RU2635620C2 - Водная композиция с алканоламином и способ удаления кислых газов из газовых смесей - Google Patents

Водная композиция с алканоламином и способ удаления кислых газов из газовых смесей Download PDF

Info

Publication number
RU2635620C2
RU2635620C2 RU2015102761A RU2015102761A RU2635620C2 RU 2635620 C2 RU2635620 C2 RU 2635620C2 RU 2015102761 A RU2015102761 A RU 2015102761A RU 2015102761 A RU2015102761 A RU 2015102761A RU 2635620 C2 RU2635620 C2 RU 2635620C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
acid
aqueous
alkanolamine
solution
gas
Prior art date
Application number
RU2015102761A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2015102761A (ru
Inventor
Кристоф Р. ЛАРОШ
Херардо ПАДИЛЬЯ
Тимоти Д. ХЭЛНОН
Original Assignee
ДАУ ГЛОБАЛ ТЕКНОЛОДЖИЗ ЭлЭлСи
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 ЭлЭлСи filed Critical ДАУ ГЛОБАЛ ТЕКНОЛОДЖИЗ ЭлЭлСи
Publication of RU2015102761A publication Critical patent/RU2015102761A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2635620C2 publication Critical patent/RU2635620C2/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
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/14—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
    • B01D53/1456—Removing acid components
    • B01D53/1468—Removing hydrogen sulfide
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/14—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
    • B01D53/1493—Selection of liquid materials for use as absorbents
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • 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
    • 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
    • C10L3/103—Sulfur containing 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
    • B01D2252/10—Inorganic absorbents
    • B01D2252/103—Water
    • 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
    • B01D2252/20405—Monoamines
    • 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
    • B01D2252/20431—Tertiary amines
    • 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
    • B01D2252/20478—Alkanolamines
    • B01D2252/20489—Alkanolamines with two or more hydroxyl groups
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02C—CAPTURE, STORAGE, SEQUESTRATION OR DISPOSAL OF GREENHOUSE GASES [GHG]
    • Y02C20/00—Capture or disposal of greenhouse gases
    • Y02C20/40—Capture or disposal of greenhouse gases of CO2

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Analytical Chemistry (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Gas Separation By Absorption (AREA)
  • Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
  • Treating Waste Gases (AREA)

Abstract

Изобретение относится к водному раствору алканоламина для удаления сероводорода из газовых смесей. Описан водный раствор алканоламина для удаления сероводорода из газовых смесей, содержащий: (i) аминосоединение общей формулы
Figure 00000002
, где R1 и R2 независимо друг от друга представлены метильной, этильной, пропильной или изопропильной группами, (ii) кислоту со значением рКа, равным 8 или меньше, или кислотообразующее вещество, способное образовывать в водной среде кислоту со значением рКа, равным 8 или меньше, и (iii) необязательно, одно или более аминосоединений, которые отличаются от (i). Также описан способ удаления сероводорода из газовой смеси. Технический результат: получен состав для эффективного удаления сероводорода из газовых смесей и/или удаления кислых газов при повышенной рабочей температуре. 2 н. и 7 з.п. ф-лы, 1 табл., 2 ил., 12 пр.

Description

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ, К КОТОРОЙ ОТНОСИТСЯ ИЗОБРЕТЕНИЕ
Изобретение относится к композиции, содержащей водный раствор кислоты или кислотообразующего вещества и алканоламин, предпочтительно 3-(диметиламино)-1,2-пропандиол, и к способу применения указанной водной композиции для удаления кислых газов, таких как СО2, СОS и H2S, из газовых смесей, предпочтительно для удаления H2S из газовых смесей в условиях, когда водный раствор обладает повышенной температурой.
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
Потоки текучих сред, поступающие из природных газовых резервуаров нефтяных или угольных пластов, часто содержат значительное количество кислых газов, например диоксида углерода (СО2), сероводорода (H2S), диоксида серы (SО2), дисульфида углерода (СS2), циановодорода (HCN), сернистого карбонила (COS) или меркаптанов, в качестве примесей. Упомянутые потоки текучих сред могут представлять собой газ, жидкость или их смеси, например, такие газы, как природный газ, газ нефтепереработки, газообразные углеводороды пиролиза сланцев, синтез-газ и т.п., и такие жидкости, как сжиженный нефтяной газ (liquefied petroleum gas - LPG) и газоконденсатная жидкость (natural gas liquid - NGL).
Известны и описаны в литературе различные способы и композиции для удаления кислых газов. Хорошо известен способ обработки газовых смесей водными аминовыми растворами с целью удаления кислых газов. Обычно водный аминовый раствор приводят в контакт с газовой смесью, содержащей кислые газы, в режиме противотока при низкой температуре и высоком давлении в абсорбционной колонне. Водный аминовый раствор, как правило, содержит алканоламин, такой как триэтаноламин (ТЕА), метилдиэтаноламин (MDEA), диэтаноламин (DEA), моноэтаноламин (МЕА), диизопропаноламин (DIPA) или 2-(2-аминоэтокси)этанол (иногда именуемый дигликольамин или DGA). В некоторых случаях в сочетании с алканоламинами используют ускоритель, например пиперазин и MDEA, как описано в USP 4336233, 4997630 и 6337059, которые во всей своей полноте включаются в настоящий документ путем ссылки. В качестве альтернативы в ЕР 0134948 описано смешивание кислоты с подобранным щелочным материалом, таким как MDEA, для обеспечения улучшенного удаления кислого газа. Однако в ЕР 0134948 указано, что только выборочный класс щелочных материалов, смешанных с кислотой, пригоден в качестве водных щелочных растворов для обеспечения улучшенного удаления кислого газа.
Было показано, что третичные амины, такие как 3-диметиламино-1,2-пропандиол (DMAPD), эффективно удаляют СО2 из газовых смесей (см. USP 5736116). Кроме того, было показано, что в определенных процессах, таких как процесс удаления сероводорода из высокосернистого газа (Girbitol process), третичные амины эффективно удаляют H2S, но демонстрируют снижение эффективности при повышенной температуре («Organic Amines-Girbitol Process», Bottoms, R.R., The Science of Petroleum, volume 3, Oxford University Press, 1938, рр. 1810-1815).
Хотя упомянутые выше соединения эффективны, каждому из них свойственны ограничения, которые сужают универсальность их применения. В частности, было бы желательно иметь водную композицию, содержащую алканоламин, для удаления H2S из газовых смесей и/или водный раствор алканоламина, эффективный с точки зрения удаления кислых газов с рентабельной производительностью, когда водный раствор используется при повышенной температуре, например более 140°F (60°С).
В этой связи имеется потребность в водном растворе алканоламина и способе использования упомянутого раствора, эффективном при удалении сероводорода из газовых смесей и/или удаления кислых газов при повышенной рабочей температуре.
СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Изобретение относится к композиции водного раствора алканоламина и к способу использования указанной композиции водного раствора алканоламина для удаления кислых газов, предпочтительно удаления сероводорода посредством взаимодействия с газовыми смесями, содержащими указанные кислые газы, предпочтительно, когда температура водного раствора алканоламина больше или равна 140°F (60°С), при этом упомянутая композиция содержит (i) аминосоединение предпочтительно в количестве от 0,1 до 75 массовых процентов, имеющее общую формулу
R1R2NCH2CH(OH)CH2OH (1)
где R1 и R2 независимо друг от друга представляют низшие алкильные группы, состоящие из 1-3 атомов углерода, например метильные, этильные, пропильные и изопропильные группы, более предпочтительными группами R1 и R2 являются метильные и этильные группы, особенно предпочтительные аминосоединения включают 3-(диметиламино)-1,2-пропандиол, в котором обе группы R1 и R2 являются метильными, и 3-(диэтиламино)-1,2-пропандиол, в котором обе группы R1 и R2 являются этильными; (ii) кислоту или кислотообразующее вещество предпочтительно в количестве от 0,1 до 25 массовых процентов, такой как органическая или неорганическая кислота со значением рКа, равным 8 или меньше, предпочтительно 7 или меньше, более предпочтительно 6 или меньше; (iii) одно или более дополнительных аминосоединений предпочтительно в количестве от 0 до 75 массовых процентов, которые отличаются от аминосоединения, описанного выше в пункте (i), предпочтительные дополнительные аминосоединения включают одну или более третичных аминогрупп, и (iv) необязательно физический растворитель, предпочтительно, выбранный из циклотетраметиленсульфона, диметиловых эфиров полиэтиленгликоля, 1,3-диметил-3,4,5,6-тетрагидро-2(1Н)-пиримидинона, N-формилморфолина, N-ацетилморфолина, монометилового эфира триэтиленгликоля или их смесей.
При этом массовые проценты даны в расчете на общую массы водного раствора алканоламина.
В одном из вариантов осуществления изобретения аминосоединение (i) предпочтительно представляет собой 3-(диметиламино)-1,2-пропандиол или 3-(диэтиламино)-1,2-пропандиол.
В одном из вариантов осуществления изобретения предпочтительно кислота (ii) является ортофосфорной кислотой, серной кислотой, борной кислотой, муравьиной кислотой или соляной кислотой.
В одном из вариантов осуществления изобретения способ дополнительно включает стадию десорбции водного раствора алканоламина паром так, что образуется обедненный сероводородом водный раствор алканоламина, который может быть использован на упомянутой стадии контакта.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
На фиг. 1 показана принципиальная технологическая схема процесса абсорбции, соответствующего изобретению.
На фиг. 2 представлен график концентрации H2S в очищенной газовой смеси относительно скорости циркуляции абсорбента.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Водный растворитель изобретения представляет собой водный раствор амина, содержащий соединение алканоламина и кислоту или кислотообразующее вещество. Аминосоединение, пригодное для водных растворов алканоламина изобретения, имеет общую формулу
R1R2NCH2CH(OH)CH2OH (1)
где R1 и R2 независимо друг от друга представляют низшие алкильные группы, состоящие из 1-3 атомов углерода, например метильные, этильные, пропильные и изопропильные группы. Более предпочтительными группами R1 и R2 являются метильные и этильные группы. Особенно предпочтительные аминосоединения включают 3-(диметиламино)-1,2-пропандиол, в котором обе группы R1 и R2 являются метильными, и 3-(диэтиламино)-1,2-пропандиол, в котором обе группы R1 и R2 являются этильными.
Водный раствор алканоламина изобретения содержит алканоламин в количестве, больше или равном 0,1 массовых процентов, предпочтительно больше или равном 5 массовым процентам, более предпочтительно больше или равном 10 массовым процентам, еще более предпочтительно больше или равном 20 массовым процентам, при этом массовые проценты даны в расчете на общую массу водного раствора. Водный раствор алканоламина изобретения содержит алканоламин в количестве, меньше или равном 75 массовым процентам, предпочтительно меньше или равном 65 массовым процентам, более предпочтительно меньше или равном 55 массовым процентам, еще более предпочтительно меньше или равном 50 массовым процентам, при этом массовые проценты даны в расчете на общую массу водного раствора.
Пригодные кислоты или кислотообразующие вещества, которые могут быть использованы в соответствии с изобретением, можно охарактеризовать как сильные кислоты, к которым относится любая органическая или неорганическая кислота со значением рКа, равным 8 или менее, предпочтительно 7 или менее, более предпочтительно 6 или менее. К пригодным для использования кислотам принадлежат ортофосфорная кислота, которая является предпочтительной из-за своей низкой коррозионной активности, фосфорная кислота, борная кислота, соляная кислота, серная кислота, сернистая кислота, азотистая кислота, пирофосфорная кислота, теллуровая кислота и т.п. В качестве пригодных кислот включаются также органические кислоты, такие как уксусная кислота, муравьиная кислота, адипиновая кислота, бензойная кислота, н-масляная кислота, хлоруксусная кислота, лимонная кислота, глутаровая кислота, молочная кислота, малоновая кислота, щавелевая кислота, о-фталевая кислота, янтарная кислота, о-толуиловая кислота и т.п. Кроме того, могут быть использованы кислотообразующие вещества, которые способны образовывать кислоты при контакте с водой. Кислоты, образовавшиеся из таких кислотообразующих веществ, пригодных в соответствии с изобретением, имеют значение рКа, равное 8 или меньше, предпочтительно 7 или меньше, более предпочтительно 6 или меньше. Пригодным кислотообразующим веществом является диоксид серы.
Водный раствор алканоламина изобретения содержит кислоту и/или кислотообразующее вещество в количестве, больше или равном 0,1 массовых процентов, предпочтительно больше или равном 0,5 массовых процентов, более предпочтительно больше или равном 1 массовому проценту, при этом массовые проценты даны в расчете на общую массу водного раствора. Водный раствор алканоламина изобретения содержит кислоту и/или кислотообразующее вещество в количестве, меньше или равном 25 массовым процентам, предпочтительно меньше или равном 10 массовым процентам, более предпочтительно меньше или равном 5 массовым процентам, еще более предпочтительно меньше или равном 2,5 массовым процентам, при этом массовые проценты даны в расчете на общую массу водного раствора.
Композиции водного абсорбента изобретения могут необязательно включать одно или более дополнительных аминосоединений. Предпочтительно дополнительное аминосоединение является отличным, или вторым, алканоламином, не описываемым формулой (1), приведенной выше, таким как трис(2-гидроксиэтил)амин (триэтаноламин, ТЕА); трис(2-гидроксипропил)амин (триизопропанол); трибутаноламин; бис(2-гидроксиэтил)метиламин (метилдиэтаноламин, MDEA); 2-диэтиламиноэтанол (диэтилэтаноламин, DЕЕА); 2-диметиламиноэтанол (диметилэтаноламин, DМЕА); 3-диметиламино-1-пропанол; 3-диэтиламино-1-пропанол; 2-диизопропиламиноэтанол (DIEA); н,н-бис(2-гидроксипропил)метиламин (метилдиизопропаноламин, MDIPA); н,н'-бис(2-гидроксиэтил)пиперазин (дигидроксиэтилпиперазин, DiНЕР); диэтаноламин (DEA); 2-(трет-бутиламино)этанол; 2-(трет-бутиламиноэтокси)этанол; или 2-амино-2-метилпропанол (АМР), 2-(2-аминоэтокси)этанол.
Предпочтительные дополнительные аминосоединения включают одну или несколько третичных аминогрупп.
Предпочтительно дополнительное аминосоединение включает одну стерически затрудненную аминогруппу. Композиции водного абсорбента, включающие соединение 1-гидроксиэтил-4-перидинилпиперазина и амин, имеющий одну или несколько стерически затрудненных аминогрупп, является особенно предпочтительным с точки зрения удаления H2S.
Если необязательное аминосоединение присутствует, его количество в водном растворе алканоламина может лежать в диапазоне от больше или равного 0,1 массовых процентов, предпочтительно больше или равного 1 массовому проценту, более предпочтительно больше или равного 5 массовым процентам в расчете на общую массу водного раствора алканоламина. Если необязательное аминосоединение присутствует, его количество в водном растворе алканоламина может лежать в диапазоне до меньше или равного 75 массовым процентам, предпочтительно меньше или равного 50 массовым процентам, более предпочтительно меньше или равного 25 массовым процентам относительно общей массы водного раствора алканоламина.
Для удаления H2S из газовой смеси температура водного раствора алканоламина, который приводят в контакт с подлежащим обработке газом, должна быть больше или равна 120°F (49°С), предпочтительно больше или равна 130°F (54°С), более предпочтительно больше или равна 140°F (60°С), еще более предпочтительно больше или равна 150°F (65°С).
Помимо аминосоединения и воды водный раствор алканоламина может содержать одно или более других соединений, применяемых при обработке текучих сред в соответствии с хорошо известными способами. Примерами соединений, которые могут необязательно применяться, являются, помимо прочего, одно или более соединений из следующих: пеногасители; физические растворители, включая гликоли и их простые моно- и диэфиры или сложные эфиры, амиды алифатических кислот, N-алкилированные пирролидоны, сульфоны, сульфоксиды и т.п.; антиоксиданты; ингибиторы коррозии; пленкообразователи; хелатообразующие агенты, такие как металлы; регуляторы рН, такие как щелочные соединения и т.п. Количество этих необязательных компонентов не имеет решающего значения, однако может быть применено эффективное количество, соответствующее известным способам.
Помимо аминосоединения, кислоты и необязательного одного или более других соединений, используемых при обработке текучих сред, водный раствор алканоламина может содержать физический растворитель. Предпочтительно такой растворитель, как циклотетраметиленсуфон (доступный под торговой маркой SULFOLANE), диметиловые эфиры полиэтиленгликоля (доступные под торговой маркой SELEXOL компанией Dow Chemical Company) и монометиловый эфир триэтиленгликоля (TGME или METHOXYTRIGLYCOL от Dow Chemical Company), 1,3-диметил-3,4,5,6-тетрагидро-2(1Н)-пиримидинон, N-формилморфолин, N-ацетилморфолин или их смеси.
Если физический растворитель присутствует, его количество в водном растворе алканоламина может быть больше или равно 1 массовому проценту, предпочтительно больше или равно 5 массовым процентам, более предпочтительно больше или равно 10 массовым процентам в расчете на общую массу водного раствора алканоламина. Если физический растворитель присутствует, его количество в водном растворе алканоламина может быть меньше или равно 75 массовым процентам, предпочтительно меньше или равно 65 массовым процентам, более предпочтительно меньше или равно 50 массовым процентам в расчете на общую массу водного раствора алканоламина.
Изобретение имеет широкий спектр применения в нефтехимической и энергетической промышленности. Например, изобретение может быть использовано для обработки потоков текучих сред, газов, жидкостей или смесей в ходе переработки нефти, обработки высокосернистого газа, обработки газа конверсии угля паром, обработки опасных выбросов дымовых газов, обработки свалочных газов и в новом поколении устройств для борьбы с опасными выбросами в целях безопасности человека.
Потоки текучих сред, подлежащие обработке способом изобретения, содержат смесь кислых газов, которая включает H2S и необязательно может включать другие газы, такие как СО2, N2, СН4, С2Н6, С3Н8, Н2, СО, Н2О, COS, HCN, NH3, О2, меркаптаны и т.п. Часто такие газовые смеси находятся в газообразных продуктах горения, газах нефтепереработки, бытовом газе, природном газе, синтез-газе, хвостовом газе, водяном газе, пропане, пропилене, тяжелых углеводородных газах и т.д. При этом водный раствор алканоламина особенно эффективен, когда поток текучей среды представляет собой газовую смесь, полученную, например, в виде ретортного газа при перегонке сланцевой нефти, обработке сланцевого угля или при газификации тяжелой нефти путем паровоздушной или парокислородной термической конверсии тяжелого нефтяного остатка до газов и жидкостей с меньшим молекулярным весом или в ходе операций по очистке хвостовых газов завода по извлечению серы.
Предпочтительно способ изобретения применяют для удаления H2S из потока газа, содержащего H2S, необязательно, в присутствии одной или более других примесей, представляющих собой кислый газ, например СО2, N2, СН4, С2Н6, С3Н8, Н2, СО, Н2О, COS, HCN, NH3, О2 и/или меркаптаны. Однако изобретение может быть использовано для удаления H2S и одного или более из СО2, N2, СН4, С2Н6, С3Н8, Н2, СО, Н2О, COS, HCN, NH3, О2 и/или меркаптанов из потока газа, содержащего H2S и один или более компонентов из СО2, SO2, CS2, HCN, COS и/или меркаптанов.
Стадия абсорбции изобретения, как правило, включает приведение потока текучей среды, предпочтительно газовой смеси, в контакт с водным раствором алканоламина в любом пригодном для обеспечения контакта резервуаре, примеры характерных процессов абсорбции см. в USP 5736115 и 6337059, описание которых во всей полноте включается в настоящий документ путем ссылки. В этих процессах поток текучей среды, содержащий H2S, необязательно СО2 и другие примеси, из которого нужно удалить H2S, может быть приведен в тесный контакт с водным раствором алканоламина при помощи традиционных средств, таких как колонна или резервуар, например, с кольцевой насадкой или сетчатами тарелками, или барботажным реактором.
В типичном порядке применения изобретения на практике стадию абсорбции осуществляют путем подачи потока текучей среды в нижнюю часть абсорбционной колонны, тогда как свежий водный раствор алканоламина подают в верхнюю часть этой колонны. Поток текучей среды, по большей части лишенный H2S (иногда называемый обработанным или очищенным газом), выходит из верхней части колонны, а насыщенный водный раствор алканоламина, который содержит абсорбированный H2S, выходит из колонны в нижней части или через дно. Температура композиции абсорбента на входе на стадию абсорбции лежит предпочтительно в диапазоне от 120°F (49°С) до 210°F (99°С), более предпочтительно от 140°F (60°С) до 200°F (93°С). Давление может изменяться в широком диапазоне; приемлемые величины давления в абсорбере составляют от 5 до 2000 psi (34 кПа – 13,8 МПа), предпочтительно от 20 до 1500 psi (138 кПа – 10,3 МПа), наиболее предпочтительно от 25 до 1000 psi (172 кПа – 6,9 МПа). Взаимодействие происходит в таких условиях, когда H2S предпочтительно абсорбируется раствором. Условия абсорбции и условия в устройстве проектируют так, чтобы свести к минимуму время пребывания водного раствора алканоламина в абсорбере с целью уменьшения захватывания СО2 и в то же время, чтобы времени пребывания было достаточно для того, чтобы во время контакта потока текучей среды с водной композицией абсорбента абсорбировалось максимальное количество газообразного H2S. Для потоков текучих сред с низким парциальным давлением, которые встречаются в процессах термической конверсии, требуется меньше водного раствора алканоламина в тех же условиях абсорбции, чем для потоков текучих сред с более высоким парциальным давлением, таких как ретортные газы при перегонке сланцевой нефти.
Типичная процедура для фазы удаления H2S данного способа включает абсорбцию H2S в процессе противоточного контакта газообразной смеси, содержащей H2S и СО2, с водным раствором алканоламина, содержащим аминосоединение, в колонне, оборудованной множеством тарелок, при температуре по меньшей мере 120°F (49°С) и при скорости газа по меньшей мере 0,3 фут/с (0,09 м/с) (относительно «активной» или продуваемой поверхности тарелки) в зависимости от рабочего давления газа, при этом в указанной тарельчатой колонне имеется менее 20 тарелок, на которых происходит взаимодействие, и, как правило, используется, например, от 4 до 16 тарелок.
После взаимодействия потока текучей среды с водным раствором алканоламина, который становится насыщенным или частично насыщенным H2S, этот раствор может быть, по меньшей мере частично, регенерирован, после чего он может быть рециркулирован в абсорбер. Как и абсорбция, регенерация может происходить в одной жидкой фазе. Регенерация или десорбция кислых газов из водного раствора алканоламина может быть осуществлена традиционными средствами нагревания, расширения, отгонки инертной текучей средой или их сочетания, например снижения давления раствора или увеличения температуры до величины, при которой абсорбированный H2S испаряется, или путем подачи раствора в резервуар с конструкцией, подобной используемому на стадии абсорбции, в верхнюю часть этого резервуара и пропускания в восходящем направлении через этот резервуар инертного газа, такого как воздух или азот или предпочтительно пар. Температура раствора на стадии регенерации должна лежать в диапазоне от 120°F (49°С) до 210°F (99°С), предпочтительно от 140°F (60°С) до 200°F (93°С), давление раствора во время регенерации должно составлять от 0,5 psi (3 кПа) до 100 psi (689 кПа), предпочтительно от 1 psi (7 кПа) до 50 psi (345 кПа). После очистки, по меньшей мере, от части газообразного H2S водный раствор алканоламина может быть рециркулирован в устройство абсорбции. Если нужно, может быть добавлен свежий абсорбент.
В предпочтительной процедуре регенерации обогащенный H2S водный раствор алканоламина направляют в регенератор, где абсорбированные компоненты десорбируют паром, который получают, доводя раствор до кипения. Давление в испарительном барабане и десорбционной секции обычно составляет от 1 psi (7 кПа) до 50 psi (345 кПа), предпочтительно от 15 psi (103 кПа) до 30 psi (207 кПа), температура, как правило, лежит в диапазоне от 120°F (49°С) до 340°F (171°С), предпочтительно от 170°F (77°С) до 250°F (121°С). Температуры десорбции и вскипания, конечно, будут зависеть от давления в десорбционной секции; так, при давлении в десорбционной секции от 15 до 30 psi (103-207 кПа) температура десорбции будет составлять от 170°F до 250°F (77°С - 121°С). Нагревание раствора, подлежащего регенерации, надлежащим образом может быть достигнуто путем опосредованного нагрева паром низкого давления. Однако также возможно использование прямого впрыскивания пара. Полученный в результате обедненный сероводородом водный раствор алканоламина может быть использован для взаимодействия с газовой смесью, содержащей H2S.
Предпочтительно чистый газ содержит H2S в количестве, меньше или равном 10 частей на миллион H2S, что отвечает некоторым природоохранным нормативам, более предпочтительно меньше или равном 4 части на миллион H2S, что отвечает предпочтительным требованиям трубопроводной транспортировки.
Один из предпочтительных вариантов осуществления изобретения включает осуществление способа изобретения непрерывно, то есть как непрерывный процесс. Однако этот способ может осуществляться в периодическом или полунепрерывном режиме. Выбор типа применяемого процесса зависит от условий, используемого оборудования, типа и объема газового потока и других факторов, очевидных специалистам в данной области, основывающихся на настоящем описании.
ПРИМЕРЫ
Примеры 1-12 представляют собой водные растворы аминового абсорбента, содержащие 50 массовых частей алканоламина, 50 массовых частей деионизированной воды и, необязательно, 1 или 2 массовые части кислоты, при этом массовые части даны в расчете на общую массу водного раствора аминового абсорбента. Газовый поток, включающий синтетическую смесь, содержащую 4,2 процента H2S, 16 процентов СО2 и 79,8 процента N2, при этом проценты даны по объему, обрабатывали в абсорбере экспериментального масштаба с целью удаления H2S и СО2. Для каждого водного раствора аминового абсорбента проводили обработку газового потока при трех различных величинах расхода. Составы, параметры процесса и остаточные концентрации H2S и СО2 для примеров 1-12 приведены в таблице 1.
В таблице 1:
«MDEA» означает 98% метилдиэтаноламин, поставляемый Dow Chemical Company;
«DMAPD» означает 98% 3-диметиламино-1,2-пропандиол, поставляемый АК Scientific; и
«Н3РО4» означает 85% ортофосфорную кислоту, поставляемую Fisher Scientific.
Водный раствор аминового абсорбента подавали в абсорбер экспериментального масштаба, показанный на фиг. 1, по подводящей линии 5 в верхнюю часть газожидкостной противоточной насадочной адсорбционной колонны 2. Поток газа подавали по подводящей линии 1 в нижнюю часть колонны 2 с расходом газа 10 литров в минуту. Давление в абсорбере поддерживали равным 238 psia (1,6 МПа абс.). Чистый газ (то есть с уменьшенным содержанием H2S и СО2) отводили из верхней части абсорбера 2 по линии 3, остаточные концентрации H2S и СО2 определяли путем газохроматографического (ГХ) анализа. Водный аминовый раствор, насыщенный H2S и СО2, спускался в нижнюю часть абсорбера, откуда его отводили по линии 4.
Давление водного амина в линии 4 уменьшали при помощи клапана 8 регулирования уровня и направляли по линии 7 в теплообменник 9, в котором насыщенный водный раствор нагревали. Горячий насыщенный раствор поступал в верхнюю часть регенератора 12 по линии 10. Регенератор был оборудован неупорядоченной насадкой, облегчающей десорбцию газообразных H2S и СО2. Давление в регенераторе установили равным 17 psia (117 кПа абс.). Газы направляли по линии 13 в конденсатор 14, где происходило охлаждение и конденсация какого-либо остаточного количества воды и амина. Затем газы подавали в сепаратор 15, где сконденсировавшуюся жидкость отделяли от паровой фазы. Сконденсировавшийся водный раствор подавали насосом 22 по линии 16 в верхнюю часть регенератора 12. Газы, оставшиеся после конденсации, отводили по линии 17 для окончательного сбора и/или ликвидации. Регенерированный водный раствор стекал в нижнюю часть регенератора 12 в спаренный с ним ребойлер 18. В ребойлере 18, оборудованном электронагревательным устройством, происходило испарение части водного раствора и отгонка каких-либо оставшихся газов. Пар поднимался из ребойлера и снова попадал в регенератор 12, смешивался со стекающей жидкостью, после чего отводился по линии 13 и направлялся на стадию конденсации данного процесса. Регенерированный водный раствор отводили из ребойлера 18 по линии 19 и охлаждали в теплообменнике 20, затем насосом 21 снова подавали в абсорбер 2 по подводящей линии 5.
Расход водного аминового абсорбента определяли путем медленного снижения до тех пор, пока не происходило резкого увеличения количества H2S в линии 3 очищенного газа.
Результаты примеров 1-12 представлены на графике, приводимом на фиг. 2. Концентрация H2S в объемный частях на миллион (ppmv) нанесена на график в зависимости от расхода амина в кубических сантиметрах в минуту (cc/min).
Таблица 1
Пример 1* 2* 3* 4* 5* 6* 7 8 9 10 11 12
Композиция абсорбента
MDEA 50 50 50
DMAPD 50 50 50 50 50 50 50 50 50
Н3РО4 1 1 1 1 1 1 2 2 2
Вода 50 50 50 50 50 50 50 50 50 50 50 50
Расход адсорбента, см3/мин 36,4 24,9 21,4 26,7 22,5 19,7 24,9 22,3 17,5 24,6 20,2 17,1
ГХ анализ газа на выходе
СО2, ppmv 4,6 8 9,2 5,1 7,5 7,5 7,2 8,5 9,8 6 8 9,1
H2S, ppmv 7,6 71 370 44 99 228 21,4 44 410 2,5 16 155
Температура обедненного раствора, °F (°С) 152
66,7		 152
66,7		 152
66,7		 150
65,5		 150
65,5		 150
65,5		 151
66,1		 151
66,1		 151
66,1		 150
65,5		 150
65,5		 150
65,5
Температура газа на входе, °F (°С) 128
53,3		 128
53,3		 128
53,3		 129
53,9		 129
53,9		 129
53,9		 128
53,3		 128
53,3		 128
53,3		 129
53,9		 129
53,9		 129
53,9
* не является примером изобретения

Claims (19)

1. Водный раствор алканоламина для удаления сероводорода из газовых смесей, содержащий
(i) аминосоединение общей формулы
Figure 00000001
где R1 и R2 независимо друг от друга представлены метильной, этильной, пропильной или изопропильной группами,
(ii) кислоту со значением рКа, равным 8 или меньше, или кислотообразующее вещество, способное образовывать в водной среде кислоту со значением рКа, равным 8 или меньше, и
(iii) необязательно одно или более аминосоединений, которые отличаются от (i).
2. Водный раствор алканоламина по п. 1, в котором
(i) аминосоединение присутствует в количестве от 0,1 до 75 массовых процентов,
(ii) кислота присутствует в количестве от 0,1 до 25 массовых процентов, и
(iii) необязательное аминосоединение присутствует в количестве от 0 до 75 массовых процентов,
при этом массовые проценты представлены в расчете на общую массу водного раствора алканоламина.
3. Водный раствор алканоламина по п. 1, в котором аминосоединение (i) представляет собой 3-(диметиламино)-1,2-пропандиол или 3-(диэтиламино)-1,2-пропандиол.
4. Водный раствор алканоламина по п. 1, в котором кислота является ортофосфорной кислотой, серной кислотой, борной кислотой, муравьиной кислотой или соляной кислотой.
5. Водный раствор алканоламина по п. 1, дополнительно содержащий
(iv) физический растворитель.
6. Водный раствор алканоламина по п. 5, в котором физический растворитель (iv) выбран из циклотетраметиленсульфона, диметиловых эфиров полиэтиленгликоля, 1,3-диметил-3,4,5,6-тетрагидро-2(1Н)-пиримидинона, N-формилморфолина, N-ацетилморфолина, монометилового эфира триэтиленгликоля или их смесей.
7. Способ удаления сероводорода из газовой смеси, содержащей сероводород, включающий стадию приведения газовой смеси во взаимодействие с водным раствором алканоламина по любому из пп. 1-6.
8. Способ по п. 7, в котором температура водного раствора алканоламина больше или равна 140°F (60°С).
9. Способ по пп. 7 и 8, дополнительно включающий стадию десорбции водного раствора алканоламина паром с образованием обедненного сероводородом водного раствора алканоламина, который может быть использован на указанной стадии взаимодействия.
RU2015102761A 2012-06-29 2013-06-06 Водная композиция с алканоламином и способ удаления кислых газов из газовых смесей RU2635620C2 (ru)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US201261665959P 2012-06-29 2012-06-29
US61/665,959 2012-06-29
PCT/US2013/044469 WO2014004020A1 (en) 2012-06-29 2013-06-06 Aqueous alkanolamine solution and process for the removal of h2s from gaseous mixtures

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2015102761A RU2015102761A (ru) 2016-08-20
RU2635620C2 true RU2635620C2 (ru) 2017-11-14

Family

ID=48670091

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2015102761A RU2635620C2 (ru) 2012-06-29 2013-06-06 Водная композиция с алканоламином и способ удаления кислых газов из газовых смесей

Country Status (11)

Country Link
US (1) US9468882B2 (ru)
EP (1) EP2866919B1 (ru)
JP (1) JP6290878B2 (ru)
KR (1) KR102131467B1 (ru)
CN (1) CN104394963B (ru)
AU (1) AU2013281028B2 (ru)
BR (1) BR112014032417B1 (ru)
CA (1) CA2870164C (ru)
MX (1) MX359116B (ru)
RU (1) RU2635620C2 (ru)
WO (1) WO2014004020A1 (ru)

Families Citing this family (16)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
BR112015015890A2 (pt) 2013-01-30 2017-07-11 Ecolab Usa Inc sequestrantes de sulfeto de hidrogênio
JP2016536389A (ja) 2013-10-30 2016-11-24 ダウ グローバル テクノロジーズ エルエルシー 選択的ｈ２ｓ除去のための混成溶媒配合物
CN105658306A (zh) * 2013-10-30 2016-06-08 陶氏环球技术有限责任公司 用于总有机硫去除和总酸性气体去除的混合溶剂调配物
ES2842276T3 (es) * 2014-10-10 2021-07-13 Dow Global Technologies Llc Procedimiento para la retirada de gases ácidos de mezclas gaseosas usando una solución acuosa de 2-dimetilamino-2-hidroximetil-1,3-propanodiol
DK3286175T3 (da) 2015-04-22 2021-01-04 Ecolab Usa Inc Udvikling af højtemperaturstabil scavenger til fjernelse af hydrogensulfid
CA2986035C (en) * 2015-05-20 2023-08-22 Dow Global Technologies Llc An aqueous alkanolamine composition and process for the selective removal of hydrogen sulfide from gaseous mixtures
WO2017044248A1 (en) 2015-09-08 2017-03-16 Ecolab Usa Inc. Hydrogen sulfide scavengers
DE102015121689A1 (de) * 2015-12-14 2017-06-14 Schülke & Mayr GmbH Verwendung von Zusammensetzungen mit einem Gehalt an 3,3'-Methylenbis(5-methyloxazolidin) bei der Entfernung von Schwefelverbindungen aus Prozessströmen
CA3020219C (en) * 2016-04-18 2024-06-18 Basf Se Premix for producing an absorption agent for removing acid gases from a fluid flow
WO2018146233A1 (en) 2017-02-10 2018-08-16 Basf Se Process for removal of acid gases from a fluid stream
CA3069435A1 (en) 2017-07-13 2019-01-17 Ecolab Usa Inc. Method of removing a sulfur containing compound by adding a composition
CN109529541B (zh) 2017-09-21 2022-07-22 株式会社东芝 二氧化碳吸收剂及二氧化碳分离回收装置
CN109929636B (zh) * 2017-12-19 2021-08-17 国家电投集团远达环保工程有限公司重庆科技分公司 沼气脱硫方法及装置
CN110385022B (zh) * 2018-04-19 2022-07-15 中国石油化工股份有限公司 脱硫剂及其应用和轻烃脱硫加工的方法
EP3914676A1 (en) 2019-01-23 2021-12-01 ChampionX USA Inc. Complete removal of solids during hydrogen sulfide scavenging operations using a scavenger and a michael acceptor
WO2022197605A1 (en) 2021-03-15 2022-09-22 Exxonmobil Upstream Researh Co. Absorbent regeneration processes and units that use diabatically heated stripping plates

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5736115A (en) * 1995-12-01 1998-04-07 Mitsubishi Jukogyo Kabushiki Kaisha Process for the removal of carbon dioxide from gases
DE19828977A1 (de) * 1998-06-29 1999-12-30 Basf Ag Verfahren zur Entfernung saurer Gasbestandteile aus Gasen
EP2283911A1 (en) * 2009-08-11 2011-02-16 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process for removing CO2 and/or H2S from a gas comprising CO2 and/or H2S
RU2459861C2 (ru) * 2010-09-06 2012-08-27 Общество с ограниченной ответственностью "ПЛАСТНЕФТЕХИМ" Нейтрализатор/поглотитель сероводорода и летучих маркаптанов

Family Cites Families (13)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE2551717C3 (de) 1975-11-18 1980-11-13 Basf Ag, 6700 Ludwigshafen und ggf. COS aus Gasen
AU514258B2 (en) * 1977-10-14 1981-01-29 Dow Chemical Company, The Corrosion inhibition of ferrous metal in contact with acid gases
US4372873A (en) * 1981-03-16 1983-02-08 Texaco Inc. Vanadium-amine corrosion inhibitor system for sour gas conditioning solutions
JPS6048116A (ja) * 1983-06-30 1985-03-15 ユニオン、カ−バイド、コ−ポレ−シヨン ガス混合物から酸性ガスを増大除去するための吸収剤組成物及びそれを使用する方法
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
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
US4894178A (en) * 1987-10-13 1990-01-16 Exxon Research And Engineering Company Absorbent composition containing severely-hindered amine mixture for the absorption of H2 S
US5736116A (en) 1995-10-25 1998-04-07 The M. W. Kellogg Company Ammonia production with enriched air reforming and nitrogen injection into the synthesis loop
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
US7481988B2 (en) * 2003-11-10 2009-01-27 Basf Se※ Method for obtaining a high pressure acid gas stream by removal of the acid gases from a fluid stream
US7909898B2 (en) * 2006-02-01 2011-03-22 Air Products And Chemicals, Inc. Method of treating a gaseous mixture comprising hydrogen and carbon dioxide
WO2010026572A1 (en) * 2008-09-02 2010-03-11 Hcl Cleantech Ltd. A process for the production of hcl gas from chloride salts and for the production of carbohydrates
US8221712B2 (en) * 2009-05-12 2012-07-17 Basf Se Absorption medium for the selective removal of hydrogen sulfide from fluid streams

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5736115A (en) * 1995-12-01 1998-04-07 Mitsubishi Jukogyo Kabushiki Kaisha Process for the removal of carbon dioxide from gases
DE19828977A1 (de) * 1998-06-29 1999-12-30 Basf Ag Verfahren zur Entfernung saurer Gasbestandteile aus Gasen
EP2283911A1 (en) * 2009-08-11 2011-02-16 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process for removing CO2 and/or H2S from a gas comprising CO2 and/or H2S
RU2459861C2 (ru) * 2010-09-06 2012-08-27 Общество с ограниченной ответственностью "ПЛАСТНЕФТЕХИМ" Нейтрализатор/поглотитель сероводорода и летучих маркаптанов

Also Published As

Publication number Publication date
CN104394963B (zh) 2016-09-14
BR112014032417B1 (pt) 2021-05-18
US20150110695A1 (en) 2015-04-23
JP6290878B2 (ja) 2018-03-07
JP2015527189A (ja) 2015-09-17
CN104394963A (zh) 2015-03-04
US9468882B2 (en) 2016-10-18
WO2014004020A1 (en) 2014-01-03
CA2870164C (en) 2020-09-01
KR20150023481A (ko) 2015-03-05
MX359116B (es) 2018-09-14
CA2870164A1 (en) 2014-01-03
MX2014015723A (es) 2015-04-10
EP2866919A1 (en) 2015-05-06
RU2015102761A (ru) 2016-08-20
AU2013281028B2 (en) 2018-03-08
KR102131467B1 (ko) 2020-07-07
EP2866919B1 (en) 2018-05-09
BR112014032417A2 (pt) 2017-06-27
AU2013281028A1 (en) 2014-10-23

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2635620C2 (ru) Водная композиция с алканоламином и способ удаления кислых газов из газовых смесей
US9937462B2 (en) Aqueous absorbent composition for enhanced removal of hydrogen sulfide from gaseous mixtures and method for using the same
RU2702576C2 (ru) Способ удаления кислых газов из газообразных смесей с использованием водного раствора 2-диметиламино-2-гидроксиметил-1,3-пропандиола
JP6673908B2 (ja) ガス状混合物からの酸性ガス除去に有用な２−ジメチルアミノ−２−ヒドロキシメチル−１，３−プロパンジオールの水溶液
US10363519B2 (en) Aqueous alkanolamine composition and process for the selective removal of hydrogen sulfide from gaseous mixtures
AU2011320717B2 (en) Use of 2-(3-aminopropoxy)ethan-1-ol as an absorbent to remove acidic gases