - Улучшенная композиция и способ для удаления карбонилсульфида из содержащего его кислотного газа - Google Patents

Улучшенная композиция и способ для удаления карбонилсульфида из содержащего его кислотного газа Download PDF

Info

Publication number
RU2341324C2
RU2341324C2 RU2005132473/15A RU2005132473A RU2341324C2 RU 2341324 C2 RU2341324 C2 RU 2341324C2 RU 2005132473/15 A RU2005132473/15 A RU 2005132473/15A RU 2005132473 A RU2005132473 A RU 2005132473A RU 2341324 C2 RU2341324 C2 RU 2341324C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
carbon atoms
group
formula
cos
represents hydrogen
Prior art date
Application number
RU2005132473/15A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2005132473A (ru
Inventor
Крейг Н. ШУБЕРТ (US)
Крейг Н. Шуберт
Арнольд С. ЭШКРАФТ (US)
Арнольд С. ЭШКРАФТ
Original Assignee
Дау Глобал Текнолоджиз Инк.
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 Дау Глобал Текнолоджиз Инк. filed Critical Дау Глобал Текнолоджиз Инк.
Publication of RU2005132473A publication Critical patent/RU2005132473A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2341324C2 publication Critical patent/RU2341324C2/ru

Links

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
    • B01D53/34—Chemical or biological purification of waste gases
    • B01D53/46—Removing components of defined structure
    • B01D53/48—Sulfur compounds
    • 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
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/14—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
    • B01D53/1493—Selection of liquid materials for use as absorbents
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2257/00—Components to be removed
    • B01D2257/30—Sulfur compounds
    • B01D2257/308—Carbonoxysulfide COS
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02C—CAPTURE, STORAGE, SEQUESTRATION OR DISPOSAL OF GREENHOUSE GASES [GHG]
    • Y02C20/00—Capture or disposal of greenhouse gases
    • Y02C20/40—Capture or disposal of greenhouse gases of CO2

Abstract

Изобретение относится к химической промышленности и может применяться для газоочистки. Композиция растворителя содержит а) по меньшей мере один алкиловый эфир полиалкиленгликоля формулы (I) или 1,3-диметил-3,4,5,6-тетрагидро-2(1Н)пиримидинон или смесь N-формилморфолина и N-ацетилморфолина, и b) по меньшей мере, одно алканоламиновое соединение формулы (II) или, по меньшей мере, одно соединение пиперазина формулы (III). R1 представляет собой алкильную группу, имеющую от 1 до 6 атомов углерода. R2 представляет собой водород или алкильную группу, имеющую от 1 до 4 атомов углерода. Alk представляет собой алкиленовую группу, разветвленную или неразветвленную, имеющую от 2 до 4 атомов углерода, и n равно от 1 до 10. R3 представляет собой водород, алкильную группу, имеющую от 1 до 6 атомов углерода, или R4OH группу, где R4 представляет собой разветвленную или неразветвленную алкиленовую группу, имеющую от 1 до 6 атомов углерода. R5, независимо в каждом случае, представляет собой водород или гидроксиалкильную группу, имеющую от 1 до 4 атомов углерода. R6 представляет собой водород, алкильную группу, имеющую от 1 до 6 атомов углерода, или гидроксиалкильную группу, имеющую от 1 до 4 атомов углерода.
Figure 00000001
Figure 00000002
Figure 00000003
Предложенное изобретение позволяет селективно удалять карбонилсульфид (COS) из содержащих его газовых потоков с минимальным удалением CO2. 5 н. и 8 з.п. ф-лы, 8 табл.

Description

Настоящее изобретение относится к улучшенной композиции для селективного удаления карбонилсульфида (COS) из кислотного газа, содержащего COS и СО2, c минимальным поглощением диоксида углерода (СО2), а также к способу селективного удаления COS из кислотного газа, содержащего COS и СО2, с использованием данной улучшенной композиции.
Потоки природного газа и синтез-газа, полученные из природных источников газа, нефти или угля, в дополнение к другим примесям, таким как диоксид углерода (СО2), сероводород (H2S), диоксид серы (SO2), дисульфид углерода (CS2) и меркаптаны, часто содержат значительные количества карбонилсульфида (COS). Известны и описаны в литературе различные композиции и способы удаления кислотных газов, включая COS, из содержащего их газа.
Для селективного удаления H2S из потоков газа, содержащих H2S, СО2 и при желании другие компоненты, широко применяли конкретные физические растворители. Например, для достижения данной цели обычно указывают диалкиловые эфиры полиалкиленгликолей. Обычными из ряда раскрытий таких растворителей в данной области среди других являются заявки на европейский патент No. 0770420 А2 и патент США No. 3737392; 3824766; 3837143; 4044100; 4336233; 4581154; 4741745 и 4946620. В соответствии с данными ссылками, общеизвестно, что растворимость H2S в данных гликолях намного выше, чем растворимость СО2. Эта разница растворимостей лежит в основе селективного удаления H2S с помощью эфиров гликолей и других физических растворителей. К сожалению, растворимость COS в большинстве физических растворителей не слишком отличается от растворимости СО2. Следовательно, селективное удаление COS или COS и H2S из потоков газа, содержащих СО2 и при желании другие компоненты, оказывается трудным.
Конкретные третичные алканоламины (например, метилдиэтаноламин и триэтаноламин) широко применяли для селективного удаления H2S из потоков газа, которые также содержали СО2. Для обеспечения селективного удаления H2S использовали быстрое взаимодействие данных аминов с H2S и медленное взаимодействие с СО2. К сожалению, реакция данных аминов с COS приблизительно в 100 раз медленнее, чем реакция с СО2. Следовательно, третичные амины являются относительно неэффективными при выделении COS или COS и H2S из потоков, содержащих СО2.
Конкретные первичные и вторичные амины (например, моноэтаноламин, диэтаноламин, метилэтаноламин, аминоэтокси этанол, пиперазин) широко применяли для одновременного удаления H2S и СО2. Значительные количества СО2 и COS могут быть удалены, несмотря на то, что реакция COS с данными аминами также приблизительно в 100 раз медленнее, чем реакция с СО2. К сожалению, селективное удаление COS или COS и H2S с помощью первичных и вторичных аминов оказалось трудным, так как COS взаимодействует с данными аминами гораздо медленнее, чем СО2.
Селективное удаление COS или COS и H2S из потоков газа, содержащих СО2 и возможно другие компоненты, оказалось трудным, как с помощью физических, так и химических растворителей. Однако при осуществлении ряда общепринятых методов переработки углеводородов, желательно или необходимо снижение содержания COS до нескольких миллионных долей (ч/млн.об.) в силу некоторых причин, таких как чувствительность к COS катализатора, используемого в последующих операциях, и необходимость удовлетворения требований, касающихся содержания серы в производимых или выбрасываемых потоках газа, предусмотренных законом или контрактом. Присутствие COS при осуществлении некоторых промышленных способов удаления кислотного газа определяли как случай реакций деградации. Однако во многих случаях удаление СО2 из газовых смесей не является необходимым или желательным.
Известны различные способы и композиции растворителей для селективного удаления COS и H2S и других кислотных газов, таких как СО2, из содержащих их газовых смесей.
В патенте США No. 3989811 (Hill) раскрыт многостадийный способ удаления кислотных газов, а именно H2S, СО2 и серосодержащих соединений, включая CS2, COS и различных меркаптанов из высокосернистых газов. В данном многостадийном способе H2S, СО2 и COS поглощаются неселективным алканоламином. Регенерируемые кислотные газы затем приводят в контакт с селективным амином для получения отходящего газа колонны отпарки с высоким содержанием H2S, и потока низкого давления с высоким содержанием СО2. Подходящие алканоламины включают метилдиэтаноламин, триэтаноламин или один или более дипропаноламинов, такие как ди-н-пропаноламин или диизопропаноламин. Предпочтительный абсорбент для обработки газовых потоков, содержащих COS, также содержит значительное количество тетраметиленсульфона (незамещенного соединения, известного как сульфолан). В принципе, селективное удаление COS и H2S из исходного потока высокосернистого газа, может быть достигнуто при повторном сжатии и объединении основного, подвергнутого обработке газового потока с полученным потоком с высоким содержанием СО2. Однако капитальные и текущие расходы, связанные с необходимостью использования двух абсорберов, двух колонн отпарки и сжатия потока СО2 не склоняет чашу весов в сторону данного варианта, предполагая, что может быть найдена менее дорогостоящая альтернатива.
В патенте США No. 4482529 (Chen et al.) раскрыт одностадийный способ селективного удаления COS из газового потока, содержащего СО2. Небольшие количества бициклотретичного амина добавляли к физическому растворителю, как уже известно, селективному по отношению к H2S в присутствии СО2. Согласно изобретению, добавление бицикло третичного амина приводит к гидролизу COS до H2S и СО2. Результирующий эффект должен улучшить поглощение COS без существенного увеличения поглощения СО2. Применяемые физические растворители включают растворитель SELEXOL™ (смесь диметиловых эфиров полиэтиленгликоля, продаваемая Union Carbide Corporation под товарным знаком SELEXOL), сульфолан, метанол и другие.
В патенте США No. 4524050 (Chen et al.) раскрыт способ гидролиза COS в газовых потоках до H2S и СО2 с использованием твердых катализаторов на подложке на основе бициклотретичного амина.
В патенте США No. 4504449 (Doerges et al.) раскрыт способ селективного удаления H2S и возможно COS из газового потока, содержащего СО2, с использованием легко летучих вторичных аминов в органическом растворителе. Необходима комплексная схема регенерации. Применяемые вторичные амины представляют собой диэтиламин, диизопропиламин, метилизопропиламин, этилизопропиламин, дипропиламин, метил-н-бутиламин, метилизобутиламин и метил-втор-бутиламин. Применяемые органические растворители включают простые алкилированные эфиры полиэтиленгликоля, диоксид тетрагидротиофена и т.д.
В патенте США No. 4532116 (Doerges et al.) раскрыт способ удаления H2S и/или COS из синтез-газа с использованием, по меньшей мере, одного вторичного амина и органического растворителя. Несмотря на то, что достигается селективность к H2S и COS в присутствии СО2, способ является сложным. Необходимы две очищающие зоны - предварительная десульфуризирующая зона с использованием общепринятых циркулирующих и регенерируемых растворителей и десульфуризирующей зоны тонкой очистки или очищающей зоны с использованием нерегенирируемого растворителя. Десульфуризирующая зона тонкой очистки содержит теплообменник для конденсации нерегенирируемого растворителя. Применяемые органические растворители представляют собой метанол, этанол и изопропанол. Применяемые вторичные амины представляют собой N-этилэтанамин, N-(1-метилэтил)пропанамин, N-метил-2-пропанамин, N-этил-2-пропанамин, N-пропил-1-пропанамин, N-метил-1-бутанамин, N-2-диметил-1-пропанамин, N-метил-2-бутанамин.
В патенте США No. 4749555 (Bush) раскрыт способ селективного удаления H2S и COS без поглощения СО2 из газового потока с относительно большой концентрацией СО2 с использованием мостиковых аминов (бициклотретичный амин или бициклоамидин), третичных аминов, физического растворителя и воды. Применяемые физические растворители включают сульфолан, простые диметиловые эфиры полиэтиленгликоля и другие.
В патенте США No. 4980140 (Souby) раскрыт способ селективного отделения COS от H2S с использованием растворителя, содержащего третичный амин, физический вспомогательный растворитель и небольшое количество воды. Полезный физический вспомогательный растворитель включает сульфоны, сульфоксиды, гликоли и их моно и диэфиры, 1,3-диоксо гетероциклические соединения (диоксан и диоксолан), простые ароматические эфиры, ароматические углеводороды и N-алкилированные лактамы гамма или омега аминокислот.
В патенте США No. 5413627 (Landeck et al.) раскрыто селективное отделение H2S и COS от СО2 с использованием физического очищающего агента, содержащего в структуре гетероцикл с пятью или более атомами в цикле, который включает два гетероатома, один из которых является азотом и другой представляет собой кислород или азот. При атоме азота в цикле находится либо одинарная, либо двойная связь, если связь одинарная, азот является органозамещенным. Раскрыт широкий спектр очищающих агентов, включая 1,3-диметил-3,4,5,6-тетрагидро-2(1Н)пиримидинон (ДМТП).
В патенте США No. 5589149 (Garland et al.) раскрыты поглощающие растворители для удаления из газовых потоков меркаптанов без использования йода. Растворитель включает алкиловый эфир полиалкиленгликоля и при желании другие амины, такие как диалканоламины.
В патенте США No. 6277345 B1 (Stankowiak et al.) раскрыто применение поглощающей жидкости, содержащей, по меньшей мере, один диалканоламин, по меньшей мере, один простой алкиловый эфир полиалкиленгликоля и воду, для неселективного удаления СО2, H2S, COS и других кислотных газов из газа потока.
В патенте США No. 6102987 (Gross et al.) раскрыт способ удаления СО2 и серосодержащих соединений из природного газа и сырого синтез-газа абсорбцией смесью N-формилморфолина и N-ацетилморфолина при температурах между -20°С и +40°С и давлении от 10 до 150 бар.
В промышленности все еще существует потребность в улучшенной композиции для селективного удаления COS из газовых потоков, содержащих COS и СО2. Недавнее неожиданное открытие, заключается в том, что добавление первичного алканоламина, вторичного алканоламина или соединения пиперазина к алкиловому эфиру полиалкиленгликоля или 1,3-диметил-3,4,5,6-тетрагидро-2(1Н)-пиримидинону (ДМТП) приводит к селективному удалению COS из содержащих его газовых потоков с минимальным удалением СО2.
В одном аспекте настоящее изобретение относится к композиции растворителя для удаления COS из содержащего его газового потока, включающей
a) по меньшей мере, один алкиловый эфир полиалкиленгликоля формулы
Figure 00000005
где R1 представляет собой алкильную группу, имеющую от 1 до 6 атомов углерода; R2 представляет собой водород или алкильную группу, имеющую от 1 до 4 атомов углерода; Alk представляет собой алкиленовую группу, разветвленную или неразветвленную, имеющую от 2 до 4 атомов углерода, и n равно от 1 до 10; и
b) по меньшей мере, одно алканоламиновое соединение формулы
Figure 00000006
или
по меньшей мере, одно соединение пиперазина формулы
Figure 00000007
,
где R3 представляет собой водород, алкильную группу, имеющую от 1 до 6 атомов углерода, или R4OH группу; R4 представляет собой разветвленную или неразветвленную алкиленовую группу, имеющую от 1 до 6 атомов углерода; R5, независимо в каждом случае, представляет собой водород, гидроксиалкильную группу, имеющую от 1 до 4 атомов углерода; и R6 представляет собой водород, алкильную группу, имеющую от 1 до 6 атомов углерода, или гидроксиалкильную группу, имеющую от 1 до 4 атомов углерода.
В другом аспекте настоящее изобретение относится к композиции растворителя для удаления COS из содержащего его газового потока, включающей
а) 1,3-диметил-3,4,5,6-тетрагидро-2(1Н)-пиримидинон; и
b) по меньшей мере, одно алканоламиновое соединение формулы
Figure 00000006
или
по меньшей мере, одно соединение пиперазина формулы
Figure 00000007
,
где R3 представляет собой водород, алкильную группу, имеющую от 1 до 6 атомов углерода, или R4OH группу; R4 представляет собой разветвленную или неразветвленную алкиленовую группу, имеющую от 1 до 6 атомов углерода; R5, независимо в каждом случае, представляет собой водород или гидроксиалкильную группу, имеющую от 1 до 4 атомов углерода; и R6 представляет собой водород, алкильную группу, имеющую от 1 до 6 атомов углерода или гидроксиалкильную группу, имеющую от 1 до 4 атомов углерода.
В другом аспекте настоящее изобретение относится к способу селективного удаления COS из содержащего его газового потока, включающему обработку газового потока композицией растворителя, включающей
а) по меньшей мере, один алкиловый эфир полиалкиленгликоля формулы
Figure 00000005
где R1 представляет собой алкильную группу, имеющую от 1 до 6 атомов углерода; R2 представляет собой водород или алкильную группу, имеющую от 1 до 4 атомов углерода; Alk представляет собой алкиленовую группу, разветвленную или неразветвленную, имеющую от 2 до 4 атомов углерода, и n равно от 1 до 10; и
b) по меньшей мере, одно алканоламиновое соединение формулы
Figure 00000006
или
по меньшей мере, одно соединение пиперазина формулы
Figure 00000007
,
где R3 представляет собой водород, алкильную группу, имеющую от 1 до 6 атомов углерода, или R4OH группу; R4 представляет собой разветвленную или неразветвленную алкиленовую группу, имеющую от 1 до 6 атомов углерода; R5, независимо в каждом случае, представляет собой водород или гидроксиалкильную группу, имеющую от 1 до 4 атомов углерода; и R6 представляет собой водород, алкильную группу, имеющую от 1 до 6 атомов углерода, или гидроксиалкильную группу, имеющую от 1 до 4 атомов углерода.
В еще одном аспекте настоящее изобретение относится к способу селективного удаления COS из содержащего его газового потока, включающему обработку газового потока композицией растворителя, включающей
а) 1,3-диметил-3,4,5,6-тетрагидро-2(1Н)-пиримидинон; и
b) по меньшей мере, одно алканоламиновое соединение формулы
Figure 00000006
или
по меньшей мере, одно соединение пиперазина формулы
Figure 00000007
,
где R3 представляет собой водород, алкильную группу, имеющую от 1 до 6 атомов углерода, или R4OH группу; R4 представляет собой разветвленную или неразветвленную алкиленовую группу, имеющую от 1 до 6 атомов углерода; R5, независимо в каждом случае, представляет собой водород или гидроксиалкильную группу, имеющую от 1 до 4 атомов углерода; и R6 представляет собой водород, алкильную группу, имеющую от 1 до 6 атомов углерода, или гидроксиалкильную группу, имеющую от 1 до 4 атомов углерода.
В еще одном аспекте, настоящее изобретение относится к композиции растворителя для удаления COS из содержащего его газового потока, включающей
а) смесь N-формилморфолина и N-ацетилморфолина; и
b) по меньшей мере, одно алканоламиновое соединение формулы
Figure 00000006
или
по меньшей мере, одно соединение пиперазина формулы
Figure 00000007
,
где R3 представляет собой водород, алкильную группу, имеющую от 1 до 6 атомов углерода, или R4OH группу; R4 представляет собой разветвленную или неразветвленную алкиленовую группу, имеющую от 1 до 6 атомов углерода; R5, независимо в каждом случае, представляет собой водород или гидроксиалкильную группу, имеющую от 1 до 4 атомов углерода; и R6 представляет собой водород, алкильную группу, имеющую от 1 до 6 атомов углерода, или гидроксиалкильную группу, имеющую от 1 до 4 атомов углерода.
В еще одном аспекте, настоящее изобретение относится к способу селективного удаления COS из содержащего его газового потока, включающему обработку газового потока композицией растворителя, включающей
а) смесь N-формилморфолина и N-ацетилморфолина; и
b) по меньшей мере, одно алканоламиновое соединение формулы
Figure 00000006
или
по меньшей мере, одно соединение пиперазина формулы
Figure 00000007
,
где R3 представляет собой водород, алкильную группу, имеющую от 1 до 6 атомов углерода, или R4OH группу; R4 представляет собой разветвленную или неразветвленную алкиленовую группу, имеющую от 1 до 6 атомов углерода; R5, независимо в каждом случае, представляет собой водород или гидроксиалкильную группу, имеющую от 1 до 4 атомов углерода; и R6 представляет собой водород, алкильную группу, имеющую от 1 до 6 атомов углерода, или гидроксиалкильную группу, имеющую от 1 до 4 атомов углерода.
Использованные здесь термины «газ», «кислотный газ» и «газовый поток» означают природный газ, углеводородный газ, синтез-газ, паровые газы, подвергнутые риформингу, и любой другой газ, содержащий COS, СО2 и другие газообразные компоненты, такие как сероводород, метан, этан, пропан, водород, монооксид углерода, меркаптаны и т.д. Выражение «минимальное дополнительное удаление СО2» означает дополнительную абсорбцию, составляющую менее одной третей СО2, присутствующего в сырьевом газе, благодаря наличию дополнительного компонента амина, все остальные условия остаются теми же.
Согласно настоящему изобретению неожиданно было обнаружено, что композиции растворителей настоящего изобретения обладают отличной селективностью при удалении COS из содержащего его газового потока с минимальным дополнительным удалением СО2.
Совершенно неожиданно было обнаружено, что добавление алканоламинового соединения формулы II, упомянутого выше, или соединения пиперазина формулы III, упомянутого выше, к, по меньшей мере, одному алкиловому эфиру полиалкиленгликоля формулы I, упомянутого выше, и, конкретно, к смеси эфиров полиалкиленгликоля формулы I, упомянутой выше, такой как растворитель SELEXOL™, приводит к удалению значительно большего количества COS, находящегося в газовых потоках с минимальным дополнительным удалением СО2.
Так же в равной степени неожиданно было обнаружено, что добавление алканоламинового соединения формулы II, упомянутого выше, или соединения пиперазина формулы III, упомянутого выше, к 1,3-диметил-3,4,5,6-тетрагирдро-2(1Н)пиридинону обеспечивает удаление значительно большего количества COS, присутствующего в потоках газа, с минимальным дополнительным удалением СО2.
Алкиловые эфиры полиалкилена формулы I, подходящие для практического осуществления настоящего изобретения, хорошо известны и включают, но не ограничиваются, диметиловый эфир диэтиленгликоля, диизопропиловый эфир диэтиленгликоля, диметиловый эфир триэтиленгликоля, диизопропиловый эфир триэтиленгликоля, диметиловый эфир тетраэтиленгликоля, диизопропиловый эфир тетраэтиленгликоля, диметиловый эфир пентаэтиленгликоля, диизопропиловый эфир пентаэтиленгликоля, диметиловый эфир гексаэтиленгликоля, диизопропиловый эфир гексаэтиленгликоля, диметиловый эфир гептаэтиленгликоля, диметиловый эфир октаэтиленгликоля, диметиловый эфир нонаэтиленгликоля, диметиловый эфир декаэтиленгликоля и любую их смесь.
Предпочтительным алкиловым эфиром полиэтиленгликоля является смесь, состоящая из диметиловых эфиров полиэтиленгликолей формулы CH3O(C2H4O)nCH3, где n равно от 2 до 10. Конкретно, предпочтительным алкиловым эфиром полиэтиленгликоля является смесь диметиловых эфиров полиэтиленгликолей, продаваемых под товарным знаком SELEXOL Union Carbide Corporation. Растворитель SELEXOL™ является смесью диметиловых эфиров полиэтиленгликолей, включающей от 0 до 0,5 мас.% диметилового эфира диэтиленгликоля, от 5 до 7 мас.% диметилового эфира триэтиленгликоля, от 16 до 18 мас.% диметилового эфира тетраэтиленгликоля, от 23 до 25 мас.% диметилового эфира пентаэтиленгликоля, от 22 до 24 мас.% диметилового эфира гексаэтиленгликоля, от 15 до 17 мас.% диметилового эфира гептаэтиленгликоля, от 8 до 10 мас.% диметилового эфира октаэтиленгликоля, от 3 до 5 мас.% диметилового эфира нонаэтиленгликоля и от 1 до 2 мас.% диметилового эфира декаэтиленгликоля. Растворитель SELEXOL™ широко применяется при обработке газа для удаления кислотных газов. Однако известно, что в силу свойств растворителя (низкая растворяющая способность) и специфических условий применения (низкое парциальное давление COS) удаление COS с помощью растворителя SELEXOL™ является неэффективным. Весьма успешно для повышения эффективности удаления COS с помощью растворителя SELEXOL™ использовали добавление конкретных аминов, таких как бициклические третичные амины и третичные амины. Недавно было обнаружено, что растворитель SELEXOL™, содержащий алканоламины формулы II, приведенной в данном описании, или соединение пиперазина формулы III, указанное выше, неожиданно являются селективными при удалении COS из газов в присутствии СО2.
Алканоламиновые соединения формулы II, применяемые при практическом осуществлении настоящего изобретения, хорошо известны и включают как первичные, так и вторичные алканоламины. Предпочтительными алканоламиновыми соединениями формулы II являются первичные алканоламины. Неограничивающими примерами алканоламиновых соединений являются моноэтаноламин (МЭА), диэтаноламин (ДЭА), метилэтаноламин (НМЭА), диизопропаноламин (ДИПА) и 2-(2-аминоэтокси)этанол (АЭЭ), также известный как диэтиленгликольамин (доступный в Huntsman Corporation под товарным знаком DGA).
Настоящее изобретение является особенно полезным при десульфуризации, стадии Комплексного Комбинированного Цикла Газификации (ККЦГ) с использованием системы ККЦГ, состоящей из общеизвестного растворителя SELEXOL™, элемента для удаления кислотного газа, неподвижного слоя каталитического преобразователя для снижения концентрации карбонилсульфида (COS) в газовой фазе и теплообменника перед элементом, несущим растворитель SELEXOL™. Неожиданно было обнаружено, что добавление алканоламинового соединения формулы II, указанного выше, к растворителю SELEXOL™ приводит к селективному удалению COS из подаваемого газа в присутствии СО2 с минимальным удалением СО2. Так же значительно снижены затраты обусловленные наличием неподвижного слоя каталитического преобразователя.
Условия осуществления способа являются такими же как для ККЦГ, так как способ настоящего изобретения селективного удаления COS из потоков газа был введен в стадию десульфуризации Комплексного Комбинированного Цикла Газификации (ККЦГ). Данные условия хорошо известны специалистам в данной области.
Все доли, процентные соотношения и соотношения в данном описании являются массовыми, если не указано иначе.
В дальнейшем изобретение будет освещено при рассмотрении следующих примеров, которые для настоящего изобретения являются исключительно иллюстративными и ни коем образом не ограничивают его.
В описании примеров используются следующие соединения.
МЭА представляет собой моноэтаноламин;
ДЭА представляет собой диэтаноламин;
ТЭА представляет собой триэтаноламин;
НМЭА представляет собой метилэтаноламин;
ДИПА представляет собой диизопропаноламин;
ГЭП представляет собой гидроксиэтилпиперазин;
МДЭА представляет собой метилдиэтаноламин;
ДМЭА представляет собой диметилэтаноламин;
ДБУ представляет собой 1,8-диазабицикло[5.4.0]ундек-7-ен;
ДБН представляет собой 1,5-диазабицикло[4.3.0]нон-5-ен;
ДАБЦО представляет собой 1,4-диазабицикло[2.2.2]октан, продаваемый Air Products and Chemicals, Inc. под товарным знаком DABCO.
ДМТП представляет собой 1,3-диметил-3,4,5,6-тетрагидро-2(1Н)пиримидинон;
Хинуклидин представляет собой 1,4-этанолпиперидин; и
АЭЭ представляет собой 2-(2-аминоэтокси)этанол.
Примеры с 1 по 10 и сравнительные примеры с 1 по 12
Эффективность действия растворителя SELEXOL™ отдельно и смеси растворителя SELEXOL™ и дополнительных компонентов известного уровня техники была оценена с помощью модельного стеклянного адсорбционно-десорбционного аппарата со следующими характеристиками:
а) стандартные условия подачи газа (10 мол.% СО2, 1,6 мол.% COS и остальное азот, приблизительно 3 л/мин, 80°F),
b) стандартные условия подачи жидкости (приблизительно 11 кс/мин, 80°F),
с) стандартное количество абсорбционных и десорбционных ступеней (небольшие тарелки, 25 абсорбер, 20 десорбер),
d) приблизительно стандартный расход тепла на процесс десорбции,
e) стандартное количество используемых дополнительных компонентов (приблизительно 3 мас.%),
f) анализ газовой фазы проводился с помощью газовой хроматографии, содержание воды в жидкой фазе определяли по методу Карла Фишера,
g) тщательное поддерживание установившегося режима работы;
h) содержание COS в жидкой фазе не измеряли;
i) в газах, отводимых сверху колонны, не определяли содержание COS или H2S.
Результаты оценки эффективности действия различных растворителей для обработки газов представлены в таблицах ниже.
Таблица 1
Оценка эффективности удаления COS с помощью растворителя SELEXOL™ и дополнительных компонентов известного уровня техники
Растворитель COS Абсорбция (% от подаваемого) СО2 Абсорбция (% от подаваемого)
Растворитель SELEXOL™* 0,7 0,7
Растворитель SELEXOL™* 1,2 0,2
S+3 мас.% 1,4-4-диазобицикло[2.2.2]октан (ДАБЦО)* 2,6 0,0
S+3 мас.% хинуклидин* 5,1 -0,2
S+3 мас.% 1,5-5-диазобицикло[4.3.0]нон-5-ен (ДБН)* 3,1 -0,6
S+3 мас.% 1,8-8-диазобицикло[5.4.0]ундек-7-ен (ДБУ)* 2,5 0,5
S+3 мас.% триэтаноламин (ТЭА)* 2,0 0,5
S+3 мас.% триэтаноламин (ТЭА)* -0,7 2,7
S+3 мас.% метилдиэтаноламин (МДЭА)* 1,3 1,3
S+3 мас.% диметилэтаноламин (ДМЭА)* 2,0 0,0
S+3 мас.% гидроксиэтилпиперазин (ГЭП) 17,1 0,7
S+3 мас.% диизопропаноламин (ДИПА) 18,9 1,0
S+3 мас.% диэтаноламин (ДЭА) 18,9 2,8
S+3 мас.% диэтаноламин (ДЭА) 28,3 0,1
S+3 мас.% моноэтаноламин (МЭА) 28,3 -0,7
S+3 мас.% пиперазин 29,1 0,8
S+3 мас.% метилэтаноламин (НМЭА)** 6,6 -0,6
S+3 мас.% метилэтаноламин
(НМЭА)		 52,1 0,9
S+3 мас.% метилэтаноламин (НМЭА) 50,3 1,1
ДМТП* 5,8 -1,0
ДМТП* 3,6 -1,1
ДМТП+S+3 мас.% диэтаноламина 40,1 0,6
*не является примером настоящего изобретения
**ложный результат эксперимента
S = растворитель SELEXOL™
Таблица 2
  Сравнительный пример 1 Пример 1 Пример 2 Сравнительный пример 2 Сравнительный пример 3
Основной растворитель Растворитель SELEXOL™ Растворитель SELEXOL™ Растворитель SELEXOL™ ДМТП Растворитель SELEXOL™
Дополнительный компонент 0 Пиперазин НМЭА нет ДБУ
Концентрация дополнительного компонента (мас.%) 25 3 3 0 3
#Тарелки абсорбера 20 25 25 25 25
#Тарелки десорбера   20 20 20 20
Общая скорость подачи газа (см3/мин) 2997 2996 2995 3026 3008
Подаваемый СО2 (моль.%) 10,09 10,18 10,06 9,64 11,06
Подаваемый COS (моль.%) 1,48 1,51 1,51 1,21 1,63
СО2 после десульфурирования (моль.%) 10,02 10,1 10,12 9,74 11,01
COS после десульфурирования (моль.%) 1,47 1,07 1,41 1,14 1,59
Абсорбер:          
Низкое содержание Н2О ( мас.%) 3,2 4 4,6 7,4 4,3
Небольшой поток растворителя (см3/мин) 11 11 11 11 11
Низкая Т (F) 80,7 78,8 79,8 79,8 80,5
Т подаваемого газа (F) 80,8 79,1 79,5 79,3 80,3
Т газа, подвергнутого десульфурированию (F) 81,6 79,5 80,6 79,8 80,8
Т насыщенного раствора (F) 79,3 77,6 78,1 77,9 77,1
Р абсорбера (в H2O) 28 28 28 28 28
Десорбер:          
Т горячего насыщенного раствора на входе (F) 239,1 220,3 232,5 229,1 231,5
Т газа, отводимого сверху колонны (С) 103 100 103 100 100
Т ребойлера (F) 264,7 258,3 254,6 270,5 259,5
Абсорбция COS (% от подаваемого) 0,7 29,1 6,6 5,8 2,5
Абсорбция СО2  (% от подаваемого) 0,7 0,8 -0,6 -1,0 0,5
Таблица 3
  Сравнительный пример 4 Сравнительный
пример 5		 Пример 3
Основной растворитель Растворитель SELEXOL™ Растворитель SELEXOL™ Растворитель SELEXOL™
Дополнительный компонент ДБН ДАБЦО ДЭА
Концентрация дополнительного компонента (мас.%) 3 3 3
Число тарелок абсорбера 25 25 25
Число тарелок десорбера 20 20 20
Общая скорость подачи газа (см3/мин) 3000 2999 3004
Подаваемый СО2 (мол.%) 10,9 10,26 10,3
Подаваемый COS (мол.%) 1,6 1,51 1,48
СО2 после десульфурирования (мол.%) 10,97 10,26 10,01
COS после десульфурирования (мол.%) 1,55 1,47 1,2
Абсорбер:      
Низкое содержание Н2О (мас.%) 4 3,6 4,1
Небольшой поток растворителя (см3/мин) 11 11 11
Низкая Т (F) 80,7 82,3 81,1
Т подаваемого газа (F) 80,3 81,8 81
Т газа, подвергнутого десульфурированию (F) 80,8 82,3 81,6
Т насыщенного раствора (F) 79,4 79,5 79,8
Р абсорбера (в Н2О) 28 28 28
Десорбер:      
Т горячего насыщенного раствора на входе (F) 227,6 246,5 226,7
Т газа, отводимого сверху колонны (С) 100 102 102
Т ребойлера (F) 259,9 260,6 256,1
Абсорбция COS (% от подаваемого) 3,1 2,6 18,9
Абсорбция СО2  (% от подаваемого) -0,6 0,0 2,8
Таблица 4
  Пример 4 Сравнительный пример 6 Сравнительный пример 7 Пример 5 Пример 6
Основной растворитель Растворитель SELEXOL™ Растворитель SELEXOL™ Растворитель SELEXOL™ Растворитель SELEXOL™ Растворитель SELEXOL™
Дополнительный компонент МЭА Хинуклидин нет ДЭА НМЭА
Концентрация дополнительного компонента (мас.%) 3 3 0 3 3
Число тарелок абсорбера 25 25 25 25 25
Число тарелок десорбера 20 20 20 20 20
Общая скорость подачи газа (см3/мин) 2999 2978 2985 2990 3012
Подаваемый СО2 (мол.%) 10,09 10,06 10,13 10,03 10,11
Подаваемый COS (мол.%) 1,8 1,76 1,72 1,7 1,67
СО2 после десульфурирования (мол.%) 10,16 10,08 10,11 10,02 10,02
COS после десульфурирования (мол.%) 1,29 1,67 1,7 1,43 0,8
Абсорбер:          
Низкое содержание Н2О (мас.%) 5,4 4,5 3,7 3,6 4
Небольшой поток растворителя (см3/мин) 11 11 11 11 11
Низкая Т (F) 79,7 80,7 82 83,2 80,9
Т подаваемого газа (F) 80,6 79,9 80,5 81,8 83,2
Т газа, подвергнутого десульфурированию(F) 81,1 81 81,4 83 83,5
Т насыщенного раствора (F) 78,6 76,7 77,8 80,9 82,5
Р абсорбера (в Н2О) 28 28 28 28 28
Десорбер:          
Т горячего насыщенного раствора на входе (F) 222,1 213,8 209,7 207,6 201,2
Т газа, отводимого сверху колонны (С) 109 103 105 101 100
Т ребойлера (F) 246,6 250,2 257,5 256,9 255,1
Абсорбция COS (% от подаваемого) 28,3 5,1 1,2 15,9 52,1
Абсорбция СО2  (% от подаваемого) -0,7 -0,2 0,2 0,1 0,9
Таблица 5
  Пример 7 Пример 8 Сравнительный пример 89 Пример 98 Сравнительный пример 9
Основной растворитель Растворитель SELEXOL™ Растворитель SELEXOL™ ДМТП Растворитель SELEXOL™ Растворитель SELEXOL™
Дополнительный компонент НМЭА ДИПА нет ГЭП ТЭА
Концентрация дополнительного компонента (мас.%) 3 3 0 3 3
Число тарелок абсорбера 25 25 25 25 25
Число тарелок десорбера 20 20 20 20 20
Общая скорость подачи газа (см3/мин) 3023 3013 3004 2990 3000
Подаваемый СО2 (мол.%) 10,08 10,08 10,02 10,06 10,01
Подаваемый COS (мол.%) 1,61 1,64 1,67 1,58 1,52
СО2 после десульфурирования (мол.%) 9,97 9,98 10,13 9,99 9,96
COS после десульфурирования (мол.%) 0,8 1,33 1,61 1,31 1,49
Абсорбер:          
Низкое содержание Н2О (мас.%) 3,7 4 8,2 3,2 3,6
Небольшой поток растворителя (см3/мин) 11 11 11 11 11
Низкая Т (F) 79,4 82,9 82,4 84,2 81
Т подаваемого газа (F) 78,4 81,3 81,1 82,4 79,3
Т газа, подвергнутого десульфурированию (F) 79,4 82,6 82 83,7 80,3
Т насыщенного раствора (F) 78,3 80,1 79,6 80,2 77,5
Р абсорбера (в Н2О) 28 28 28 28 28
Десорбер:          
Т горячего насыщенного раствора на входе (F) 200,2 206,7 198,9 197,5 180,5
Т газа, отводимого сверху колонны (С) 101 100 104 100 101
Т ребойлера (F) 255,6 255,6 271,3 258,4 255,7
Абсорбция COS (% от подаваемого) 50,3 18,9 3,6 17,1 2,0
Абсорбция СО2  (% от подаваемого) 1,1 1,0 -1,1 0,7 0,5
Таблица 6
  Сравнительный пример 10 Сравнительный пример 11 Пример 10 Сравнительный пример 12
Основной растворитель Растворитель SELEXOL™ Растворитель SELEXOL™ ДМТП Растворитель SELEXOL™
Дополнительный компонент ТЭА МДЭА ДЭА ДМЕА
Концентрация дополнительного компонента (мас.%) 3 3 3 3
Число тарелок абсорбера 25 25 25 25
Число тарелок десорбера 20 20 20 20
Общая скорость подачи газа (см3/мин) 3005 2995 2981 2994
Подаваемый СО2 (мол.%) 10,17 10,01 10,09 9,95
Подаваемый COS (мол.%) 1,48 1,52 1,52 1,47
СО2 после десульфурирования (мол.%) 9,9 9,88 10,03 9,95
COS после десульфурирования (мол.%) 1,49 1,5 0,91 1,44
Абсорбер:        
Низкое содержание Н2О (мас.%) 4,2 3,8 8,6 4
Небольшой поток растворителя (см3/мин) 11 11 11 11
Низкая Т (F) 82,6 82,6 80 80,3
Т подаваемого газа (F) 80,4 80,4 79 79,7
Т газа, подвергнутого десульфурированию(F) 81,9 81,8 79,6 81
Т насыщенного раствора (F) 77,8 78,5 79,4 76,9
Р абсорбера (в Н2О) 28 28 28 28
Десорбер:        
Т горячего насыщенного раствора на входе (F) 185,2 189,5 182,2 198,3
Т газа, отводимого сверху колонны (С) 102 108 105 108
Т ребойлера (F) 256,6 257,6 264,3 253,7
Абсорбция COS (% от подаваемого) -0,7 1,3 40,1 2,0
Абсорбция СО2  (% от от подаваемого) 2,7 1,3 0,6 0,0
Как видно из таблиц 1-6, приведенных выше, конкретные дополнительные амины известного уровня техники увеличивают эффективность удаления COS без существенного увеличения эффективности удаления СО2. Например, добавление ДАБЦО, хинуклидина, ДБН и БДУ к растворителю SELEXOL™ увеличивает эффективность удаление COS по сравнению с растворителем SELEXOL™ на от 1 до 2-5%.
Примеры с 11 по 15 и сравнительные примеры 13 и 14
Эффективность действия физического растворителя отдельно и смеси физического растворителя и дополнительных компонентов известного уровня техники была оценена с помощью модельного стеклянного адсорбционно-десорбционного аппарата со следующими характеристиками:
j) стандартные условия подачи газа (8,7-10 мол.% СО2, 1,1-1,5 мол.% COS и остальное азот, около 3 л/мин),
k) стандартные условия подачи жидкости (приблизительно 11 или 30 см3/мин, 80°F),
l) стандартное количество абсорбционных и десорбционных ступеней (небольшие тарелки, 25 абсорбер, 20 десорбер),
m) приблизительно стандартный расход тепла на процесс десорбции,
n) стандартное количество используемых дополнительных компонентов (приблизительно 3 мас.%),
o) анализ газовой фазы проводился с помощью газовой хроматографии, содержание воды в жидкой фазе определяли по методу Карла Фишера,
p) тщательное поддерживание установившегося режима работы,
q) содержание COS в жидкой фазе не измеряли,
r) в газах, отводимых сверху колонны, не определяли содержание COS или H2S.
Результаты оценки эффективности действия различных растворителей для обработки газов представлены ниже в таблицах 7 и 8.
Таблица 7
  Сравнительный пример 13 Пример 11 Пример 12 Пример 13
Основной растворитель SELEXOL™ SELEXOL™ SELEXOL™ SELEXOL™
Дополнительный компонент нет ГЭП ГЭП АЭЭ
Концентрация дополнительного компонента (мас.%) 0 3 3 3
#Тарелки абсорбера 25 25 25 25
#Тарелки десорбера 20 20 20 20
Общая скорость подачи газа (см3/мин) 2985 2985 2985 2985
Подаваемый СО2 (мол.%) 8,65 9,34 9,76 9,75
Подаваемый COS (мол.%) 1,48 1,47 1,44 1,43
СО2 после десульфурирования (мол.%) 8,65 8,14 8,61 8,36
COS после десульфурирования (мол.%) 1,33 0,52 0,58 0,41
Абсорбер:        
Низкое содержание Н2О (мас.%) 7,2 3,9 6,8 3,9
Небольшой поток растворителя (см3/мин) 30 30 30 30
Низкая Т (F) 81 85 84 85
Т подаваемого газа (F)1 89 89 89 89
Т газа, подвергнутого десульфурированию(F) 66 72 72 70
Т насыщенного раствора (F)2 83 88 88 87
Р абсорбера (в Н2О) 28 28 28 28
Десорбер:        
Т горячего насыщенного раствора на входе (F) 209 203 194 204
Т газа, отводимого сверху колонны (С) 215 216 215 214
Т ребойлера (F) 115 122 118 132
Абсорбция COS (% от подаваемого) 10 65 60 71
Абсорбция СО2  (% от подаваемого) 0 13 12 14
1измерено при пропускании подаваемого газа более горячим
2измерено в емкости под нижней абсорбционной тарелкой
Как видно из таблицы 7, приведенной выше, растворитель SELEXOL™ отдельно приводит к удалению около 10% COS из подаваемого газа, в то время как добавление около 3 мас.% ГЭП или АЭЭ к растворителю SELEXOL™ увеличивает эффективность удаления COS до 60-70%. Эффективность удаления СО2 увеличивается с 0 до 12-14%.
Таблица 8
  Сравнительный пример 14 Пример 14 Пример 15
Основной растворитель ДМТП ДМТП ДМТП
Дополнительный компонент нет ГЭП НМЭА
Концентрация дополнительного компонента (мас.%) 0 3 3
#Тарелки абсорбера 25 25 25
#Тарелки десорбера 20 20 20
Общая скорость подачи газа (см3/мин) 2985 2985 2985
Подаваемый СО2 (мол.%) 9,75 9,73 9,66
Подаваемый COS (мол.%) 1,43 1,43 1,42
СО2 после десульфурирования (мол.%) 9,47 9,14 8,69
COS после десульфурирования (мол.%) 1,31 0,45 0,0
Абсорбер:      
Низкое содержание Н2О (мас.%) 9,1 4,9 3,9
Небольшой поток растворителя (см3/мин) 11 11 11
Низкая Т (F) 76 79 82
Т подаваемого газа (F)1 85 84 77
Т газа, подвергнутого десульфурированию (F) 71 72 68
Т насыщенного раствора (F)2 82 83 82
Т абсорбера (в Н2О) 28 28 28
Десорбер:      
Т горячего насыщенного раствора на входе (F) 238 261 244
Т газа, отводимого сверху колонны (С) 216 212 211
Т ребойлера (F) 129 149 150
Абсорбция COS (% от подаваемого) 8 69 100
Абсорбция СО2  (% от подаваемого) 3 6 10
1измерено на выходе из устройства для нагревания подаваемого газа
2измерено в емкости под нижней тарелкой абсорбера
Как видно из таблицы 8, приведенной выше, растворитель ДМТП отдельно приводит к удалению из подаваемого газа около 8% COS, в то время как добавление около 3 мас.% ГЭП или НМЭА к растворителю ДМТП увеличивает эффективность удаления COS до приблизительно 69-100%. Эффективность удаления СО2 увеличивается с 3 до 6-10%.
Как видно из таблиц 1-8, приведенных выше, все композиции растворителей настоящего изобретения продемонстрировали заметное увеличение эффективности удаления COS с минимальным дополнительным удалением СО2. В целом композиции растворителей настоящего изобретения, включающие растворитель SELEXOL™ и алканоламин формулы II или соединение пиперазина формулы III, привели к удалению COS в количестве от 17% до 52%, по сравнению с растворителем SELEXOL™ отдельно, который привел к удалению COS в количестве только около 1 процента. Таким образом, композиции растворителей настоящего изобретения, включающая ДМТП и алканоламин формулы II, обеспечили удаление COS в количестве от 40-100 процента по сравнению с ДМТП отдельно, который обеспечивает удаление COS в количестве от 3 до 8%. Подобные масштабы увеличения эффективности удаления COS с помощью композиций растворителей настоящего изобретения были совершенно неожиданны и не прогнозируемы.
Другие воплощения изобретения будут очевидны специалистам в данной области при рассмотрении данного описания или при практическом осуществлении изобретения, раскрытого в описании. Предполагается, что описание и примеры, передающие объем и дух изобретения, отраженные в следующих пунктах, будут рассмотрены как исключительно иллюстративные.

Claims (13)

1. Способ селективного удаления COS из газового потока, содержащего COS и CO2, включающий приведение в контакт газового потока и композиции растворителя, содержащей
a) по меньшей мере, один алкиловый эфир полиалкиленгликоля формулы
Figure 00000008
где R1 представляет собой алкильную группу, имеющую от 1 до 6 атомов углерода; R2 представляет собой водород или алкильную группу, имеющую от 1 до 4 атомов углерода; Alk представляет собой алкиленовую группу, разветвленную или неразветвленную, имеющую от 2 до 4 атомов углерода, и n равно от 1 до 10; и
b) по меньшей мере, одно алканоламиновое соединение формулы
Figure 00000009
или по меньшей мере, одно соединение пиперазина формулы
Figure 00000010
где R3 представляет собой водород, алкильную группу, имеющую от 1 до 6 атомов углерода, или R4OH группу; R4 представляет собой разветвленную или неразветвленную алкиленовую группу, имеющую от 1 до 6 атомов углерода; R5, независимо в каждом случае, представляет собой водород, гидроксиалкильную группу, имеющую от 1 до 4 атомов углерода; и R6 представляет собой водород, алкильную группу, имеющую от 1 до 6 атомов углерода или гидроксиалкильную группу, имеющую от 1 до 4 атомов углерода.
2. Способ по п.1, включающий приведение в контакт газового потока и композиции растворителя, охарактеризованной в п.1, где алкиловым эфиром полиэтиленгликоля формулы I является смесь, состоящая из диметиловых эфиров полиэтиленгликолей формулы СН3О(С2Н4O)nСН3, где n равно от 1 до 10.
3. Способ по п.1, включающий приведение в контакт газового потока и композиции растворителя, охарактеризованной в п.1, где смесь алкиловых эфиров полиэтиленгликолей содержит от 0 до 0,5 мас.% диметилового эфира диэтиленгликоля, от 5 до 7 мас.% диметилового эфира триэтиленгликоля, от 16 до 18 мас.% диметилового эфира тетраэтиленгликоля, от 23 до 25 мас.% диметилового эфира пентаэтиленгликоля, от 22 до 24 мас.% диметилового эфира гексаэтиленгликоля, от 15 до 17 мас.% диметилового эфира гептаэтиленгликоля, от 8 до 10 мас.% диметилового эфира октаэтиленгликоля, от 3 до 5 мас.% диметилового эфира нонаэтиленгликоля и от 1 до 2 мас.% диметилового эфира декаэтиленгликоля.
4. Способ по п.1, включающий приведение в контакт газового потока и композиции растворителя, охарактеризованной в п.1, где компонент b) представляет собой алканоламин формулы II, в котором заместитель R3 является водородом.
5. Способ по п.1, включающий приведение в контакт газового потока и композиции растворителя, охарактеризованного в п.1, где компонент b) является моноэтаноламином.
6. Способ по п.1, включающий приведение в контакт газового потока и композиции растворителя, охарактеризованного в п.1, где компонент b) представляет собой алканоламин формулы II, в котором заместитель R3 является алкильной группой, имеющей от 1 до 6 атомов углерода или группой R4OH.
7. Способ по п.1, включающий приведение в контакт газового потока и композиции растворителя, охарактеризованной в п.1, где алканоламин формулы II выбран из группы, состоящей из диэтаноламина, метилэтаноламина и диизопропаноламина.
8. Способ по п.1, включающий приведение в контакт газового потока и композиции растворителя, охарактеризованной в п.1, где компонент b) представляет собой пиперазин.
9. Способ по п.1, включающий приведение в контакт газового потока и композиции растворителя, охарактеризованной в п.1, где компонент b) представляет собой гидроксиэтилпиперазин.
10. Композиция растворителя для селективного удаления COS из содержащего его газового потока, содержащая
a) 1,3-диметил-3,4,5,6-тетрагидро-2(1Н)пиримидинон; и
b) по меньшей мере, одно алканоламиновое соединение формулы
Figure 00000009
или
по меньшей мере, одно соединение пиперазина формулы
Figure 00000011
где R3 представляет собой водород, алкильную группу, имеющую от 1 до 6 атомов углерода, или R4OH группу; R4 представляет собой разветвленную или неразветвленную алкиленовую группу, имеющую от 1 до 6 атомов углерода; R5, независимо в каждом случае, представляет собой водород или гидроксиалкильную группу, имеющую от 1 до 4 атомов углерода; и R6 представляет собой водород, алкильную группу, имеющую от 1 до 6 атомов углерода или гидроксиалкильную группу, имеющую от 1 до 4 атомов углерода.
11. Способ селективного удаления COS из газового потока, содержащего COS и CO2, включающий приведение в контакт газового потока и композиции растворителя, содержащей
a) 1,3-диметил-3,4,5,6-тетрагидро-2(1Н)пиримидинон; и
b) по меньшей мере, одно алканоламиновое соединение формулы
Figure 00000009
или
по меньшей мере, одно соединение пиперазина формулы
Figure 00000012
где R3 представляет собой водород, алкильную группу, имеющую от 1 до 6 атомов углерода, или R4OH группу; R4 представляет собой разветвленную или неразветвленную алкиленовую группу, имеющую от 1 до 6 атомов углерода; R5, независимо в каждом случае, представляет собой водород или гидроксиалкильную группу, имеющую от 1 до 4 атомов углерода; и R6 представляет собой водород, алкильную группу, имеющую от 1 до 6 атомов углерода или гидроксиалкильную группу, имеющую от 1 до 4 атомов углерода.
12. Композиция растворителя для селективного удаления COS из содержащего его газового потока, содержащая
a) смесь N-формилморфолина и N-ацетилморфолина; и
b) по меньшей мере, одно алканоламиновое соединение формулы
Figure 00000009
или
по меньшей мере, одно соединение пиперазина формулы
Figure 00000013
где R3 представляет собой водород, алкильную группу, имеющую от 1 до 6 атомов углерода, или R4OH группу; R4 представляет собой разветвленную или неразветвленную алкиленовую группу, имеющую от 1 до 6 атомов углерода; R5, независимо в каждом случае, представляет собой водород или гидроксиалкильную группу, имеющую от 1 до 4 атомов углерода; и R6 представляет собой водород, алкильную группу, имеющую от 1 до 6 атомов углерода, или гидроксиалкильную группу, имеющую от 1 до 4 атомов углерода.
13. Способ селективного удаления COS из содержащего его газового потока, включающий обработку газового потока с композицией растворителя, включающей
a) смесь N-формилморфолина и N-ацетилморфолина; и
b) по меньшей мере, одно алканоламиновое соединение формулы
Figure 00000009
или
по меньшей мере, одно соединение пиперазина формулы
Figure 00000014
где R3 представляет собой водород, алкильную группу, имеющую от 1 до 6 атомов углерода, или R4OH группу; R4 представляет собой разветвленную или неразветвленную алкиленовую группу, имеющую от 1 до 6 атомов углерода; R5, независимо в каждом случае, представляет собой водород или гидроксиалкильную группу, имеющую от 1 до 4 атомов углерода; и R6 представляет собой водород, алкильную группу, имеющую от 1 до 6 атомов углерода, или гидроксиалкильную группу, имеющую от 1 до 4 атомов углерода.
RU2005132473/15A 2003-03-21 2004-03-11 Улучшенная композиция и способ для удаления карбонилсульфида из содержащего его кислотного газа RU2341324C2 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US45635403P 2003-03-21 2003-03-21
US60/456,354 2003-03-21

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2005132473A RU2005132473A (ru) 2006-01-27
RU2341324C2 true RU2341324C2 (ru) 2008-12-20

Family

ID=33098111

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2005132473/15A RU2341324C2 (ru) 2003-03-21 2004-03-11 Улучшенная композиция и способ для удаления карбонилсульфида из содержащего его кислотного газа

Country Status (13)

Country Link
US (4) US7857891B2 (ru)
EP (1) EP1608454A2 (ru)
JP (3) JP5154795B2 (ru)
KR (2) KR101148658B1 (ru)
CN (1) CN100411710C (ru)
AU (1) AU2004224449C1 (ru)
CA (1) CA2519763C (ru)
MX (1) MXPA05010039A (ru)
MY (3) MY141750A (ru)
RU (1) RU2341324C2 (ru)
TR (1) TR200505119T1 (ru)
TW (1) TWI373365B (ru)
WO (1) WO2004085033A2 (ru)

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2586159C1 (ru) * 2014-12-30 2016-06-10 Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" Абсорбент для очистки газов от сероводорода и диоксида углерода
RU2640262C2 (ru) * 2012-06-15 2017-12-27 ДАУ ГЛОБАЛ ТЕКНОЛОДЖИЗ ЭлЭлСи Способ очистки сжиженных углеводородов с применением соединений 3-(пиперазин-1-ил)пропан-1, 2 диола

Families Citing this family (13)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
MXPA05010039A (es) * 2003-03-21 2005-10-26 Dow Global Technologies Inc Composicion mejorada y metodo para eliminar sulfuro de carbonilo del gas acido que lo contiene.
CA2576454C (en) * 2005-04-04 2010-06-08 Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. Absorbing solution that removes any one of co2 and h2s or both, and method and apparatus that uses the absorbing solution
US20060233618A1 (en) * 2005-04-19 2006-10-19 Daniel Puzio Power tool having power-take-off driven chuck with dust protection features
FR2896244B1 (fr) * 2006-01-18 2013-04-12 Total Sa Procede de purification de melanges gazeux contenant des mercaptans et autres gaz acides
DE102006010595A1 (de) * 2006-03-06 2007-09-13 Uhde Gmbh Lösungsmittel zur Abtrennung von sauren Gasbestandteilen aus technischen Gasen
JP5215595B2 (ja) 2007-06-18 2013-06-19 三菱重工業株式会社 吸収液、吸収液を用いたｃｏ２又はｈ２ｓ除去装置及び方法
DE102008031552A1 (de) * 2008-07-07 2010-01-14 Uhde Gmbh Verfahren zum Entfernen von Sauergasen aus einem Gasstrom
US20100132552A1 (en) * 2009-07-08 2010-06-03 Lechnick William J Zone or process for improving an efficiency thereof
CN102051244B (zh) * 2009-10-28 2014-04-02 中国石油化工股份有限公司 高酸性石油天然气的高效净化脱硫剂
CN102665870B (zh) * 2010-03-29 2014-09-10 株式会社东芝 酸性气体吸收剂、酸性气体去除装置及酸性气体去除方法
US9887914B2 (en) * 2014-02-04 2018-02-06 Fastly, Inc. Communication path selection for content delivery
JP6648980B2 (ja) * 2015-04-20 2020-02-19 Ｊｘｔｇエネルギー株式会社 液体炭化水素油中の硫化カルボニルを除去する方法
CN104931432A (zh) * 2015-06-30 2015-09-23 苏州东辰林达检测技术有限公司 一种氧硫化碳检测试剂及其制备方法

Family Cites Families (60)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US558914A (en) * 1896-04-21 Valentine a
US3071433A (en) * 1959-05-11 1963-01-01 Rhodia Method of reducing the hydrogen sulfide content of industrial waste gases
GB1058304A (en) 1964-03-12 1967-02-08 Shell Int Research Process for the purification of fluids
US3284531A (en) * 1965-07-06 1966-11-08 Dow Chemical Co Removing carbonyl sulfide with an anhydrous, basic, anion resin
US3737392A (en) * 1969-06-11 1973-06-05 Allied Chem Solvent composition useful in acid gas removal from gas mixtures
US4044100A (en) * 1969-12-08 1977-08-23 Allied Chemical Corporation Separation of acidic gas constituents from gaseous mixtures containing the same
US3773896A (en) 1971-04-26 1973-11-20 Koppers Gmbh Heinrich Washing agent and a process for washing acidic components from a gas stream
DE2250169A1 (de) * 1972-10-13 1974-04-25 Metallgesellschaft Ag Verfahren zur entschwefelung technischer brenngase und synthesegase
US3824766A (en) * 1973-05-10 1974-07-23 Allied Chem Gas purification
US3837143A (en) * 1973-08-06 1974-09-24 Allied Chem Simultaneous drying and sweetening of wellhead natural gas
US3965244A (en) * 1974-11-27 1976-06-22 Shell Oil Company Selective removal of sulfur compounds from acid gas mixtures containing significant quantities of carbonyl sulfide
US3989811A (en) * 1975-01-30 1976-11-02 Shell Oil Company Process for recovering sulfur from fuel gases containing hydrogen sulfide, carbon dioxide, and carbonyl sulfide
DE2548700C2 (de) * 1975-10-30 1982-04-01 Linde Ag, 6200 Wiesbaden Verfahren und Vorrichtung zur Wasserstoffreinigung unter gleichzeitiger Kohlendioxidgewinnung
DE2551717C3 (de) * 1975-11-18 1980-11-13 Basf Ag, 6700 Ludwigshafen und ggf. COS aus Gasen
US4183903A (en) * 1978-08-02 1980-01-15 Exxon Research & Engineering Co. Method of removing carbon dioxide from gases utilizing an alkaline absorption solution containing a cyclic urea anti-foaming agent
US4351812A (en) * 1978-08-24 1982-09-28 The Dow Chemical Company Hydrolysis of carbon oxysulfide with morpholines and piperazines
CA1124038A (en) 1978-08-24 1982-05-25 Glenn D. Correll Hydrolysis of carbon oxysulfide with morpholines and piperazines
SU927282A1 (ru) * 1979-04-25 1982-05-15 Всесоюзный Научно-Исследовательский И Проектный Институт По Подготовке @К Транспортировке И Переработке Природного Газа Абсорбент дл очистки газов от кислых компонентов
IT1132170B (it) * 1980-07-04 1986-06-25 Snam Progetti Processo di separazione selettiva di idrogeno solforato da miscele gassose contenenti anche anidride carbonica
US4409199A (en) * 1981-12-14 1983-10-11 Shell Oil Company Removal of H2 S and COS
US4483833A (en) * 1982-01-18 1984-11-20 Exxon Research & Engineering Co. Process for selective removal of H2 S from mixtures containing H22 with heterocyclic tertiary aminoalkanols
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
US4623371A (en) * 1984-08-03 1986-11-18 El Paso Hydrocarbons Company Utilizing the Mehra process for processing and BTU upgrading of nitrogen-rich natural gas streams
DE3222588A1 (de) * 1982-06-16 1983-12-22 Metallgesellschaft Ag, 6000 Frankfurt Verfahren zum regenerieren von absorptionsloesungen fuer schwefelhaltige gase
DE3242277A1 (de) * 1982-11-16 1984-05-17 Metallgesellschaft Ag, 6000 Frankfurt Verfahren zum entschwefeln von gasen mit einer aminhaltigen waschloesung
US4482529A (en) * 1983-01-07 1984-11-13 Air Products And Chemicals, Inc. Catalytic hydrolysis of COS in acid gas removal solvents
US4524050A (en) * 1983-01-07 1985-06-18 Air Products And Chemicals, Inc. Catalytic hydrolysis of carbonyl sulfide
US4581154A (en) * 1983-12-19 1986-04-08 Norton Company Solvent composition for the removal of acid gas from gas mixtures at subfreezing temperatures
US4705673A (en) * 1984-10-10 1987-11-10 Union Carbide Corporation Mixed solvent system for treating acidic gas
US4741745A (en) * 1986-05-07 1988-05-03 Norton Company Process for separation of carbon dioxide from other gases
IT1191805B (it) 1986-06-11 1988-03-23 Snam Progetti Processo per la rimozione selettiva di acido solfidrico
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
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
JPH0698262B2 (ja) * 1987-11-06 1994-12-07 株式会社日本触媒 酸性ガス吸収剤組成物
DE3828227A1 (de) * 1988-08-19 1990-02-22 Basf Ag Verfahren zum entfernen von co(pfeil abwaerts)2(pfeil abwaerts) und gegebenenfalls h(pfeil abwaerts)2(pfeil abwaerts) aus gasen
DE3828513A1 (de) * 1988-08-23 1990-03-01 Merck Patent Gmbh Abloesemittel fuer fotoresists
US5167941A (en) * 1988-11-29 1992-12-01 The Dow Chemical Company Quaternary polyamines as sulfite oxidation inhibitors in amine scrubbing of SO2
US4980140A (en) * 1989-03-13 1990-12-25 Shell Oil Company Selective removal of carbonyl sulfide from a hydrogen sulfide containing gas mixture
DE3922904A1 (de) * 1989-07-12 1991-01-17 Cassella Ag Verfahren zum entfernen von schwefelkohlenstoff aus abgasgemischen
DE4027239A1 (de) * 1990-08-29 1992-03-05 Linde Ag Verfahren zur selektiven entfernung anorganischer und/oder organischer schwefelverbindungen
JPH05202367A (ja) * 1991-10-15 1993-08-10 General Sekiyu Kk 抽出による軽油の脱硫および脱硝方法
WO1995013128A1 (en) * 1993-11-09 1995-05-18 Union Carbide Chemicals & Plastics Technology Corporation Absorption of mercaptans
US5618506A (en) * 1994-10-06 1997-04-08 The Kansai Electric Power Co., Inc. Process for removing carbon dioxide from gases
US6592779B1 (en) 1995-10-23 2003-07-15 Union Carbide Chemicals & Plastics Technology Corporation Composition and method for acid gas treatment
MY117311A (en) 1996-08-22 2004-06-30 Shell Int Research Process for reducing total sulphur content in gases containing hydrogen sulphide and other sulphur components
US6090356A (en) * 1997-09-12 2000-07-18 Texaco Inc. Removal of acidic gases in a gasification power system with production of hydrogen
DE19753903C2 (de) * 1997-12-05 2002-04-25 Krupp Uhde Gmbh Verfahren zur Entfernung von CO¶2¶ und Schwefelverbindungen aus technischen Gasen, insbesondere aus Erdgas und Roh-Synthesegas
DE19828977A1 (de) * 1998-06-29 1999-12-30 Basf Ag Verfahren zur Entfernung saurer Gasbestandteile aus Gasen
DE19854353A1 (de) * 1998-11-25 2000-06-21 Clariant Gmbh Verfahren zur Reinigung von Gasen
EP1022046A1 (de) * 1999-01-22 2000-07-26 Krupp Uhde GmbH Verfahren zur Entfernung von Kohlendioxid, Schwefelverbindungen, Wasser und aromatischen und höheren aliphatischen Kohlenwasserstoffen aus technischen Gasen
US6337059B1 (en) * 1999-05-03 2002-01-08 Union Carbide Chemicals & Plastics Technology Corporation Absorbent compositions for the removal of acid gases from gas streams
DE19933301A1 (de) * 1999-07-15 2001-01-18 Basf Ag Verfahren zum Entfernen von Mercaptanen aus Fluidströmen
DE19947845A1 (de) * 1999-10-05 2001-04-12 Basf Ag Verfahren zum Entfernen von COS aus einem Kohlenwasserstoff-Fluidstrom und Waschflüssikgkeit zur Verwendung in derartigen Verfahren
US6531103B1 (en) * 2000-03-09 2003-03-11 Union Carbide Chemicals And Plastics Technology Corporation Process for removing sulfur compounds from gas and liquid hydrocarbon streams
DE10136484A1 (de) * 2001-07-27 2003-02-13 Uhde Gmbh Verfahren zur Entfernung von Gasbestandteilen aus technischen Gasen mittels Ethylenglykoldimethylethern bei tieferen Temperaturen
DE10139453A1 (de) 2001-08-10 2003-02-20 Basf Ag Verfahren und Absorptionsmittel zur Entfernung saurer Gase aus Fluiden
EP1539329B1 (en) * 2002-09-17 2010-07-14 Fluor Corporation Configurations and methods of acid gas removal
DE10306254A1 (de) * 2003-02-14 2004-08-26 Basf Ag Absorptionsmittel und Verfahren zur Entfernung saurer Gase aus Fluiden
MXPA05010039A (es) 2003-03-21 2005-10-26 Dow Global Technologies Inc Composicion mejorada y metodo para eliminar sulfuro de carbonilo del gas acido que lo contiene.
WO2005009592A1 (en) 2003-07-22 2005-02-03 Dow Global Technologies Inc. Regeneration of acid gas-containing treatment fluids

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2640262C2 (ru) * 2012-06-15 2017-12-27 ДАУ ГЛОБАЛ ТЕКНОЛОДЖИЗ ЭлЭлСи Способ очистки сжиженных углеводородов с применением соединений 3-(пиперазин-1-ил)пропан-1, 2 диола
RU2586159C1 (ru) * 2014-12-30 2016-06-10 Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" Абсорбент для очистки газов от сероводорода и диоксида углерода

Also Published As

Publication number Publication date
JP2011088144A (ja) 2011-05-06
MY141750A (en) 2010-06-30
AU2004224449C1 (en) 2009-08-13
MY141747A (en) 2010-06-30
TR200505119T1 (tr) 2006-12-21
US7857891B2 (en) 2010-12-28
RU2005132473A (ru) 2006-01-27
TWI373365B (en) 2012-10-01
MY141825A (en) 2010-06-30
JP2011072995A (ja) 2011-04-14
CA2519763C (en) 2012-07-10
KR20050113238A (ko) 2005-12-01
JP2006523255A (ja) 2006-10-12
CN100411710C (zh) 2008-08-20
CA2519763A1 (en) 2004-10-07
US20110104030A1 (en) 2011-05-05
US20060185512A1 (en) 2006-08-24
MXPA05010039A (es) 2005-10-26
TW200502031A (en) 2005-01-16
EP1608454A2 (en) 2005-12-28
KR20120019511A (ko) 2012-03-06
CN1771081A (zh) 2006-05-10
WO2004085033A3 (en) 2005-04-21
US20100301269A1 (en) 2010-12-02
JP5154795B2 (ja) 2013-02-27
US8231713B2 (en) 2012-07-31
US8226842B2 (en) 2012-07-24
US8518158B2 (en) 2013-08-27
WO2004085033A2 (en) 2004-10-07
US20100300290A1 (en) 2010-12-02
KR101148658B1 (ko) 2012-05-25
AU2004224449A1 (en) 2004-10-07
AU2004224449B2 (en) 2009-03-12

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US8231713B2 (en) Composition and method for removal of carbonyl sulfide from acid gas containing same
US9937462B2 (en) Aqueous absorbent composition for enhanced removal of hydrogen sulfide from gaseous mixtures and method for using the same
US9468882B2 (en) Aqueous alkanolamine composition and process for the removal of acid gases from gaseous mixtures
CN103814013B (zh) 用于从气体混合物除去硫化氢的氨基吡啶衍生物
US4483833A (en) Process for selective removal of H2 S from mixtures containing H22 with heterocyclic tertiary aminoalkanols
US10159930B2 (en) Aqueous solution of 2-dimethylamino-2-hydroxymethyl-1, 3-propanediol useful for acid gas removal from gaseous mixtures
WO1993010883A1 (en) Lean acid gas enrichment with selective hindered amines
US10363519B2 (en) Aqueous alkanolamine composition and process for the selective removal of hydrogen sulfide from gaseous mixtures
US10286356B2 (en) Process for the removal of acid gases from gaseous mixtures using an aqueous solution of 2-dimethylamino-2-hydroxymethyl-1, 3-propanediol
KR101283169B1 (ko) 산 가스 세정 공정을 위한 폴리알킬렌이민 및폴리알킬렌아크릴아마이드 염

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20150312