RU2748547C2 - Способ получения очищенного газового потока - Google Patents
Способ получения очищенного газового потока Download PDFInfo
- Publication number
- RU2748547C2 RU2748547C2 RU2019116687A RU2019116687A RU2748547C2 RU 2748547 C2 RU2748547 C2 RU 2748547C2 RU 2019116687 A RU2019116687 A RU 2019116687A RU 2019116687 A RU2019116687 A RU 2019116687A RU 2748547 C2 RU2748547 C2 RU 2748547C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas stream
- carbon dioxide
- absorption
- hydrogen sulfide
- aqueous
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 35
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 60
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 50
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 claims abstract description 45
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 31
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 claims abstract description 26
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims abstract description 25
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims abstract description 24
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 13
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 claims abstract description 8
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims description 10
- VILCJCGEZXAXTO-UHFFFAOYSA-N 2,2,2-tetramine Chemical compound NCCNCCNCCN VILCJCGEZXAXTO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 230000002745 absorbent Effects 0.000 claims description 4
- 239000002250 absorbent Substances 0.000 claims description 4
- 238000004064 recycling Methods 0.000 claims description 4
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 4
- FAGUFWYHJQFNRV-UHFFFAOYSA-N tetraethylenepentamine Chemical compound NCCNCCNCCNCCN FAGUFWYHJQFNRV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- RPNUMPOLZDHAAY-UHFFFAOYSA-N Diethylenetriamine Chemical compound NCCNCCN RPNUMPOLZDHAAY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- NWUYHJFMYQTDRP-UHFFFAOYSA-N 1,2-bis(ethenyl)benzene;1-ethenyl-2-ethylbenzene;styrene Chemical compound C=CC1=CC=CC=C1.CCC1=CC=CC=C1C=C.C=CC1=CC=CC=C1C=C NWUYHJFMYQTDRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 238000002425 crystallisation Methods 0.000 claims description 2
- 230000008025 crystallization Effects 0.000 claims description 2
- 238000000909 electrodialysis Methods 0.000 claims description 2
- 239000011552 falling film Substances 0.000 claims description 2
- 239000003456 ion exchange resin Substances 0.000 claims description 2
- 229920003303 ion-exchange polymer Polymers 0.000 claims description 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 2
- 230000001172 regenerating effect Effects 0.000 claims description 2
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 claims description 2
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 claims description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims 1
- 229920000768 polyamine Polymers 0.000 abstract description 16
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 8
- KXDHJXZQYSOELW-UHFFFAOYSA-N carbonic acid monoamide Natural products NC(O)=O KXDHJXZQYSOELW-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 8
- 150000003512 tertiary amines Chemical group 0.000 abstract description 8
- KJAMZCVTJDTESW-UHFFFAOYSA-N tiracizine Chemical compound C1CC2=CC=CC=C2N(C(=O)CN(C)C)C2=CC(NC(=O)OCC)=CC=C21 KJAMZCVTJDTESW-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 8
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 abstract description 4
- 150000003335 secondary amines Chemical group 0.000 abstract description 4
- PVXVWWANJIWJOO-UHFFFAOYSA-N 1-(1,3-benzodioxol-5-yl)-N-ethylpropan-2-amine Chemical compound CCNC(C)CC1=CC=C2OCOC2=C1 PVXVWWANJIWJOO-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract 1
- QMMZSJPSPRTHGB-UHFFFAOYSA-N MDEA Natural products CC(C)CCCCC=CCC=CC(O)=O QMMZSJPSPRTHGB-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract 1
- 125000002924 primary amino group Chemical group [H]N([H])* 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract 1
- CRVGTESFCCXCTH-UHFFFAOYSA-N methyl diethanolamine Chemical compound OCCN(C)CCO CRVGTESFCCXCTH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 5
- 150000003141 primary amines Chemical group 0.000 description 3
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 2
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 2
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 2
- WFCSWCVEJLETKA-UHFFFAOYSA-N 2-piperazin-1-ylethanol Chemical compound OCCN1CCNCC1 WFCSWCVEJLETKA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GVGLGOZIDCSQPN-PVHGPHFFSA-N Heroin Chemical compound O([C@H]1[C@H](C=C[C@H]23)OC(C)=O)C4=C5[C@@]12CCN(C)[C@@H]3CC5=CC=C4OC(C)=O GVGLGOZIDCSQPN-PVHGPHFFSA-N 0.000 description 1
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 1
- 235000009508 confectionery Nutrition 0.000 description 1
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 description 1
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 description 1
- 238000010494 dissociation reaction Methods 0.000 description 1
- 230000005593 dissociations Effects 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 239000002343 natural gas well Substances 0.000 description 1
- 238000003672 processing method Methods 0.000 description 1
- 230000002000 scavenging effect Effects 0.000 description 1
- 238000005201 scrubbing Methods 0.000 description 1
- RAHZWNYVWXNFOC-UHFFFAOYSA-N sulfur dioxide Inorganic materials O=S=O RAHZWNYVWXNFOC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Classifications
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
- B01D53/34—Chemical or biological purification of waste gases
- B01D53/74—General processes for purification of waste gases; Apparatus or devices specially adapted therefor
- B01D53/75—Multi-step processes
-
- 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
- B01D53/1462—Removing mixtures of hydrogen sulfide and carbon dioxide
-
- 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
- B01D53/1406—Multiple stage 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
- B01D53/1425—Regeneration of liquid 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
- B01D53/14—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
- B01D53/1431—Pretreatment by other processes
-
- 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
-
- 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
- B01D53/74—General processes for purification of waste gases; Apparatus or devices specially adapted therefor
- B01D53/86—Catalytic processes
- B01D53/8603—Removing sulfur compounds
- B01D53/8612—Hydrogen sulfide
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C01—INORGANIC CHEMISTRY
- C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
- C01B17/00—Sulfur; Compounds thereof
- C01B17/02—Preparation of sulfur; Purification
- C01B17/04—Preparation of sulfur; Purification from gaseous sulfur compounds including gaseous sulfides
- C01B17/0404—Preparation of sulfur; Purification from gaseous sulfur compounds including gaseous sulfides by processes comprising a dry catalytic conversion of hydrogen sulfide-containing gases, e.g. the Claus process
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C01—INORGANIC CHEMISTRY
- C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
- C01B32/00—Carbon; Compounds thereof
- C01B32/50—Carbon dioxide
-
- 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
- B01D2252/2041—Diamines
-
- 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
- B01D2252/20415—Tri- or polyamines
-
- 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
- B01D2252/20436—Cyclic amines
- B01D2252/20447—Cyclic amines containing a piperazine-ring
-
- 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
- B01D2252/50—Combinations of absorbents
- B01D2252/504—Mixtures of two or more 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
- B01D53/14—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
- B01D53/1475—Removing carbon dioxide
-
- 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)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Biomedical Technology (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Treating Waste Gases (AREA)
- Gas Separation By Absorption (AREA)
Abstract
Изобретение относится к способу удаления сероводорода и диоксида углерода из потока исходного газа. H2S в потоке исходного газа преобразуется в элементарную серу в установке Клауса. По меньшей мере часть полученного газового потока контактирует с водной обедненной поглощающей средой в зоне абсорбции при давлении от 0,9 до 2 бар абс. Используемая водная обедненная поглощающая среда содержит один или более аминов, выбранных из: - полиамина в отсутствие третичных аминных функциональных групп, имеющих значение pKa, достаточное для нейтрализации карбаминовой кислоты, причем полиамин имеет по меньшей мере одну первичную аминную функциональную группу, имеющую значение pKa менее чем 10,0 при 25°C, - полиамина в отсутствие третичных аминных функциональных групп, имеющих значение pKa, достаточное для нейтрализации карбаминовой кислоты, причем полиамин имеет по меньшей мере одну вторичную аминную функциональную группу, имеющую значение pKa для каждого сорбирующего азота менее чем 10,0 при 25°C. Способ улучшен по сравнению со способом, включающим обработку отходящих газов Клауса (активированным) МДЭА. Эффективное удаление CO2 достигается при одновременном использовании упрощенной очереди с меньшим количеством оборудования. 7 з.п. ф-лы.
Description
Область техники
Изобретение относится к способу удаления сероводорода и диоксида углерода из потока исходного газа.
Уровень техники
Газовые потоки, такие как получаемые из скважин природного газа, обычно представляют собой потоки «кислого газа», поскольку часто содержат диоксид углерода и сероводород. H2S и CO2 должны быть удалены, прежде чем такие потоки газа могут быть использованы в дальнейшем.
Процессы удаления H2S и CO2 из «кислого газа» хорошо известны в данной области. Такие процессы обычно включают стадию абсорбции для удаления соединений серы и диоксида углерода из потока газообразного сырья путем контактирования такого потока газообразного сырья с растворителем, например аминовым растворителем, в абсорбционной колонне. Таким образом, получают очищенный газообразный поток, часто называемый «сладким газом», и растворитель, содержащий примеси. Загруженный растворитель обычно регенерируют в отпарной колонне для получения обедненного растворителя и потока газа, содержащего относительно высокую концентрацию H2S и CO2. Обедненный растворитель может быть возвращен в абсорбционную колонну.
Газовый поток, содержащий относительно высокую концентрацию H2S и CO2, может быть обработан на второй стадии поглощения. Например, он может быть подвергнут процессу Клауса для получения элементарной серы и отходящего газа Клауса. Отходящий газ Клауса часто подвергается процедурам удаления H2S и/или CO2.
Часто используемым процессом удаления CO2 из отходящего газа Клауса является обработка метилдиэтаноламином (МДЭА) или активированным МДЭА при повышенном давлении. Однако МДЭА чувствителен к деградации в присутствии H2S. Поэтому H2S часто удаляется перед обработкой (активированным) МДЭА. Обработка (активированным) МДЭА обычно выполняется при повышенном давлении. Поскольку отходящий газ Клауса, также после удаления H2S, обычно находится при атмосферном давлении, это требует повышения давления отходящего газа Клауса перед обработкой (активированным) МДЭА. Кроме того, из-за повышенного давления, при котором выполняется процесс, существует ограничение на размер блоков абсорбции. Таким образом, при работе с большими потоками отходящего газа Клауса требуется несколько компрессоров и несколько абсорбционных установок.
Данное изобретение направлено на улучшенный способ удаления сероводорода и диоксида углерода из потока исходного газа, особенно когда он включает обработку отходящего газа Клауса. Одной из целей является эффективное удаление CO2. Другая цель - упрощенная компоновка, предпочтительно с уменьшением количества необходимого оборудования. Другая цель состоит в том, чтобы иметь способ с уменьшенным потреблением энергии. В то же время желательно, чтобы способ обработки был менее чувствительным к присутствию H2S.
Сущность изобретения
Изобретение относится к способу удаления сероводорода и диоксида углерода из потока исходного газа, включающему следующие этапы:
(i) превращения сероводорода в потоке исходного газа до элементарной серы в установке Клауса, как результат получение элементарной серы и газового потока, содержащего пониженное количество сероводорода и диоксида углерода;
(ii) контактирования по меньшей мере части газового потока, полученного на этапе (i), с водной обедненной поглощающей средой в зоне абсорбции для поглощения углекислого газа и получения очищенного от диоксида углерода потока газа и отработанной поглощающей среды;
при этом давление в зоне абсорбции, используемое на этапе (ii), находится в диапазоне от 0,9 бар абс. до 2 бар абс., предпочтительно от 0,9 бар абс. до 1,5 бар абс.; и
при этом водная обедненная абсорбирующая среда, используемая на этапе (ii), содержит один или несколько аминов, выбранных из:
- полиамина в отсутствие эффективного количества третичных аминных функциональных групп, имеющих значение pKa (отрицательный десятичный логарифм от константы диссоциации кислоты), достаточное для нейтрализации карбаминовой кислоты, при этом полиамин содержит по меньшей мере одну первичную аминную функциональную группу, имеющую значение pKa, менее чем 10,0 при 25°C,
- полиамина в отсутствие эффективного количества третичных аминных функциональных групп, имеющих значение pKa, достаточное для нейтрализации карбаминовой кислоты, при этом полиамин содержит по меньшей мере одну вторичную аминную функциональную группу, имеющую значение pKa для каждого сорбирующего азота менее чем 10,0, при 25°C.
Данное изобретение представляет собой улучшенный способ по сравнению со способом, включающим обработку отходящего газа Клауса (активированным) МДЭА.
С помощью способа согласно изобретению достигается эффективное удаление CO2, в то же время можно использовать упрощенное технологическое оборудование. Поскольку нет необходимости повышать давление отходящего газа Клауса, способ может быть выполнен с меньшим количеством оборудования. Это также приводит к снижению потребления энергии. Кроме того, способ обработки, в котором перечисленные выше амины менее чувствительны к присутствию H2S ниже по потоку от установки Клауса.
Подробное описание сущности изобретения
Данное изобретение относится к способу удаления сероводорода и диоксида углерода из потока исходного газа в соответствии с пунктом 1 формулы изобретения. Поток исходного газа содержит сероводород и диоксид углерода и необязательно содержит другие загрязнители, такие как COS.
На этапе (i) сероводород в потоке исходного газа превращают в элементарную серу в установке Клауса. Получают газовый поток, содержащий уменьшенное количество сероводорода. Диоксид углерода не удаляется или почти не удаляется в способе Клауса и, таким образом все еще присутствует в потоке газа.
Предпочтительно поток исходного газа, используемый на этапе (i), содержит до 25 об.% диоксида углерода.
Этап (i) предпочтительно включает два этапа. На этапе (ia) сероводород в потоке исходного газа преобразуется в элементарную серу в установке Клауса, тем самым получая элементарную серу и поток газа, содержащий уменьшенное количество сероводорода и содержащий диоксид углерода. На этапе (ib) еще больше сероводорода удаляют из потока газа, полученного на этапе (ia), с помощью растворителя.
На этапе (ib) растворитель, содержащий амин, используется для удаления сероводорода, предпочтительно для селективного удаления сероводорода, а не для удаления или почти без удаления диоксида углерода. Получают поток, содержащий дополнительное уменьшенное количество сероводорода, а также еще содержащий CO2. Предпочтительно сероводород удаляют на этапе (ib) с помощью способа Шелла-Клауса очистки отходящего газа (SCOT). Другим подходящим способом удаления сероводорода на этапе (ib) является использование растворителя, такого как Flexsorb (ExxonMobil).
На этапе (ii) по меньшей мере часть газового потока, полученного на этапе (i), вводят в контакт с водной обедненной поглощающей средой в зоне поглощения. Выполняется поглощение углекислого газа. Получают поток очищенного от диоксида углерода газа. Получают отработанную поглощающую среду.
Давление в зоне абсорбции, используемой на этапе (ii), находится в диапазоне между 0,9 бар абс. и 2 бар абс., предпочтительно от 0,9 бар абс. до 1,5 бар абс.
Водная обедненная поглощающая среда, используемая на этапе (ii), содержит один или несколько аминов, выбранных из:
- полиамина в отсутствие эффективного количества третичных аминных функциональных групп, имеющих значение pKa, достаточное для нейтрализации карбаминовой кислоты, при этом полиамин имеет по меньшей мере одну первичную аминную функциональную группу, имеющую значение pKa менее чем 10,0, при 25°C,
- полиамина в отсутствие эффективного количества третичных аминных функциональных групп, имеющих значение pKa, достаточное для нейтрализации карбаминовой кислоты, при этом полиамин имеет по меньшей мере одну вторичную аминную функциональную группу, имеющую значение pKa для каждого сорбирующего азота менее чем 10,0 при 25°C.
Предпочтительными примерами «полиаминов в отсутствие эффективного количества третичных аминных функциональных групп, имеющих значение pKa, достаточное для нейтрализации карбаминовой кислоты, причем полиаминов, имеющих по меньшей мере одну первичную аминную функциональную группу, имеющую значение pKa менее чем 10,0 при 25°C» являются диэтилентриамин (ДЭТА), триэтилентетрамин (ТЭТА), тетраэтиленпентамин (ТЭПА) и их смеси.
Предпочтительный пример «полиамина в отсутствие эффективного количества третичных аминных функциональных групп, имеющих значение pKa, достаточное для нейтрализации карбаминовой кислоты, при этом полиамина имеющего по меньшей мере одну вторичную аминную функциональную группу, имеющую значение pKa для каждого сорбирующего азота менее чем 10,0 при 25°С» является N-(2-гидроксиэтил)пиперазин.
Поскольку этап (ii) не нужно выполнять при повышенном давлении, существует свобода в отношении конструкции и размера абсорбционных установок. При работе с большими потоками отходящего газа Клауса в большинстве случаев нет необходимости использовать несколько компрессоров и несколько абсорбционных установок. Скорее, в большинстве случаев будет достаточно избежать использования компрессора между этапом (i) и этапом (ii). Дополнительно или в качестве альтернативы в большинстве случаев будет достаточно использовать одну абсорбционную установку. Следовательно, в большинстве случаев достаточно одной цепочки.
Предпочтительно, чтобы газовый поток, который контактирует с водной обедненной поглощающей средой в зоне абсорбции на этапе (ii), не был под давлением выше 2 бар абс. между этапом (i) и этапом (ii). Предпочтительно, чтобы газовый поток, который контактирует с водной обедненной абсорбирующей средой в зоне абсорбции на этапе (ii), не находился под давлением, создаваемым компрессором, между этапом (i) и этапом (ii). Давление потока газа может быть немного выше атмосферного давления, так как требуется поток газа. Давление потока газа, используемого на этапе (ii), находится в диапазоне от 0,9 бар абс. до 2 бар абс., предпочтительно от 0,9 бар абс. до 1,5 бар абс.
Предпочтительно по меньшей мере 70%, более предпочтительно по меньшей мере 85%, еще более предпочтительно по меньшей мере 95%, наиболее предпочтительно весь поток газа, полученный на этапе (i), обрабатывают в одной абсорбционной установке на этапе (ii).
Способ по данному изобретению не очень чувствителен к H2S или к другим серосодержащим компонентам. Следовательно, обедненная абсорбирующая среда в зоне абсорбции на этапе (ii) может содержать сероводород и, необязательно, COS.
Таким образом, нет необходимости удалять уменьшенное количество H2S, которое все еще присутствует в потоке газа, который должен быть обработан на этапе (ii). Таким образом, например, нет необходимости сжигать газ, полученный на этапе (i) перед этапом (ii). Предпочтительно, чтобы газовый поток, который контактирует с водной обедненной абсорбирующей средой в зоне абсорбции на этапе (ii), не сжигали между этапом (i) и этапом (ii). Это позволяет экономить на сложности, а также на оборудовании.
Предпочтительно поток газа, который контактирует с водной обедненной абсорбирующей средой в зоне абсорбции на этапе (ii), содержит сероводород, диоксид углерода и, необязательно, COS.
В предпочтительном варианте реализации изобретения способ включает следующие этапы после этапа (ii):
(iii) регенерирование отработанной поглощающей среды, полученной на этапе (ii), в зоне регенерации для получения регенерированной водной поглощающей среды и диоксида углерода; а также
(iv) рециркуляция по меньшей мере части регенерированной водной поглощающей среды, полученной на этапе (iii), на этап (ii).
В предпочтительном варианте реализации изобретения, часть регенерированной водной поглощающей среды, полученной на этапе (iii), рециркулирует на этап (ii), а способ включает следующие этапы после этапа (iv):
(v) удаление термически стабильных солей из второй части регенерированной водной поглощающей среды, полученной на этапе (iii), предпочтительно с помощью ионообменной смолы, электродиализа, кристаллизации, или термической утилизации; а также
(vi) рециркуляцию по меньшей мере части регенерированной водной поглощающей среды, полученную на этапе (v) и имеющую пониженное содержание термостабильной соли, на этап (ii).
Предпочтительно этап (iii) выполняется в ребойлере, предпочтительно в ребойлере с котлом, ребойлере с принудительной циркуляцией, ребойлере с огневым подводом теплоты, ребойлере с падающей пленкой, паровом ребойлере или термосифоне, предпочтительно в термосифоне.
Claims (21)
1. Способ удаления сероводорода и диоксида углерода из потока исходного газа, содержащего до 25 об.% диоксида углерода, включающий следующие этапы:
(i) превращение сероводорода в потоке исходного газа до элементарной серы в установке Клауса, в результате чего получают элементарную серу и поток газа, содержащий пониженное количество сероводорода и содержащий диоксид углерода;
(ii) контактирование по меньшей мере части газового потока, полученного на этапе (i), с водной обедненной поглощающей средой в зоне абсорбции, чтобы поглощать диоксид углерода и чтобы получить поток газа, очищенный от диоксида углерода, и отработанную поглощающую среду;
при этом давление в зоне абсорбции, используемое на этапе (ii), находится в диапазоне от 0,9. до 2 бар абс.; и
при этом водная обедненная абсорбирующая среда, используемая на этапе (ii), содержит один или несколько аминов, выбранных из:
- диэтилентриамина (ДЭТА), триэтилентетрамина (ТЭТА), тетраэтиленпентамина (ТЭПА) и их смеси;
- N-(2-гидроксиэтил)пиперазина.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что по меньшей мере 70% потока газа, полученного на этапе (i), обрабатывают в одной абсорбционной установке на этапе (ii).
3. Способ по п. 1 или. 2, отличающийся тем, что газовый поток, который контактирует с водной обедненной поглощающей средой в зоне абсорбции на этапе (ii), не был сожжен между этапом (i) и этапом (ii).
4. Способ по любому из предшествующих пунктов, отличающийся тем, что поток газа, который контактирует с водной жидкой обедненной поглощающей средой в зоне абсорбции на этапе (ii), содержит сероводород, диоксид углерода и, необязательно, COS.
5. Способ по любому из предшествующих пунктов, отличающийся тем, что этап (i) включает:
(ia) превращение сероводорода в потоке исходного газа в элементарную серу в установке Клауса с получением элементарной серы и потока газа, содержащего уменьшенное количество сероводорода и диоксида углерода;
(ib) удаление еще большего количества сероводорода из газового потока, полученного на этапе (ia), с помощью растворителя, содержащего амин, в результате чего получают поток, содержащий дополнительно пониженное количество сероводорода.
6. Способ по любому из предшествующих пунктов, отличающийся тем, что способ включает дополнительные этапы:
(iii) регенерирования отработанной поглощающей среды, полученной на этапе (ii), в зоне регенерации для получения регенерированной водной поглощающей среды и диоксида углерода; а также
(iv) рециркуляции по меньшей мере части регенерированной водной поглощающей среды, полученной на этапе (iii), на этап (ii).
7. Способ по п. 6, отличающийся тем, что на этапе (iv) часть регенерированной водной поглощающей среды, полученной на этапе (iii), рециркулируется на этап (ii), и при этом способ включает дополнительные этапы:
(v) удаления термически стабильных солей из второй части регенерированной водной поглощающей среды, полученной на этапе (iii), предпочтительно с помощью ионообменной смолы, электродиализа, кристаллизации или термической утилизации; а также
(vi) рециркуляции по меньшей мере части регенерированной водной поглощающей среды, полученной с пониженным содержанием термически стабильной соли, полученной на этапе (v), на этап (ii).
8. Способ по п. 6 или 7, отличающийся тем, что этап (iii) осуществляют в ребойлере,
предпочтительно в ребойлере с котлом, ребойлере с принудительной циркуляцией, ребойлере с огневым подводом теплоты, ребойлере с падающей пленкой, паровом ребойлере или термосифоне, предпочтительно в термосифоне.
Applications Claiming Priority (3)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
EP16196691 | 2016-11-01 | ||
EP16196691.6 | 2016-11-01 | ||
PCT/EP2017/077852 WO2018083076A1 (en) | 2016-11-01 | 2017-10-31 | Process for producing a purified gas stream |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2019116687A RU2019116687A (ru) | 2020-11-30 |
RU2019116687A3 RU2019116687A3 (ru) | 2020-11-30 |
RU2748547C2 true RU2748547C2 (ru) | 2021-05-26 |
Family
ID=57218796
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2019116687A RU2748547C2 (ru) | 2016-11-01 | 2017-10-31 | Способ получения очищенного газового потока |
Country Status (6)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US10888816B2 (ru) |
CN (1) | CN110121386A (ru) |
BR (1) | BR112019008894B1 (ru) |
CA (1) | CA3041192A1 (ru) |
RU (1) | RU2748547C2 (ru) |
WO (1) | WO2018083076A1 (ru) |
Families Citing this family (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN112794327B (zh) * | 2020-12-31 | 2022-05-24 | 中国科学院山西煤炭化学研究所 | 一种二氧化碳和硫化氢混合气制取羰基硫的方法及装置 |
US11685673B2 (en) | 2021-06-06 | 2023-06-27 | Christopher R. Moylan | Systems and methods for removal of carbon dioxide from seawater |
US11407667B1 (en) | 2021-06-06 | 2022-08-09 | Christopher R. Moylan | Systems and methods for removal of carbon dioxide from seawater |
CN115990394B (zh) * | 2023-03-24 | 2023-06-02 | 成都益志科技有限责任公司 | 一种离子液脱硫中的脱盐、脱钠系统及方法 |
Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2232128C2 (ru) * | 1998-08-25 | 2004-07-10 | Гастек Н.В. | Способ извлечения серы из газа, содержащего сероводород |
US20080159937A1 (en) * | 2006-12-28 | 2008-07-03 | Ouimet Michel A | Process for the recovery of carbon dioxide from a gas stream |
RU2417825C2 (ru) * | 2005-04-15 | 2011-05-10 | Хальдор Топсеэ А/С | Способ очистки газов, полученных из установки газификации |
US20150151241A1 (en) * | 2012-05-31 | 2015-06-04 | Shell Oil Company | Process for the high temperature selective absorption of hydrogen sulfide |
Family Cites Families (37)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3851041A (en) | 1966-02-01 | 1974-11-26 | A Eickmeyer | Method for removing acid gases from gaseous mixtures |
AU506199B2 (en) | 1975-06-26 | 1979-12-20 | Exxon Research And Engineering Company | Absorbtion of co2 from gaseous feeds |
US4217237A (en) | 1975-06-26 | 1980-08-12 | Exxon Research & Engineering Co. | Process for removing carbon dioxide containing acidic gases from gaseous mixtures using a basic salt activated with a hindered amine |
US4096085A (en) | 1976-10-29 | 1978-06-20 | The Dow Chemical Company | Gas scrubbing system |
DE2815447B1 (de) | 1978-04-10 | 1979-08-16 | Linde Ag | Verfahren zum Auswaschen von sauren Gasen aus einem Gasgemisch |
US4624838A (en) | 1985-04-29 | 1986-11-25 | Exxon Research And Engineering Company | Process for removing acidic gases from gaseous mixtures using aqueous scrubbing solutions containing heterocyclic nitrogen compounds |
US5277885A (en) | 1988-05-24 | 1994-01-11 | Elf Aquitaine Production | Liquid absorbing acidic gases and use thereof in deacidification of gases |
US5019361A (en) | 1988-11-09 | 1991-05-28 | Union Carbide Canada Limited | Removal and recovery of sulphur dioxide from gas streams |
JPH05237341A (ja) | 1992-02-27 | 1993-09-17 | Kansai Electric Power Co Inc:The | 燃焼排ガス中の二酸化炭素を除去する方法 |
KR0123107B1 (ko) | 1992-02-27 | 1997-11-12 | 아끼야마 요시히사 | 연소배기가스중의 2산화탄소의 제거방법 |
JPH0731830A (ja) | 1993-03-30 | 1995-02-03 | Kyowa Hakko Kogyo Co Ltd | トリアミン化合物を有効成分とする二酸化炭素吸収剤 |
EP1062999A3 (en) | 1993-10-06 | 2001-03-14 | The Kansai Electric Power Co., Inc. | Method for removing carbon dioxide from combustion exhaust gas |
US5618506A (en) | 1994-10-06 | 1997-04-08 | The Kansai Electric Power Co., Inc. | Process for removing carbon dioxide from gases |
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 |
JP4523691B2 (ja) | 2000-03-10 | 2010-08-11 | 三菱重工業株式会社 | 脱炭酸設備の吸収液の制御方法及び装置 |
NL1015827C2 (nl) | 2000-07-27 | 2002-02-01 | Continental Engineering B V | Winning van zuiver CO2 uit rookgassen. |
US6755892B2 (en) | 2000-08-17 | 2004-06-29 | Hamilton Sundstrand | Carbon dioxide scrubber for fuel and gas emissions |
US6364938B1 (en) | 2000-08-17 | 2002-04-02 | Hamilton Sundstrand Corporation | Sorbent system and method for absorbing carbon dioxide (CO2) from the atmosphere of a closed habitable environment |
US6582498B1 (en) | 2001-05-04 | 2003-06-24 | Battelle Memorial Institute | Method of separating carbon dioxide from a gas mixture using a fluid dynamic instability |
DE10135370A1 (de) | 2001-07-20 | 2003-01-30 | Basf Ag | Verfahren zur Entfernung saurer Gase aus einem Gasstrom |
CA2521195C (en) | 2003-04-04 | 2012-09-11 | Board Of Regents, The University Of Texas System | Polyamine/alkali salt blends for carbon dioxide removal from gas streams |
US7056482B2 (en) | 2003-06-12 | 2006-06-06 | Cansolv Technologies Inc. | Method for recovery of CO2 from gas streams |
MX276488B (es) | 2003-07-22 | 2010-06-09 | Dow Global Technologies Inc | Regeneracion de fluidos de tratamiento que contienen gas acido. |
DE102004011429A1 (de) | 2004-03-09 | 2005-09-29 | Basf Ag | Verfahren zum Entfernen von Kohlendioxid aus Gasströmen mit niedrigen Kohlendioxid-Partialdrücken |
JP4690659B2 (ja) | 2004-03-15 | 2011-06-01 | 三菱重工業株式会社 | Co2回収装置 |
FR2877858B1 (fr) | 2004-11-12 | 2007-01-12 | Inst Francais Du Petrole | Procede de desacidification d'un gaz avec une solution absorbante a regeneration fractionnee |
JP2006150298A (ja) | 2004-11-30 | 2006-06-15 | Mitsubishi Heavy Ind Ltd | 吸収液、吸収液を用いたco2又はh2s除去装置及び方法 |
JP5039276B2 (ja) | 2004-12-13 | 2012-10-03 | 三菱重工業株式会社 | 吸収液、吸収液を用いたガス中のco2又はh2s除去装置及び方法 |
JP4699039B2 (ja) | 2005-02-10 | 2011-06-08 | 関西電力株式会社 | 排気ガスの処理方法及び処理装置 |
EP1703491B1 (en) | 2005-03-18 | 2012-02-22 | Sony Deutschland GmbH | Method for classifying audio data |
WO2006107026A1 (ja) | 2005-04-04 | 2006-10-12 | Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. | 吸収液、co2又はh2s又はその双方の除去方法及び装置 |
US7384616B2 (en) | 2005-06-20 | 2008-06-10 | Cansolv Technologies Inc. | Waste gas treatment process including removal of mercury |
JP2007245011A (ja) | 2006-03-16 | 2007-09-27 | Sumika Chemtex Co Ltd | 空気浄化装置 |
CA2697944A1 (en) * | 2007-08-30 | 2009-03-05 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Process for removal of hydrogen sulphide and carbon dioxide from an acid gas stream |
FR2942972B1 (fr) | 2009-03-10 | 2012-04-06 | Inst Francais Du Petrole | Procede de desacidification d'un gaz par solution absorbante avec vaporisation et/ou purification d'une fraction de la solution absorbante regeneree. |
CA2673711A1 (en) * | 2009-07-23 | 2011-01-23 | Cansolv Technologies Inc. | Carbon dioxide and hydrogen sulfide absorbents and process for their use |
CN102470316A (zh) * | 2009-08-11 | 2012-05-23 | 国际壳牌研究有限公司 | 用于从含co2和/或h2s的气体中去除co2和/或h2s的吸收剂组合物和方法 |
-
2017
- 2017-10-31 CN CN201780065693.4A patent/CN110121386A/zh active Pending
- 2017-10-31 US US16/345,887 patent/US10888816B2/en active Active
- 2017-10-31 CA CA3041192A patent/CA3041192A1/en active Pending
- 2017-10-31 WO PCT/EP2017/077852 patent/WO2018083076A1/en active Application Filing
- 2017-10-31 BR BR112019008894-6A patent/BR112019008894B1/pt active IP Right Grant
- 2017-10-31 RU RU2019116687A patent/RU2748547C2/ru active
Patent Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2232128C2 (ru) * | 1998-08-25 | 2004-07-10 | Гастек Н.В. | Способ извлечения серы из газа, содержащего сероводород |
RU2417825C2 (ru) * | 2005-04-15 | 2011-05-10 | Хальдор Топсеэ А/С | Способ очистки газов, полученных из установки газификации |
US20080159937A1 (en) * | 2006-12-28 | 2008-07-03 | Ouimet Michel A | Process for the recovery of carbon dioxide from a gas stream |
US20150151241A1 (en) * | 2012-05-31 | 2015-06-04 | Shell Oil Company | Process for the high temperature selective absorption of hydrogen sulfide |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
RU2019116687A (ru) | 2020-11-30 |
CN110121386A (zh) | 2019-08-13 |
BR112019008894A2 (pt) | 2019-08-13 |
CA3041192A1 (en) | 2018-05-11 |
US10888816B2 (en) | 2021-01-12 |
RU2019116687A3 (ru) | 2020-11-30 |
US20200047117A1 (en) | 2020-02-13 |
BR112019008894B1 (pt) | 2023-10-03 |
WO2018083076A1 (en) | 2018-05-11 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2748547C2 (ru) | Способ получения очищенного газового потока | |
US7601315B2 (en) | Process for the recovery of carbon dioxide from a gas stream | |
US10232314B2 (en) | Method for removing heat stable base salts from a contaminated basic solution, and use thereof in a process for recovering acid gas from an acid gas stream | |
BRPI0413459A (pt) | processo cìclico para a remoção de dióxido de enxofre e método de reduzir a concentração de dióxido de enxofre em uma corrente de gás tratado | |
AU2009326809B2 (en) | A process for the regeneration of an ion exchange resin using sulfurous acid | |
AU2009311226B2 (en) | Method for treating a diamine absorbent stream | |
AU2012210998A1 (en) | Method for removing heat stable base salts from a contaminated basic solution, and use thereof in a process for recovering acid gas from an acid gas stream | |
CA3006736A1 (en) | Process for increased selectivity and capacity for hydrogen sulfide capture from acid gases | |
RU2541082C2 (ru) | Промывной раствор для мокрой очистки газов, содержащий амины в водном растворе аммиака и его применение | |
KR101038764B1 (ko) | 이산화탄소 분리 회수 장치 및 그의 공정 방법 | |
US11413572B2 (en) | Methods and systems for emissions control in solvent-based CO2 capture processes using CO2 | |
KR20190101052A (ko) | 이산화탄소 흡수제와 이를 이용한 이산화탄소의 분리방법 | |
KR102148203B1 (ko) | 이산화탄소 포집 공정에 있어서 흡수제의 휘발 방지 방법 | |
CN104069716A (zh) | 一种从酸性气流中除去co2及硫化物的溶剂及其应用 | |
US10807038B2 (en) | Process for removing S02 from gas with S02 content that is temporarily very high |