RU2531197C2 - Абсорбент для извлечения кислых газов, содержащий аминокислоту и кислый промотор - Google Patents

Абсорбент для извлечения кислых газов, содержащий аминокислоту и кислый промотор Download PDF

Info

Publication number
RU2531197C2
RU2531197C2 RU2011135611/05A RU2011135611A RU2531197C2 RU 2531197 C2 RU2531197 C2 RU 2531197C2 RU 2011135611/05 A RU2011135611/05 A RU 2011135611/05A RU 2011135611 A RU2011135611 A RU 2011135611A RU 2531197 C2 RU2531197 C2 RU 2531197C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
acid
absorbent
acids
amino acids
gases
Prior art date
Application number
RU2011135611/05A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2011135611A (ru
Inventor
Геральд Форберг
Торстен Катц
Георг Зидер
Кристиан Риманн
Руперт ВАГНЕР
Уте ЛИХФЕРС
Эрика Денглер
Original Assignee
Басф Се
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 Басф Се filed Critical Басф Се
Publication of RU2011135611A publication Critical patent/RU2011135611A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2531197C2 publication Critical patent/RU2531197C2/ru

Links

Images

Classifications

    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/14—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
    • B01D53/1493—Selection of liquid materials for use as absorbents
    • 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
    • B01D53/52—Hydrogen sulfide
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/34—Chemical or biological purification of waste gases
    • B01D53/46—Removing components of defined structure
    • B01D53/62—Carbon oxides
    • 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, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • 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
    • 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, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • 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
    • C10L3/101—Removal of contaminants
    • C10L3/102—Removal of contaminants of acid contaminants
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2252/00—Absorbents, i.e. solvents and liquid materials for gas absorption
    • B01D2252/20—Organic absorbents
    • B01D2252/204—Amines
    • B01D2252/20494—Amino acids, their salts or derivatives
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2252/00—Absorbents, i.e. solvents and liquid materials for gas absorption
    • B01D2252/20—Organic absorbents
    • B01D2252/205—Other organic compounds not covered by B01D2252/00 - B01D2252/20494
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2256/00—Main component in the product gas stream after treatment
    • B01D2256/24—Hydrocarbons
    • 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
    • B01D2257/302—Sulfur oxides
    • 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
    • B01D2257/306—Organic sulfur compounds, e.g. mercaptans
    • 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
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2257/00—Components to be removed
    • B01D2257/40—Nitrogen compounds
    • B01D2257/408—Cyanides, e.g. hydrogen cyanide (HCH)
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2257/00—Components to be removed
    • B01D2257/50—Carbon oxides
    • B01D2257/504—Carbon dioxide
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2258/00—Sources of waste gases
    • B01D2258/06—Polluted air
    • 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)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Analytical Chemistry (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • Biomedical Technology (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Gas Separation By Absorption (AREA)
  • Treating Waste Gases (AREA)

Abstract

В заявке описан абсорбент для извлечения кислых газов из жидкостного потока, включающий водный раствор а) по меньшей мере одной соли металла с аминокарбоновой кислотой и b) по меньшей мере одного кислого промотора, причем молярное отношение компонента b) к компоненту а) составляет от 0,0005 до 1. Кислый промотор выбран из группы, включающей минеральные кислоты, карбоновые кислоты, сульфокислоты, органические фосфоновые кислоты и их неполные сложные эфиры. В отличие от известных абсорбентов на основе солей аминокислот регенерация указанного абсорбента требует использования меньшей энергии без существенного снижения абсорбционной емкости раствора (способности поглощать кислые газы). При осуществлении способа извлечения кислых газов из жидкостного потока реализуют контакт жидкостного потока с указанным абсорбентом. Изобретение позволяет уменьшить необходимую для регенерации используемого абсорбента энергию. 2 н. и 9 з.п. ф-лы, 1 ил., 2 табл.

Description

Изобретение относится к абсорбенту и способу извлечения кислых газов из жидкостного потока.
Извлечение кислых газов, например, таких как диоксид углерода (СО2), сероводород (H2S), диоксид серы (SO2), дисульфид углерода (CS2), цианистый водород (HCN), сульфоксид углерода (COS) или меркаптаны, из жидкостных потоков, таких как природный газ, рафинированный газ, синтез-газ, по разным причинам имеет важное значение. Так, например, содержание сернистых соединений в природном газе подлежит снижению путем реализации соответствующих технических мероприятий по очистке непосредственно в месте нахождения источника природного газа, поскольку сернистые соединения образуют в воде, которая часто является спутником природного газа, обладающие коррозионным действием кислоты. В связи с этим при транспортировании природного газа по магистральным трубопроводам следует соблюдать заданные предельные концентрации серосодержащих примесей. Содержание диоксида углерода часто приходится снижать с целью регулирования заданной теплотворной способности.
Для извлечения кислых газов из жидкостей последние промывают водными растворами неорганических или органических оснований. При растворении кислых газов в абсорбенте они образуют с основаниями ионы. Абсорбент можно регенерировать путем дросселирования до более низких значений давления и/или путем отпаривания, причем ионы вновь превращают в кислые газы и/или отгоняют с водяным паром. По завершении процесса регенерации регенерированный абсорбент можно вновь использовать для осуществления абсорбции.
Известно об использовании в абсорбентах солей аминокислот. Так, например, в патенте Великобритании GB 1543748 описан способ извлечения диоксида углерода и сероводорода из крекинг-газа, предусматривающий использование водного раствора соли щелочного металла с N-диалкил-α-аминомонокарбоновой кислотой, в частности диметилглицином.
В заявке США на патент US-A 4094957 описано извлечение диоксида углерода из газовых потоков абсорбирующим раствором, который содержит основную соль щелочного металла, пространственно затрудненный амин и аминокислоту, такую как N,N-диметилглицин.
В европейской заявке на патент ЕР-А 671200 описано извлечение диоксида углерода из газообразных продуктов сгорания при атмосферном давлении водным раствором соли металла с аминокислотой и пиперазина.
Из европейской заявки на патент ЕР-А 134948 известен щелочной абсорбент, абсорбционную способность которого повышают путем добавления кислоты с низким показателем кислотности (рКа).
Соли аминокислот отличаются высокой энергией абсорбции сероводорода и диоксида углерода; в соответствии с этим высокой является также энергия, необходимая для регенерации указанных солей. В связи с этим абсорбенты на основе солей аминокислот были вытеснены аминами, в частности диэтаноламином или метилдиэтаноламином, регенерация которых требует использования меньшей энергии.
В основу настоящего изобретения была положена задача предложить способ извлечения кислых газов из жидкостных потоков и используемый для осуществления указанного способа абсорбент, который по сравнению с известными абсорбентами на основе солей аминокислот отличается меньшей необходимой для регенерации энергией без существенного снижения абсорбционной емкости раствора (способности поглощать кислые газы).
Указанная задача согласно изобретению решается с помощью абсорбента для извлечения кислых газов из жидкостного потока, который является водным раствором:
a) по меньшей мере одной соли металла с аминокарбоновой кислотой и
b) по меньшей мере одного кислого промотора,
причем молярное отношение компонента b) к компоненту а) составляет от 0,0005 до 1,0, предпочтительно от 0,01 до 0,1, особенно от 0,02 до 0,09.
Растворы солей аминокарбоновых кислот при их использовании в качестве абсорбентов обладают следующими предпочтительными свойствами: (i) соли аминокарбоновых кислот характеризуются практически полным отсутствием давления паров, в связи с чем в отличие от аминов они нелетучи; (ii) растворы солей аминокарбоновых кислот по сравнению с растворами аминов отличаются более низкой способностью одновременно абсорбировать углеводороды; (iii) соли аминокарбоновых кислот обладают более высокой устойчивостью к деструкции под действием кислорода; (iv) абсорбционная емкость растворов солей аминокарбоновых кислот (способность поглощать кислые газы), в особенности при низких значениях парциального давления кислого газа, выше по сравнению с известными аминами.
В приведенной ниже таблице указаны значения энергии абсорбции сероводорода и диоксида углерода для разных аминов, соответственно солей аминокислот.
Теплота абсорбции H2S, кДж/м3 СO2, кДж/м3
Калиевая соль N.N-диметилглицина (35%) 1520 2474
Калиевая соль N-метилаланина (35%) 1625 2985
Моноэтаноламин (15%) 1500 1902
Диэтаноламин (30%) 1140 1510
Диизопропаноламин (40%) 1230 1750
Метилдиэтаноламин (50%) 1045 1340
Как следует из приведенных в таблице данных, соли аминокислот обладают более высокой энергией абсорбции по сравнению с обычными аминами. Необходимая для регенерации абсорбента энергия десорбции связанных им кислых газов соответствует энергии абсорбции кислых газов. Следовательно, энергия, необходимая для регенерации солей аминокислот, выше энергии, необходимой для регенерации аминов. При подаче данного количества энергии в десорбер, например, в случае регенерации метилдиэтаноламина достигают гораздо меньшего остаточного насыщения этого абсорбента кислым газом, что обусловливает более низкую остаточную концентрацию кислого газа в обработанной им жидкости на выходе из абсорбера.
Обнаружено, что добавление кислого промотора позволяет существенно снизить количество энергии, необходимой для регенерации растворов солей аминокарбоновых кислот.
В связи с более высокой основностью растворов солей аминокарбоновых кислот и присутствием в них катионов металла абсорбированные кислые газы, как показано ниже на примере абсорбции сероводорода (АА означает аминокислоту, М+ означает катион металла), могут превращаться в ионы с двойным зарядом. Действие кислого промотора предположительно основано на смещении равновесия реакции (2) от труднее регенерируемых ионов сульфида (S2-) к легче регенерируемым ионам гидросульфида (HS-):
Figure 00000001
Пригодный кислый промотор выбран из группы, включающей протонные кислоты (кислоты Брэнстеда) с показателем кислотности (рКа) менее 6, в частности менее 5, и их нечетвертичные соли аммония. Кислота с несколькими ступенями диссоциации, а следовательно, с несколькими показателями кислотности удовлетворяет данному требованию, если показатели кислотности обладают указанными выше значениями.
В предпочтительных вариантах осуществления изобретения под кислым промотором подразумевают многоосновную кислоту.
В общем случае кислый промотор выбран из группы, включающей минеральные кислоты, карбоновые кислоты, сульфокислоты, органические фосфоновые кислоты и их неполные сложные эфиры.
К пригодным кислым промоторам относятся, например:
минеральные кислоты, такие как соляная кислота, серная кислота, амидо-серная кислота, фосфорная кислота или неполные сложные эфиры фосфорной кислоты, например моноалкилфосфаты, диалкилфосфаты или арилфосфаты, в частности тридецилфосфат, дибутил фосфат, дифенил-фосфат или бис(2-этилгексил)фосфат, а также борная кислота;
карбоновые кислоты, например насыщенные алифатические монокарбоновые кислоты, такие как муравьиная кислота, уксусная кислота, пропионовая кислота, масляная кислота, изомасляная кислота, валерьяновая кислота, изовалерьяновая кислота, пивалиновая кислота, капроновая кислота, н-гептановая кислота, каприловая кислота, 2-этилгексановая кислота, пеларгоновая кислота, неодекановая кислота, ундекановая кислота, лауриновая кислота, тридекановая кислота, миристиновая кислота, пентадекановая кислота, пальмитиновая кислота, маргариновая кислота, стеариновая кислота, изостеариновая кислота, арахиновая кислота или бегеновая кислота; насыщенные алифатические поликарбоновые кислоты, такие как щавелевая кислота, малоновая кислота, янтарная кислота, глутаровая кислота, адипиновая кислота, пимелиновая кислота, пробковая кислота, азелаиновая кислота, себациновая кислота или додекановая дикислота; циклоалифатические монокарбоновые и поликарбоновые кислоты, такие как циклогексанкарбоновая кислота, гексагидрофталевая кислота, тетра-гидрофталевая кислота, смоляные кислоты или нафтеновые кислоты; алифатические гидроксикарбоновые кислоты, такие как гликолевая кислота, молочная кислота, миндальная кислота, гидроксимасляная кислота, винная кислота, яблочная кислота или лимонная кислота; галогенированные алифатические карбоновые кислоты, такие как трихлоруксусная кислота или 2-хлорпропионовая кислота; ароматические монокарбоновые и поликарбоновые кислоты, такие как бензойная кислота, салициловая кислота, галловая кислота, изомерные толуиловые кислоты, метоксибензойные кислоты, хлорбензойные кислоты, нитробензойные кислоты, фталевая кислота, терефталевая кислота или изофталевая кислота; смеси технических карбоновых кислот, например, такие как кислоты «Версатик»;
сульфокислоты, такие как метилсульфокислота, бутилсульфокислота, 3-гидроксипропилсульфокислота, сульфоуксусная кислота, бензолсульфокислота, п-толуолсульфокислота, п-ксилолсульфокислота, 4-додецил-бензолсульфокислота, 1-нафталинсульфокислота,. динонилнафталин-сульфокислота, динонилнафталиндисульфокислота, трифторметил-н-бутилсульфокислота, нонафтор-н-бутилсульфокислота или камфарсульфокислота;
органические фосфоновые кислоты, например фосфоновые кислоты формулы (I):
Figure 00000002
в которой R означает алкил с 1-18 атомами уголерода, при необходимости содержащий до четырех заместителей, которые независимо друг от друга выбраны из группы, включающей карбокси, карбоксамидо, гидрокси и амино, к которым относятся алкилфосфоновые кислоты, такие как метилфосфоновая кислота, пропилфосфоновая кислота, 2-метилпропилфосфоновая кислота, тpeт-бутилфосфоновая кислота, н-бутилфосфоновая кислота, 2,3-диметилбутилфосфоновая кислота или октилфосфоновая кислота; гидроксиалкилфосфоновые кислоты, такие как гидроксиметилфосфоновая кислота, 1-гидроксиэтилфосфоновая кислота или 2-гидроксиэтилфосфоновая кислота; арилфосфоновые кислоты, такие как фенилфосфоновая кислота, толуилфосфоновая кислота или ксилилфосфоновая кислота; аминоалкилфосфоновые кислоты, такие как аминометилфосфоновая кислота, 1-аминоэтилфосфоновая кислота, 1-диметиламиноэтилфосфоновая кислота, 2-аминоэтилфосфоновая кислота, 2-(N-метиламино)этил-фосфоновая кислота, 3-аминопропилфосфоновая кислота, 2-амино-пропилфосфоновая кислота, 1-аминопропилфосфоновая кислота, 1-аминопропил-2-хлорпропилфосфоновая кислота, 2-аминобутилфосфоновая кислота, 3-аминобутилфосфоновая кислота, 1-аминобутилфосфоновая кислота, 4-аминобутилфосфоновая кислота, 2-аминопентилфосфоновая кислота, 5-аминопентилфосфоновая кислота, 2-аминогексилфосфоновая кислота, 5-аминогексилфосфоновая кислота, 2-аминооктилфосфоновая кислота, 1-аминооктилфосфоновая кислота или 1-аминобутилфосфоновая кислота; амидоалкилфосфоновые кислоты, такие как 3-гидроксиметиламино-3-оксопропилфосфоновая кислота; а также фосфонокарбоновые кислоты, такие как 2-гидроксифосфоноуксусная кислота или 2-фосфонобутан-1,2,4-трикарбоновая кислота;
Figure 00000003
в которой R означает водород или алкил с 1-6 атомами углерода и Q означает водород, гидроксильную группу или группу формулы -NY2, в которой Y означает водород или -СН2РО3Н2,
такие как 1-гидроксиэтан-1,1-дифосфоновая кислота;
фосфоновые кислоты формулы (III):
Figure 00000004
в которой Z означает алкилен с 2-6 атомами углерода, циклоалкандиил, фенилен или алкилен с 2-6 атомами углерода, прерванный циклоалкан-диилом или фениленом, Y означает -СН2РО3Н2 и m означает число от 0 до 4,
такие как этилендиаминтетра(метиленфосфоновая кислота), диэтилен-триаминпента(метиленфосфоновая кислота) или бис(гексаметилен)-триаминпента(метиленфосфоновая кислота);
фосфоновые кислоты формулы (IV):
Figure 00000005
в которой R означает алкил с 1-6 атомами углерода, гидроксиалкил с 2-6 атомами углерода или Y, причем Y означает -СН2РО3Н2,
такие как нитрилотрис(метиленфосфоновая кислота) или 2-гидрокси-этилиминобис(метиленфосфоновая кислота).
К пригодным фосфоновым кислотам относятся 2-гидроксифосфоно-уксусная кислота, 2-фосфонобутан-1,2,4-трикарбоновая кислота, 1-гидроксиэтан-1,1-дифосфоновая кислота, этилендиаминтетра(метилен-фосфоновая кислота), диэтилентриаминпента(метиленфосфоновая кислота), бис(гексаметилен)триаминпента(метиленфосфоновая кислота) и нитрилотрис(метиленфосфоновая кислота), из которых особенно предпочтительной является 1-гидроксиэтан-1,1-дифосфоновая кислота.
Кислый промотор добавляют к раствору соли аминокарбоновой кислоты предпочтительно в виде свободной кислоты.
В качестве альтернативы можно использовать кислый промотор в виде нечетвертичной аммониевой соли, то есть в виде соли, содержащей ионы NH4 + или ионы первичной, вторичной или третичной аммониевой соли. В условиях регенерации абсорбента из нечетвертичной аммониевой соли может выделяться свободная кислота. Пригодными аммониевыми солями являются протонированные первичные, вторичные или третичные алкил-амины и/или алканоламины. Алканоламины содержат по меньшей мере один атом азота, замещенный по меньшей мере одной гидроксиалкильной группой, в частности гидроксиалкильной группой с двумя или тремя атомами углерода, чаще всего 2-гидроксиэтильной или 3-гидроксипропильной группой. Пригодные алканоламины выбраны, например, из группы, включающей моноэтаноламин, диэтаноламин, диизопропаноламин, триэтаноламин, диэтилэтаноламин, аминоэтоксиэтанол, диметиламинопропанол, метилдиэтаноламин, метилдиизопропаноламин, 2-амино-2-метил-1-пропанол, 2-амино-1-бутанол и смеси указанных соединений.
Аминокарбоновая кислота предпочтительно выбрана из группы, включающей α-аминокислоты, β-аминокислоты, γ-аминокислоты, δ-аминокислоты, ε-аминокислоты и ζ-аминокислоты.
К пригодным аминокарбоновым кислотам относятся, например, следующие соединения:
α-аминокислоты, такие как глицин (аминоуксусная кислота), N-метил-глицин (N-метиламиноуксусная кислота, саркозин), N,N-диметилглицин (диметиламиноуксусная кислота), N-этилглицин, N,N-диэтилглицин, аланин (2-аминопропионовая кислота), N-метилаланин (2-(метиламино)-пропионовая кислота), N,N-диметилаланин, N-этилаланин, 2-метилаланин (2-аминоизомасляная кислота), лейцин (2-амино-4-метилвалерьяновая кислота), N-метиллейцин, N,N-диметиллейцин, изолейцин (1-амино-2-метилвалерьяновая кислота), N-метилизолейцин, N,N-диметилизолейцин, валин (2-аминоизовалерьяновая кислота), α-метилвалин (2-амино-2-метилизовалерьяновая кислота), N-метилвалин (2-метиламиноизо-валерьяновая кислота), N,N-диметил валин, пролин (пирролидин-2-карбоновая кислота), N-метилпролин, серии (2-амино-3-гидроксипропио-новая кислота), N-метилсерин, N,N-диметилсерин, 2-(метиламино)-изомасляная кислота, пиперидин-2-карбоновая кислота или N-метил-пиперидин-2-карбоновая кислота,
β-аминокислоты, такие как 3-аминопропионовая кислота (β-аланин), 3-метиламинопропионовая кислота, 3-диметиламинопропионовая кислота, иминодипропионовая кислота, N-метилиминодипропионовая кислота, пиперидин-3-карбоновая кислота или N-метилпиперидин-3-карбоновая кислота,
γ-аминокислоты, такие как 4-аминомасляная кислота, 4-метиламино-масляная кислота или 4-диметиламиномасляная кислота,
а также аминокарбоновые кислоты, такие как пиперидин-4-карбоновая кислота или N-метилпиперидин-4-карбоновая кислота.
Особенно пригодными аминокарбоновыми кислотами являются N-моно-алкиламинокарбоновые кислоты с 1-4 атомами углерода в алкиле и N,N-диалкиламинокарбоновые кислоты с 1-4 атомами углерода в алкиле, в частности N-моноалкил-α-аминокарбоновые кислоты с 1-4 атомами углерода в алкиле или N,N-диалкил-α-аминокарбоновые кислоты с 1-4 атомами углерода в алкиле.
Пригодной солью металла с аминокарбоновой кислотой, как правило, является соль щелочного или щелочноземельного металла, предпочтительно соль щелочного металла, например, натриевая или калиевая соль, причем наиболее предпочтительными являются калиевые соли.
Предпочтительные соли металлов с аминокарбоновой кислотой обладают общей формулой (V):
Figure 00000006
в которой остатки R1, R2 и R3 соответственно независимо друг от друга означают водород или алкил с 1-3 атомами углерода, М означает натрий или калий и n означает целое число от 0 до 5.
К особенно предпочтительным солям металлов с аминокарбоновыми кислотами относится соль калия с диметилглицином или N-метилаланином.
Содержание соли металла с аминокарбоновой кислотой в соответствующем водном растворе в общем случае составляет от 2 до 5 кмоль/м3, в частности от 3,5 до 4,5 кмоль/м3.
Кроме того, абсорбент может содержать добавки, например, такие как ингибиторы коррозии, ферменты и так далее. Содержание подобных добавок в абсорбенте в общем случае может составлять примерно от 0,01 до 3% мас.
Изобретение относится также к способу извлечения кислых газов из жидкостного потока, в соответствии с которым реализуют контакт потока жидкости с абсорбентом указанного выше типа.
Регенерацию насыщенного кислым газом абсорбента, как правило, осуществляют путем:
a) нагревания,
b) снижения давления,
c) отпаривания посредством инертной жидкости
или комбинированного использования двух или всех указанных технических мероприятий.
Предлагаемый в изобретении способ, соответственно абсорбент, пригодный для обработки жидких сред, в частности газовых потоков любого типа. Под кислыми газами, в частности, подразумевают диоксид углерода, сероводород, сульфоксид углерода и меркаптаны. Кроме того, способ, соответственно абсорбент, можно использовать для извлечения триоксида серы (SO3), диоксида серы (SO2), дисульфида углерода (CS2) и цианистого водорода (HCN). Содержащими кислые газы жидкости, во-первых, являются газы, такие как природный газ, синтез-газ, коксовый газ, крекинг-газ, газ, образующийся при газификации угля, оборотный газ, газы из органических отходов или газообразные продукты сгорания, и, во-вторых, преимущественно несмешивающиеся с абсорбентом жидкости, такие как сжиженный углеводородный газ или сжиженный природный газ. Предлагаемый в изобретении способ, соответственно абсорбент, особенно пригодны для обработки содержащих углеводороды жидкостных потоков. Содержащимися в последних углеводородами являются, например, алифатические углеводороды, такие как углеводороды с 1-4 атомами углерода, в частности метан, ненасыщенные углеводороды, такие как этилен или пропилен, или ароматические углеводороды, такие как бензол, толуол или ксилол. Предлагаемый в изобретении способ, соответственно абсорбент, особенно пригодны для извлечения диоксида углерода и сероводорода.
В соответствии с предпочтительным вариантом осуществления изобретения жидкостным потоком является:
(i) жидкостной поток, содержащий водород, или жидкостной поток, содержащий водород и диоксид углерода; к соответствующим жидкостным потокам относятся синтез-газы, которые могут быть получены, например, путем газификации угля или парового риформинга и при необходимости подвергнуты превращению (конверсии водяного газа); синтез-газы используют, например, для получения аммиака, метанола, формальдегида, уксусной кислоты или карбамида, для осуществления синтеза по Фишеру-Тропшу или для производства электроэнергии из предварительно газифицированного угля в соответствии с комбинированным циклом,
(ii) жидкостной поток, содержащий углеводороды; к соответствующим жидкостным потокам помимо природного газа относятся отходящие газы различных процессов очистки, таких как переработка остаточных газов, висбкрекинг, каталитический крекинг, гидрокрекинг, гидроочистка, коксование, атмосферная дистилляция или сжижение нефтяного газа.
Предлагаемый в изобретении способ пригоден для селективного извлечения сероводорода из жидкого потока, содержащего сероводород и диоксид углерода. При этом извлечение сероводорода является селективным, если соблюдается следующее неравенство:
Figure 00000007
причем c(H2S)feed означает концентрацию сероводорода в исходной жидкости, c(H2S)treat означает концентрацию сероводорода в подвергнутой обработке жидкости, c(CO2)feed означает концентрацию диоксида углерода в исходной жидкости и c(CO2)treat означает концентрацию диоксида углерода в подвергнутой обработке жидкости.
Селективное извлечение сероводорода предпочтительно осуществляют, например, а) с целью соблюдения заданного спецификациями содержания сероводорода в случае, если уже достигнуто максимальное общее насыщение абсорбента кислым газом и b) для обеспечения более высокого отношения содержания сероводорода к содержанию диоксида углерода в высвобождаемом при регенерации абсорбента потоке кислого газа, который в типичных случаях направляют на установку Клауса. Кислый газовый поток с более высоким отношением содержания сероводорода к содержанию диоксида углерода обладает более высокой теплотворной способностью, причем в этом случае подавляется образование сульфоксида углерода (из диоксида углерода), который оказывает негативное влияние на срок службы катализатора Клауса.
В соответствии с предлагаемым в изобретении способом на стадии абсорбции в абсорбере реализуют контакт исходной жидкости, обогащенной кислыми газовыми компонентами (неочищенного газа), с абсорбентом, благодаря которому по меньшей мере частично отмывают кислый газовый компонент.
Функцию абсорбера предпочтительно выполняет промывное устройство, обычно используемое для абсорбционной очистки газов. Пригодными промывными устройствами являются, например, колонны с насадочными телами, насадочные колонны, тарельчатые колонны, мембранные контакторы, радиальные скрубберы, струйные скрубберы, скрубберы Вентури или ротационные скрубберы, причем предпочтительно используют насадочные колонны, колонны с насадочными телами или тарельчатые колонны, особенно предпочтительно тарельчатые колонны или колонны с насадочными телами. При этом обработку жидкостного потока в колонне абсорбентом осуществляют предпочтительно противотоком. Жидкостной поток в общем случае подают в нижнюю часть колонны, в то время как абсорбент поступает в ее верхнюю часть. В тарельчатых колоннах смонтированы сетчатые, колпачковые или клапанные тарелки, через которые стекает жидкость. Колонны с насадочными телами могут быть заполнены различными формованными телами. Более высокого теплообмена и массообмена чаще всего достигают благодаря увеличению поверхности, достигаемому при использовании формованных тел с примерными размерами от 25 до 80 мм. Примерами известных насадочных тел являются кольца Рашига (полые цилиндры), кольца Палля, кольца Hiflow, седла Intalox и так далее. Насадочные тела могут находиться в колонне в упорядоченном или неупорядоченном (в виде насыпного слоя) состоянии. К пригодным материалам насадочных тел относится стекло, керамика, металл или полимеры. Результатом усовершенствования упорядоченных насадочных тел являются структурированные насадки. Структурированные насадки отличаются регулярно сформованной структурой. Использование подобных насадок позволяет уменьшить потери давления пропускаемого через соответствующую колонну газа. Существуют разные варианты исполнения насадок, например тканевые или листовые насадки. В качестве материала насадок можно использовать металл, полимер, стекло или керамику.
Температура абсорбента на стадии абсорбции в общем случае находится в примерном интервале от 30 до 100°С, причем при использовании колонны температура абсорбента в ее верхней части составляет, например, от 30 до 70°С, а в зоне днища от 50 до 100°С. Общее давление на стадии абсорбции в общем случае находится в примерном интервале от 1 до 120 бар, предпочтительно от 10 до 100 бар.
В результате абсорбции получают целевой газ, обедненный кислым газовым компонентом (очищенный газ), и абсорбент, насыщенный кислым газовым компонентом. Предлагаемый в изобретении способ может включать одну или несколько, в частности, две следующие друг за другом ступени абсорбции. Абсорбцию можно осуществлять на нескольких отдельных последовательных ступенях, причем на каждой из них реализуют контакт неочищенного газа, содержащего кислый газовый компонент, с соответствующим частичным потоком абсорбента. Абсорбент, с которым контактирует неочищенный газ, может быть уже частично насыщен кислыми газами, то есть речь может идти, например, об использовании абсорбента, возвращаемого на первую ступень абсорбции с последующей ступени абсорбции, или частично регенерированного абсорбента. Осуществление двухступенчатой абсорбции описано в европейских заявках на патент ЕР-А 0159495, ЕР-А 020190434 и ЕР-А 0359991, а также в международной заявке WO 00100271.
Согласно предпочтительному варианту осуществления предлагаемого в изобретении способа содержащую кислые газы жидкость на первой ступени абсорбции подвергают обработке абсорбентом при температуре от 40 до 100°С, предпочтительно от 50 до 90°С, в частности от 60 до 90°С. Обедненную кислыми газами жидкость на второй ступени абсорбции подвергают обработке абсорбентом при температуре от 30 до 90°С, предпочтительно от 40 до 80°С, в частности от 50 до 80°С, то есть при температуре, которая ниже температуры первой ступени абсорбции на величину от 5 до 20°С.
Кислый газовый компонент можно высвобождать из насыщенного им абсорбента, получая регенерированный абсорбент, на стадии реализуемой обычными методами (аналогично цитируемым ниже публикациям) регенерации. На стадии регенерации снижают степень насыщения абсорбента кислым газовым компонентом, получая регенерированный абсорбент, который предпочтительно возвращают на стадию абсорбции.
Стадия регенерации в общем случае включает по меньшей мере одну операцию снижения давления насыщенного кислым газом абсорбента, который поступает со стадии абсорбции под используемым на этой стадии повышенным давлением. Давление абсорбента на стадии регенерации может быть снижено, например, посредством дроссельного клапана и/или турбины для сброса давления. Регенерация абсорбента, включающая операцию снижения давления, описана, например, в патентах США US 4537753 и US 4553984.
Высвобождение кислого газового компонента на стадии регенерации можно осуществлять, например, в колонне для сброса давления, например, в вертикально или горизонтально вмонтированном расширительном резервуаре, или в противоточной колонне с внутренними устройствами.
Для регенерации насыщенного абсорбента также можно использовать колонну с насадочными телами, насадочную или тарельчатую колонну. Куб подобной регенерационной колонны снабжен нагревателем, в качестве которого используют, например, испаритель с принудительной циркуляцией, осуществляемой посредством циркуляционного насоса. Верхняя часть подобной регенерационной колонны снабжена выходом для удаления высвобождающихся кислых газов. Уносимые из регенерационной колонны пары абсорбента конденсируют в соответствующем конденсаторе и возвращают в указанную колонну.
Можно последовательно соединять несколько колонн для сброса давления, регенерацию абсорбента в которых осуществляют при разных давлениях. Так, например, в предварительной колонне для сброса давления регенерацию абсорбента можно выполнять при высоком давлении, которое в типичных случаях примерно на 1,5 бар превышает парциальное давление кислого газового компонента на стадии абсорбции, в то время как в основной колонне для сброса давления регенерацию осуществляют при пониженном давлении, абсолютная величина которого составляет, например, от 1 до 2 бар. Регенерация абсорбента на двух или более ступенях снижения давления описана в патентах США US 4537753 и US 4553984, а также в европейских заявках на патент ЕР-А 0159495, ЕР-А 0202600, ЕР-А 0190434 и ЕР-А 0121109.
В немецком патенте DE 100 28 637 описан технологический вариант, предусматривающий использование двух ступеней снижения давления (до абсолютных значений в интервале от 1 до 2 бар), причем на первой ступени осуществляют нагревание частично регенерированной абсорбирующей жидкости и причем перед первой ступенью при необходимости предусматривают ступень снижения давления до средних значений, составляющих по меньшей мере 3 бар. При этом на первой ступени снижения давления насыщенную абсорбирующую жидкость дросселируют до абсолютного давления, составляющего от 1 до 2 бар. Затем частично регенерированную абсорбирующую жидкость нагревают в теплообменнике и на второй ступени снижения давления вновь дросселируют до абсолютного давления от 1 до 2 бар.
В соответствии с европейскими заявками на патент ЕР-А 0159495, ЕР-А 0202600, ЕР-А 0190434 и ЕР-А 0121109 (патентом США US 4551158) снижение давление на последней ступени можно осуществлять также в вакууме, создаваемом, например, посредством пароструйного эжектора при необходимости в комбинации с механическим устройством для вакуумирования.
Благодаря оптимизации содержания аминных компонентов предлагаемый в изобретении абсорбент способен поглощать значительные количества кислых газов, которые затем можно легко десорбировать. В соответствии с этим предлагаемый в изобретении способ позволяет значительно сократить энергопотребление и оборот абсорбента.
Ниже изобретение более подробно рассмотрено на примере его осуществления со ссылкой на прилагаемый к описанию чертеж (фиг.1).
На фиг.1 схематически показана установка, пригодная для осуществления предлагаемого в изобретении способа.
Как показано на фиг.1, подвергнутый соответствующей предварительной обработке газовый поток, который содержит кислый газ, по питающему трубопроводу 1 поступает в абсорбер 2, в котором реализуют контакт указанного газового потока с перемещающимся противотоком к нему регенерированным абсорбентом, подаваемым в абсорбер 2 по трубопроводу 3.
Абсорбент поглощает содержащийся в указанном газовом потоке кислый газ, причем обедненный кислым газом очищенный газ выходит из абсорбера 2 по трубопроводу 4 для отходящего газа.
Насыщенный кислым газом абсорбент нагнетают насосом 12 по трубопроводу 5 в десорбционную колонну 7, причем в теплообменнике 11 насыщенный абсорбент нагревается за счет теплообмена с выходящим из куба десорбционной колонны 7 регенерированным абсорбентом и проходит через дроссельный клапан 6. В нижней части десорбционной колонны 7 насыщенный кислым газом абсорбент нагревают посредством не показанного на фиг.1 нагревателя и регенерируют. Высвобождающийся при этом кислый газ выходит из десорбционной колонны 7 по трубопроводу 8 для отходящего газа. Регенерированный абсорбент посредством насоса 9 прокачивают через теплообменник 11, в котором он нагревает насыщенный кислым газом абсорбент и сам при этом охлаждается, и через теплообменник 10 возвращают в абсорбционную колонну 2.
Пример
Готовят раствор калиевой соли N,N-диметилглицина концентрацией 39% мас. Аликвотные части приготовленного раствора объемом 200 мл каждая смешивают с 1% масс. фосфорной кислоты (Н2РО4), соответственно 2% мас. 1-гидроксиэтан-1,1-дифосфоновой кислоты. Другую аликвотную часть используют в качестве контрольной.
Три указанные аликвотные части насыщают сероводородом при температуре 50°С и нормальном давлении до равновесной концентрации сероводорода. Равновесное насыщение сероводородом определяют путем потенциометрического титрования соответствующих растворов нитратом серебра.
Для имитирования процесса регенерации растворы в соответствующих снабженных обратными холодильниками колбах Эрленмейера кипятят на масляной бане при постоянной температуре (100°С). При этом через соответствующие жидкости пропускают 10 нл/ч газообразного азота для улучшения массообмена между газовой и жидкой фазами и удаления через холодильник высвобождающегося сероводорода.
Через определенные промежутки времени из соответствующих колб отбирают образцы объемом 20 мл и вновь определяют содержание сероводорода путем потенциометрического титрования нитратом серебра. Соответствующие экспериментальные результаты приведены в нижеследующей таблице.
Пример 1 2 3
Промотор Без промотора Фосфорная кислота 1-Гидроксиэтан-1,1-дифосфоновая кислота
Равновесное насыщение сероводородом при 50°С, [нм3]H2S/t 54,41 50,83 57,17
Насыщение сероводородом в пересчете на исходное значение [%] по истечении:      
0 мин 100,0 100,0 100,0
15 мин 50,0 51,1 58,3
45 мин 33,7 32,5 27,1
105 мин 21,7 21,0 13,7
225 мин 14,5 10,9 3,6
405 мин 6,6 3,5 0,4
Из приведенных в таблице экспериментальных данных следует, что регенерация абсорбента до заданного остаточного насыщения сероводородом, составляющего, например, менее 10%, которую осуществляют в соответствии с примерами 2 и 3 (с использованием кислого промотора), протекает быстрее, чем в сравнительном примере 1. Поскольку в выбранных экспериментальных условиях подача энергии пропорциональна произведению постоянного теплового потока и времени, необходимая для регенерации энергия согласно примерам 2 и 3 меньше, чем в сравнительном примере 1.

Claims (11)

1. Абсорбент для извлечения кислых газов из жидкостного потока, включающий водный раствор:
a) по меньшей мере одной соли металла с аминокарбоновой кислотой общей формулы (V):
Figure 00000008

в которой остатки R1, R2 и R3 соответственно независимо друг от друга означают водород или алкил с 1-3 атомами углерода, М означает натрий или калий и n означает целое число от 0 до 5, и
b) по меньшей мере одного кислого промотора, который выбран из фосфоновых кислот общей формулы (II)
Figure 00000009

в которой R означает водород или алкил с 1-6 атомами углерода и Q означает водород, гидроксильную группу или группу формулы -NY2, в которой Y означает водород или -СН2РО3Н2,
такие как 1-гидроксиэтан-1,1-дифосфоновая кислота и их неполных сложных эфиров,
причем молярное отношение компонента b) к компоненту а) составляет от 0,0005 до 1.
2. Абсорбент по п.1, причем кислый промотор выбран из группы, включающей протонные кислоты с показателем кислотности pKa менее 6 или их нечетвертичные аммониевые соли.
3. Абсорбент по п.1, причем кислый промотор включает многоосновную кислоту.
4. Абсорбент по п.1, причем аминокарбоновая кислота выбрана из группы, включающей α-аминокислоты, β-аминокислоты, γ-амино-кислоты, δ-аминокислоты, ε-аминокислоты и ζ-аминокислоты.
5. Абсорбент по п.1, причем аминокарбоновой кислотой является N-моноалкиламинокарбоновая кислота с 1-4 атомами углерода в алкиле или N,N-диалкиламинокарбоновая кислота с 1-4 атомами углерода в алкиле.
6. Абсорбент по п.1, причем солью металла с аминокарбоновой кислотой является калиевая соль диметилглицина или N-метилаланина.
7. Абсорбент по одному из пп.1-6, причем водный раствор содержит от 2 до 5 кмоль/м3 соли металла с аминокарбоновой кислотой.
8. Способ извлечения кислых газов из жидкостного потока, в соответствии с которым реализуют контакт жидкостного потока с абсорбентом по одному из пп.1-7.
9. Способ по п.8 для селективного извлечения сероводорода.
10. Способ по п.8, причем жидкостной поток содержит углеводороды.
11. Способ по одному из пп.8-10, причем регенерацию насыщенного абсорбента осуществляют путем:
а) нагревания,
b) снижения давления,
c) отпаривания посредством инертной жидкости
или комбинированного использования двух или всех указанных технических мероприятий.
RU2011135611/05A 2009-01-29 2010-01-27 Абсорбент для извлечения кислых газов, содержащий аминокислоту и кислый промотор RU2531197C2 (ru)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
EP09151655.9 2009-01-29
EP09151655 2009-01-29
PCT/EP2010/050943 WO2010086334A1 (de) 2009-01-29 2010-01-27 Aminosäure und sauren Promotor enthaltendes Absorptionsmittel zum Entfernen saurer Gase

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2011135611A RU2011135611A (ru) 2013-03-10
RU2531197C2 true RU2531197C2 (ru) 2014-10-20

Family

ID=42199069

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2011135611/05A RU2531197C2 (ru) 2009-01-29 2010-01-27 Абсорбент для извлечения кислых газов, содержащий аминокислоту и кислый промотор

Country Status (9)

Country Link
US (1) US8269037B2 (ru)
EP (1) EP2391437B1 (ru)
CN (1) CN102292139B (ru)
CA (1) CA2750458C (ru)
ES (1) ES2428236T3 (ru)
PL (1) PL2391437T3 (ru)
RU (1) RU2531197C2 (ru)
UA (1) UA106881C2 (ru)
WO (1) WO2010086334A1 (ru)

Families Citing this family (27)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE102005050385A1 (de) * 2005-10-20 2007-04-26 Basf Ag Absorptionsmittel und Verfahren zum Entfernen von Kohlendioxid aus Gasströmen
CA2651888C (en) * 2006-05-18 2015-07-07 Basf Se Carbon dioxide absorbent requiring less regeneration energy
CA2761895C (en) 2009-05-26 2018-08-28 Basf Se Process for recovery of carbon dioxide from a fluid stream, in particular from syngas
EP2481467A1 (de) * 2011-01-31 2012-08-01 Siemens Aktiengesellschaft Lösungsmittel, Verfahren zur Bereitstellung einer Absorptionsflüssigkeit, sowie Verwendung des Lösungsmittels
EP2551007A1 (de) * 2011-07-29 2013-01-30 Siemens Aktiengesellschaft Absorptionsflüssigkeit, Verfahren zur Herstellung einer Absorptionsflüssigkeit, Verfahren zur Aktivierung eines Lösungsmittels und Verwendung der Absorptionsflüssigkeit
DE102012200907A1 (de) 2012-01-23 2013-07-25 Evonik Industries Ag Verfahren und Absorptionsmedium zur Absorption von CO2 aus einer Gasmischung
US20130243677A1 (en) * 2012-03-14 2013-09-19 Exxonmobil Research And Engineering Company Amine treating process for selective acid gas separation
MY183705A (en) * 2013-03-15 2021-03-09 Mecs Inc Regenerative recovery of contaminants from effluent gases
KR20150140817A (ko) * 2013-04-15 2015-12-16 지멘스 악티엔게젤샤프트 흡수제, 흡수제의 제조 방법, 및 산성 가스로부터 황화수소를 분리하기 위한 방법 및 장치
CN103432884B (zh) * 2013-07-09 2016-07-27 南京信息工程大学 用于吸收二氧化硫的复合有机酸盐溶液
US9920606B2 (en) 2013-07-31 2018-03-20 Schlumberger Technology Corporation Preparation method, formulation and application of chemically retarded mineral acid for oilfield use
US9573808B2 (en) 2013-07-31 2017-02-21 Schlumberger Technology Corporation Aqueous solution and method for use thereof
US9796490B2 (en) 2013-10-24 2017-10-24 Schlumberger Technology Corporation Aqueous solution and method for use thereof
JP2015029987A (ja) * 2013-08-07 2015-02-16 株式会社東芝 酸性ガス吸収剤、酸性ガス除去方法及び酸性ガス除去装置
CN104437000B (zh) * 2013-09-25 2017-01-11 中国石油化工股份有限公司 含有硼酸胺盐的选择性脱硫溶剂
DE102015212749A1 (de) 2015-07-08 2017-01-12 Evonik Degussa Gmbh Verfahren zur Entfeuchtung von feuchten Gasgemischen
EP3386608B1 (de) * 2015-12-09 2020-03-18 Basf Se Verfahren und anlage zur sauergasanreicherung
DE102016210481B3 (de) 2016-06-14 2017-06-08 Evonik Degussa Gmbh Verfahren zum Reinigen einer ionischen Flüssigkeit
EP3257568B1 (de) 2016-06-14 2019-09-18 Evonik Degussa GmbH Verfahren zur entfeuchtung von feuchten gasgemischen mit ionischen flüssigkeiten
DE102016210483A1 (de) 2016-06-14 2017-12-14 Evonik Degussa Gmbh Verfahren und Absorptionsmittel zur Entfeuchtung von feuchten Gasgemischen
DE102016210478A1 (de) 2016-06-14 2017-12-14 Evonik Degussa Gmbh Verfahren zur Entfeuchtung von feuchten Gasgemischen
EP3257843A1 (en) 2016-06-14 2017-12-20 Evonik Degussa GmbH Method of preparing a high purity imidazolium salt
DE102016210484A1 (de) 2016-06-14 2017-12-14 Evonik Degussa Gmbh Verfahren zur Entfeuchtung von feuchten Gasgemischen
GB201712465D0 (en) 2017-08-02 2017-09-13 C-Capture Ltd System for the capture and release of acid gases
CN109513312A (zh) * 2017-09-18 2019-03-26 中国石化扬子石油化工有限公司 一种利用无水脱硫溶剂脱除混合气中硫化氢的方法
US11395987B2 (en) * 2019-10-17 2022-07-26 Veolia North America Regeneration Services, Llc Scrubber system improvement for sulfur containing gas streams
CN116550117B (zh) * 2023-07-07 2023-09-15 山西大地生态环境技术研究院有限公司 一种二氧化碳的捕集及联产有机弱酸盐的装置及其方法

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3042483A (en) * 1958-07-29 1962-07-03 Hoechst Ag Process for separating carbon dioxide from gas mixtures
EP0534774A1 (en) * 1991-09-25 1993-03-31 Exxon Chemical Patents Inc. 5,5-Dialkyl hydantoins for promoted acid gas scrubbing processes
EP0671200A2 (en) * 1994-03-09 1995-09-13 The Kansai Electric Power Co., Inc. Method for the removal of carbon dioxide from combustion exhaust gas
RU2252063C1 (ru) * 2004-06-28 2005-05-20 Закрытое Акционерное Общество Научно-Производственная Компания "Интергаз" Способ очистки газовых смесей от диоксида углерода (варианты) и устройство для очистки газовых смесей от диоксида углерода (варианты)

Family Cites Families (27)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CA1078145A (en) 1975-06-10 1980-05-27 Erwin Hartert Removal of co2 and/or h2s from cracked gases
US4094957A (en) 1976-12-14 1978-06-13 Exxon Research & Engineering Co. Process for removing acid gases with hindered amines and amino acids
DE3236600A1 (de) 1982-10-02 1984-04-05 Basf Ag, 6700 Ludwigshafen Verfahren zum entfernen von co(pfeil abwaerts)2(pfeil abwaerts) und gegebenenfalls h(pfeil abwaerts)2(pfeil abwaerts)s aus erdgasen
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
EP0134948A3 (en) 1983-06-30 1987-10-14 Union Carbide Corporation Absorbent formulation for enhanced removal of acid gases from gas mixtures and processes using same
IT1194310B (it) 1983-07-12 1988-09-14 Lepetit Spa Derivati triazolo (3,4-a) ftalazinici 3,6-disostituiti
US4553984A (en) 1984-03-06 1985-11-19 Basf Aktiengesellschaft Removal of CO2 and/or H2 S from gases
DE3408851A1 (de) 1984-03-10 1985-09-12 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
DE3445063A1 (de) 1984-12-11 1986-06-12 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
DE3518368A1 (de) 1985-05-22 1986-11-27 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
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
DE19828977A1 (de) 1998-06-29 1999-12-30 Basf Ag Verfahren zur Entfernung saurer Gasbestandteile aus Gasen
DE10028637A1 (de) 2000-06-09 2001-12-13 Basf Ag Verfahren zum Entsäuern eines Kohlenwasserstoff-Fluidstroms
NL1020560C2 (nl) * 2002-05-08 2003-11-11 Tno Methode voor absorptie van zure gassen.
ITPR20040018A1 (it) 2004-03-09 2004-06-09 Sig Technology Ag Macchina etichettatrice con dispositivo di saldatura ad ultrasuoni per realizzare una etichetta tubolare in film termoretraibile e procedimento di saldatura.
US20060089281A1 (en) * 2004-09-01 2006-04-27 Gibson Gregory L Methods and compositions for paint removal
CN100421768C (zh) * 2005-07-12 2008-10-01 南京理工大学 用于膜接触器吸收酸性气体的复合溶液
US8480795B2 (en) * 2005-08-09 2013-07-09 Exxonmobil Research And Engineering Company Absorbent composition containing molecules with a hindered amine and a metal sulfonate, phosphonate or carboxylate structure for acid gas scrubbing process
WO2007104800A1 (de) * 2006-03-16 2007-09-20 Basf Se Verfahren zum inkontaktbringen zweier phasen, deren kontakt von wärmeentwicklung begleitet ist
ES2525428T3 (es) * 2006-08-28 2014-12-22 Basf Se Retirada de dióxido de carbono de gases de escape de combustión
KR100768383B1 (ko) * 2006-11-29 2007-10-18 한국전력공사 이산화탄소 분리용 혼합 흡수제
WO2008145658A1 (de) 2007-05-29 2008-12-04 Basf Se Absorptionsmittel zum entfernen von sauren gasen, umfassend eine basische aminocarbonsäure
WO2008155394A2 (de) * 2007-06-19 2008-12-24 Basf Se Verfahren zur herstellung von 1,2- dichlorethan
US8388738B2 (en) 2007-11-15 2013-03-05 Basf Se Method for removing carbon dioxide from fluid flows, in particular combustion exhaust gases
US20110185902A1 (en) 2008-06-06 2011-08-04 Rupert Wagner Column for bringing two fluids into contact
PL2300128T3 (pl) 2008-06-23 2014-01-31 Basf Se Absorbent i sposób usuwania kwaśnych gazów ze strumieni płynów, w szczególności z gazów spalinowych
AU2009264387B2 (en) 2008-06-23 2014-01-09 Basf Se Absorption medium and method for removing sour gases from fluid streams, in particular from flue gases

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3042483A (en) * 1958-07-29 1962-07-03 Hoechst Ag Process for separating carbon dioxide from gas mixtures
EP0534774A1 (en) * 1991-09-25 1993-03-31 Exxon Chemical Patents Inc. 5,5-Dialkyl hydantoins for promoted acid gas scrubbing processes
EP0671200A2 (en) * 1994-03-09 1995-09-13 The Kansai Electric Power Co., Inc. Method for the removal of carbon dioxide from combustion exhaust gas
RU2252063C1 (ru) * 2004-06-28 2005-05-20 Закрытое Акционерное Общество Научно-Производственная Компания "Интергаз" Способ очистки газовых смесей от диоксида углерода (варианты) и устройство для очистки газовых смесей от диоксида углерода (варианты)

Also Published As

Publication number Publication date
PL2391437T3 (pl) 2014-01-31
CA2750458A1 (en) 2010-08-05
CN102292139B (zh) 2014-09-03
WO2010086334A1 (de) 2010-08-05
CN102292139A (zh) 2011-12-21
EP2391437B1 (de) 2013-08-28
RU2011135611A (ru) 2013-03-10
UA106881C2 (ru) 2014-10-27
CA2750458C (en) 2017-10-24
US20100186590A1 (en) 2010-07-29
EP2391437A1 (de) 2011-12-07
ES2428236T3 (es) 2013-11-06
US8269037B2 (en) 2012-09-18

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2531197C2 (ru) Абсорбент для извлечения кислых газов, содержащий аминокислоту и кислый промотор
US11369919B2 (en) Absorbent for selective removal of hydrogen sulfide from a fluid stream
AU2010247405B2 (en) Absorbent for the selective removal of hydrogen sulfide from fluid flows
CA3021567C (en) Use of morpholine-based hindered amine compounds for selective removal of hydrogen sulfide
RU2746838C1 (ru) Абсорбент для селективного удаления сероводорода
TW201728366A (zh) 用於選擇性移除硫化氫的環狀胺
JP7130672B2 (ja) 硫化水素を選択的に除去するための吸収剤および方法
CA3000284A1 (en) Amine compounds for selectively removing hydrogen sulphide
CA3074650A1 (en) Absorbent and process for selectively removing hydrogen sulfide
JP7561744B2 (ja) 酸性ガスを流体ストリームから、ピペラジン環を含む液体吸収剤で除去する方法
CN108367232B (zh) 酸性气体富集方法和系统
EA043349B1 (ru) Способ удаления кислых газов из потока текучей среды с помощью жидкого абсорбента, содержащего пиперазиновое кольцо

Legal Events

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

Effective date: 20170128