UA118806C2 - Абсорбент для селективного видалення сірководню із флюїдного потоку - Google Patents

Абсорбент для селективного видалення сірководню із флюїдного потоку Download PDF

Info

Publication number
UA118806C2
UA118806C2 UAA201702785A UAA201702785A UA118806C2 UA 118806 C2 UA118806 C2 UA 118806C2 UA A201702785 A UAA201702785 A UA A201702785A UA A201702785 A UAA201702785 A UA A201702785A UA 118806 C2 UA118806 C2 UA 118806C2
Authority
UA
Ukraine
Prior art keywords
acid
absorbent
acids
alkyl
hydroxyalkyl
Prior art date
Application number
UAA201702785A
Other languages
English (en)
Inventor
Геральд Форберг
Ральф Нотц
Томас Інграм
Георг Зідер
Торстен Катц
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 UA118806C2 publication Critical patent/UA118806C2/uk

Links

Classifications

    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/14—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
    • B01D53/14—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
    • B01D53/1456—Removing acid components
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/14—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
    • B01D53/1456—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
    • B01D53/34—Chemical or biological purification of waste gases
    • B01D53/46—Removing components of defined structure
    • B01D53/48—Sulfur compounds
    • B01D53/52—Hydrogen sulfide
    • B01D53/526—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
    • B01D53/34—Chemical or biological purification of waste gases
    • B01D53/96—Regeneration, reactivation or recycling of reactants
    • 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
    • B01D2251/00—Reactants
    • B01D2251/50—Inorganic acids
    • B01D2251/506—Sulfuric acid
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2251/00—Reactants
    • B01D2251/50—Inorganic acids
    • B01D2251/512—Phosphoric acid
    • 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
    • B01D2252/202—Alcohols or their derivatives
    • B01D2252/2023—Glycols, diols or their derivatives
    • B01D2252/2026—Polyethylene glycol, ethers or esters thereof, e.g. Selexol
    • 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
    • B01D2252/20426—Secondary 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
    • B01D2252/20431—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
    • 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
    • B01D2252/20484—Alkanolamines with one hydroxyl group
    • 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
    • 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
    • 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
    • B01D2252/00—Absorbents, i.e. solvents and liquid materials for gas absorption
    • B01D2252/60—Additives
    • 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
    • C10L2200/00—Components of fuel compositions
    • C10L2200/02—Inorganic or organic compounds containing atoms other than C, H or O, e.g. organic compounds containing heteroatoms or metal organic complexes
    • C10L2200/0259—Nitrogen containing compounds
    • 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
    • C10L2200/00—Components of fuel compositions
    • C10L2200/02—Inorganic or organic compounds containing atoms other than C, H or O, e.g. organic compounds containing heteroatoms or metal organic complexes
    • C10L2200/0263—Sulphur containing compounds
    • 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
    • C10L2200/00—Components of fuel compositions
    • C10L2200/02—Inorganic or organic compounds containing atoms other than C, H or O, e.g. organic compounds containing heteroatoms or metal organic complexes
    • C10L2200/0268—Phosphor containing compounds
    • 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
    • C10L2200/00—Components of fuel compositions
    • C10L2200/04—Organic compounds
    • 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
    • C10L2290/00—Fuel preparation or upgrading, processes or apparatus therefore, comprising specific process steps or apparatus units
    • C10L2290/06—Heat exchange, direct or indirect
    • 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
    • C10L2290/00—Fuel preparation or upgrading, processes or apparatus therefore, comprising specific process steps or apparatus units
    • C10L2290/12—Regeneration of a solvent, catalyst, adsorbent or any other component used to treat or prepare a fuel
    • 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
    • C10L2290/00—Fuel preparation or upgrading, processes or apparatus therefore, comprising specific process steps or apparatus units
    • C10L2290/48—Expanders, e.g. throttles or flash tanks
    • 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
    • C10L2290/00—Fuel preparation or upgrading, processes or apparatus therefore, comprising specific process steps or apparatus units
    • C10L2290/54—Specific separation steps for separating fractions, components or impurities during preparation or upgrading of a fuel
    • C10L2290/541—Absorption of impurities during preparation or upgrading of a fuel
    • 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
    • C10L2290/00—Fuel preparation or upgrading, processes or apparatus therefore, comprising specific process steps or apparatus units
    • C10L2290/54—Specific separation steps for separating fractions, components or impurities during preparation or upgrading of a fuel
    • C10L2290/545—Washing, scrubbing, stripping, scavenging for separating fractions, components or impurities during preparation or upgrading of a fuel

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Analytical Chemistry (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • Biomedical Technology (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Sustainable Development (AREA)
  • Gas Separation By Absorption (AREA)
  • Treating Waste Gases (AREA)
  • Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)

Abstract

Абсорбент для селективного видалення сірководню із флюїдного потоку містить водний розчин a) третинного аміну, b) стерично утрудненого вторинного аміну загальної формули (І) ,(І) в якій R1 і R2 в кожному випадку незалежно один від одного вибрані з-поміж С1-4-алкілу і С1-4-гідроксіалкілу; в кожному випадку незалежно один від одного вибрані з-поміж С1-4-алкілу і С1-4-гідроксіалкілу; R3, R4, R5 і R6 в кожному випадку незалежно один від одного вибрані з-поміж водню, С1-4-алкілу і С1-4-гідроксіалкілу, із застереженням, що принаймні один залишок R4 і/або R5 біля атома вуглецю, який безпосередньо приєднаний до атома азоту, означає С1-4-алкіл або С1-4-гідроксіалкіл, якщо R3 означає водень; х і у означають цілі числа від 2 до 4, a z означає ціле число від 1 до 4; причому причому молярне співвідношення між b) та а) становить від 0,3 до 0,7, і с) кислоту в кількості, розрахованій як еквівалент нейтралізації відносно здатних до протонування атомів азоту в а) і b), від 1,0 до 9,0 %. Переважним аміном формули І є 2-(2-трет-бутиламіноетоксі)етанол. Абсорбент дозволяє встановлювати визначену селективність відносно H2S під тиском, який зазвичай панує при обробці природного газу.

Description

вуглецю, який безпосередньо приєднаний до атома азоту, означає Сі--алкіл або Сі-4- гідроксіалкіл, якщо Вз означає водень; х і у означають цілі числа від 2 до 4, а 72 означає ціле число від 1 до 4; причому причому молярне співвідношення між б) та а) становить відо,З до 0,7, і с) кислоту в кількості, розрахованій як еквівалент нейтралізації відносно здатних до протонування атомів азоту в а) і Б), від 1,0 до 9,0 95.
Переважним аміном формули | є 2-(2-трет-бутиламіноетоксі)етанол. Абсорбент дозволяє встановлювати визначену селективність відносно На під тиском, який зазвичай панує при обробці природного газу.
Винахід стосується абсорбенту для видалення кислотних газів із флюїдних потоків, зокрема селективного видалення сірководню із флюїдних потоків, та способу видалення кислотних газів із флюїдного потоку. зокрема селективного видалення сірководню відносно діоксиду вуглецю.
Видалення кислотних газів, таких як, наприклад, СО», Н25, 50», 05», НСМ, СО5 або меркаптанів, із флюїдних потоків, таких як природний газ, газ, отримуваний при переробці нафти, або синтез-газ, має важливе значення з різних причин. Вміст сірчистих сполук у природному газі необхідно зменшувати шляхом здійснення відповідних заходів із попередньої обробки безпосередньо у джерела природного газу, оскільки сірчисті сполуки утворюють у воді, яка часто включає природний газ, кислоти, що спричиняють корозію. Тому для транспортування природного газу трубопроводом або подальшої обробки в установці для зрідження природного газу (англ. Ідийіей паїшга! даз, ЇМО) необхідно дотримувати задані граничні значення вмісту сірковмісних сторонніх домішок. Окрім цього, численні сірчисті сполуки вже в низьких концентраціях мають неприємний запах і є токсичними.
Діоксид вуглецю необхідно видаляти з природного газу зокрема тому, що висока концентрація СО зменшує теплотворну здатність газу. Крім цього, СОг в поєднанні з вологою, яку часто захоплюють потоки рідини або газу, може призводити до корозії трубопроводів та арматури. Якщо природний газ для транспортування піддають зрідженню, отримуючи зріджений природний газ, спочатку слід ретельно видалити СО». При температурі зрідженого природного газу (близько -162 "С) відбувалася б ресублімація СО», що призвело б до пошкодження деталей установки. З іншої сторони, надто низька концентрація СО» також є небажаною, наприклад при введенні в мережу транспортування природного газу, оскільки внаслідок цього теплотворна здатність газу може виявитися надто великою.
Для видалення кислотних газів застосовують промивання водними розчинами неорганічних або органічних основ. При розчиненні кислотних газів в абсорбенті в результаті взаємодії з основами відбувається утворення іонів. Абсорбент може бути підданий регенерації шляхом зниження тиску і/або відгонки легких фракцій, причому відбувається реакція зворотного перетворення іонних компонентів на кислотні гази і/або їх відгонка парою. Після завершення процесу регенерації абсорбент може бути використаний повторно.
Спосіб, який дозволяє якнайретельніше видаляти всі кислотні гази, зокрема СО» та Ноб, називають також "повною абсорбцією". Проте, в певних випадках може виявитися необхідним забезпечити абсорбцію переважно На25 перед СО» для одержання оптимізованого щодо теплотворної здатності співвідношення СО2г/Н2г5 для послідовно підключеної установки Клауса (Сіаиз). У цьому випадку застосовують поняття "селективного промивання". Несприятливе співвідношення СО»/НаЗ може справляти негативний вплив на потужність та ефективність роботи установки Клауса внаслідок утворення СО5З/С52 та коксування каталізатора процесу
Клауса або надто низької теплотворної здатності.
Сильно стерично утруднені вторинні аміни, такі як 2-(2-трет-бутиламіноетоксі)-етанол, і третинні аміни, такі як метилдіетаноламін (МДЕА), проявляють кінетичну селективність для Нг5 відносно СО». Ці аміни не реагують безпосередньо з СО»; навпаки, відбувається повільна реакція перетворення Со» із аміном та водою на бікарбонат - на відміну від цього, Н2З5 негайно реагує у водних розчинах амінів. Тому подібні аміни придатні зокрема для селективного видалення Нег5 із газових сумішей, які містять СО» та Ноб5.
Селективне видалення сірководню часто здійснюють для очищення флюїдних потоків при низькому парціальному тиску кислого газу, наприклад залишкового газу, або при збагаченні кислого газу (англ. Асій (заз Епгісптепі, АСЕ), наприклад для збагачення Неа5 перед здійсненням процесу Клауса.
Так, у публікації О5 4,471,138 описано, що сильно стерично утруднені вторинні аміни, такі як 2-(2-трет-бутиламіноетоксі)етанол, також у комбінації з іншими оамінами, такими як метилдіетаноламін, проявляють помітно вищу селективність відносно Но5, аніж метилдіетаноламін. Цей ефект був підтверджений зокрема І и еї аї. у публікації Зерагайоп апа
Ритітісайоп Тесппоіоду, 2006, 52, 209-217. У публікації ЕР 0 084 943 описане застосування третинних алканоламінів і сильно стерично утруднених вторинних і третинних алканоламінів в абсорбційних розчинах для селективного видалення сірководню відносно діоксиду вуглецю із газових потоків.
У публікації ЕР 134 948 описаний абсорбент, який містить лужний матеріал і кислоту із показником константи автопротолізу рК5 - б або менше. Переважно застосовуваними кислотами є фосфорна кислота, мурашина кислота або соляна кислота. Додавання кислоти має зокрема підвищити ефективність відгонки кислих газів, що містять Нг5.
У публікації 05 4,618,481 описане видалення сірководню із флюїдних потоків із бо застосуванням абсорбційного розчину, що містить сильно стерично утруднений амін і сіль аміну. У публікації 05 4,892,674 описане видалення сірководню із флюїдних потоків із застосуванням абсорбційного розчину, що містить амін і сіль сильно стерично утрудненого аміну і/або стерично утруднену амінокислоту. Зокрема, згідно з фіг. З цієї публікації, селективність МДЕА відносно Н»5 може бути підвищена шляхом додавання 2-(2-трет- бутиламіноетоксі)етанол-сульфату.
Також при обробці природного газу (англ. МаїшигаІ! Са5 Тгтеайтепі) для одержання газу, який транспортують по трубопроводу, може бути бажаним селективне видалення Не5 відносно СО».
Стадію абсорбції при обробці природного газу здійснюють зазвичай під високим тиском в діапазоні від близько 20 до 130 бар (абсолютним). Зазвичай застосовують значно вищий парціальний тиск кислотних газів порівняно, наприклад, з обробкою залишкового газу, а саме, наприклад, принаймні 0,2 бар для Нео5 і принаймні 1 бар для СО».
Приклад застосування тиску в цьому діапазоні описаний у публікації О5 4,101,633 у способі видалення діоксиду вуглецю із сумішей газів. Застосовують абсорбент, який містить принаймні 50 95 стерично утрудненого алканоламіну і принаймні 10 95 третинного аміноспирту. В публікації 05 4,094,957 описаний приклад застосування тиску в цьому діапазоні в способі видалення діоксиду вуглецю із суміші газів. Застосовують абсорбент, який містить основну сіль або гідроксид лужного металу, принаймні один стерично утруднений амін і одну Са-в-амінокислоту.
У багатьох випадках при обробці природного газу прагнуть одночасного видалення Нег5 і
СО», причому мають бути дотримані задані граничні значення вмісту Н25, але потреби у повному видаленні СО немає. Типова для транспортованого по трубопроводах газу специфікація вимагає видалення кислотних газів до близько 1,5 - 3,5 об. 95 СО» і менше ніж 4 (об.м.ч.) Нг5. У цих випадках максимальна селективність відносно Нг5 є небажаною.
У публікації О5 2013/0243676 описаний спосіб абсорбування Но5 і СО» із суміші газів із застосуванням абсорбенту, який містить сильно стерично утруднений третинний етерамін- триетиленгліколевий спирт або його похідні, а також рідкий амін.
В основу винаходу покладено задачу розроблення абсорбенту і способу, які забезпечують можливість встановлення визначеної селективності видалення Не5 під тиском, який зазвичай застосовують при обробці природного газу, призначеного для транспортування по трубопроводах. Необхідна для регенерації абсорбентів енергія не має бути суттєво збільшеною
Зо порівняно із регенерацією абсорбентів при селективному видаленні Неб5.
Задачу вирішено в абсорбенті для селективного видалення сірководню з флюїдного потоку, вміщуючого водний розчин, який містить: а) третинний амін; р) стерично утруднений вторинний амін загальної формули (І) г по--6- М (хТо(снуь-о Н ду 5 (І), в якій
В: і К2 кожен незалежно один від одного вибрані з-поміж С:-4-алкілу і Сі-«-гідроксіалкілу;
Аз, Ал, Н5 і Кв кожен незалежно один від одного вибрані з-поміж водню, Сі-4-алкілу і
Сі .«-гідроксіалкілу, із застереженням, що принаймні залишок Ка і/або В5 у атома вуглецю, який безпосередньо приєднаний до атома азоту, означає Сі-4-алкіл або С.і-«-гідроксіалкіл, якщо Кз означає водень; х і у означають цілі числа від 2 до 4, а 7 означає ціле число від 1 до 4; причому молярне співвідношення між б) та а) становить від 0,05 до 1,0, і с) кислоту в кількості, розрахованій як еквівалент нейтралізації відносно здатних до протонування атомів азоту в а) і Б), від 0,05 до 15,0 95.
Між кислотою і амінами згідно з а) і/або Б) утворюється рівновага протонування. Положення рівноваги залежить від температури, і при вищій температурі рівновага зміщується в сторону вільного іону оксонію і/або солі аміну з нижчою ентальпією протонування. Аміни загальної формули (І) проявляють особливо виражену залежність значення рКе від температури.
Наслідком цього є те, що при відносно нижчій температурі, яка панує на стадії абсорбції, вище значення рН стимулює ефективну абсорбцію кислотного газу, в той час як при відносно вищій температурі, яка панує на стадії десорбції, нижче значення рН підтримує процес вивільнення абсорбованих кислотних газів. Очікується, що велика різниця між значеннями рН абсорбенту при температурі абсорбції та десорбції зумовлюватиме нижчу енергію регенерації.
Шляхом варіювання молярного співвідношення між Б) та а) в межах заданого діапазону селективність відносно На можна узгоджувати з відповідними вимогами. Попри зменшену селективність відносно Но5, енергія регенерації є такою самою або меншою, ніж енергія регенерації абсорбенту для селективного видалення ІНгб5.
Узагалі загальна концентрація а) і Б) у водному розчині становить від 10 до 60 мас. 905, переважно 20 до 50 мас. 95, особливо переважно 30 до 50 мас. 95.
Молярне співвідношення між Б) та а) становить від 0,05 до 1,0, переважно від 0,1 до 0,9, зокрема від 0,3 до 0,7.
Водний розчин містить кислоту в кількості, розрахованій як еквівалент нейтралізації відносно здатних до протонування атомів азоту в а) і Б), від 0,05 до 15,0 95, переважно від 1,0 до 9,0 Об, особливо переважно від 2,5 до 6,5 95.
Поняття "еквівалент нейтралізації" означає фіктивну частку молекули кислоти, яка при здійсненні реакції нейтралізації у водному розчині спроможна віддавати протон. Наприклад, молекула Н25О. відповідає двом еквівалентам нейтралізації молекула НзРОї - трьом еквівалентам нейтралізації.
Поняття "здатні до протонування атоми азоту" стосується суми наявних в амінах згідно з а) і
БЮ) атомів азоту, здатних до протонування у водному розчині. Як правило, це атоми азоту аміногруп.
Було виявлено, що абсорбент у межах визначеного вище складу має певні границі стабільності. Кількість кислоти, яка перевищує вказану, або більше молярне співвідношення між
Б) ї а) призводять до погіршання стабільності і прискорення розкладу абсорбенту при підвищеній температурі.
Відповідний винаходові абсорбент містить як компонент а) принаймні один третинний амін.
Поняття "третинний амін" охоплює сполуки, що містять принаймні одну третинну аміногрупу.
Третинний амін містить переважно виключно третинні аміногрупи, тобто поряд із принаймні однією третинною аміногрупою не містить первинні або вторинні аміногрупи. Третинним аміном переважно є моноамін. Третинний амін переважно не містить кислотні групи, такі як, зокрема,
Зо фосфонова, сульфонова і/або карбонова кислотні групи.
Придатними до застосування третинними амінами а) є зокрема: 1. Третинні алканоламіни, такі як біс(2-гідроксіетил)-метиламін (метилдієтаноламін, МДЕА), трис(2-гідроксіетил)амін (триетаноламін, ТЕА), трибутаноламін, 2-діетиламіноетанол (діетилетаноламін, ДЕЕА), 2-диметиламіноетанол (диметилетаноламін, ДМЕА), З-диметиламіно-1-пропанол (М,М-диметил- пропаноламін), З-діетиламіно-1-пропанол, 2-діїізопропіламіноетанол (ДІЕА), /М,М-біс(2- гідроксипропіл)уметиламін (метилдіїзопропаноламін, МДІПА); 2. Третинні аміноетери, такі як
З-метоксипропілдиметиламін; 3. Третинні поліаміни, наприклад біс-третинні діаміни, такі як
М,М,М',М'-тетраметилетилендіамін, М,М-діетил-М',М'-диметилетилендіамін, М,М,М'М'- тетраетилетилендіамін, М,М,М'М'-тетраметил-1,3-пропандіамін (ТМПДА), М,М,М',М'-тетраєтил- 1,3-пропандіамін (ТЕПДА), М,М-диметил-М',М'-діетилетилендіамін (ДМДЕЕДА), 1-диметиламіно- 2-диметиламіноетоксіетан (біс(2-(диметиламіно)етил|-етер); та їх суміші.
Третинні алканоламіни, тобто аміни, які містять принаймні одну приєднану до атома азоту гідроксіалкільну групу, є взагалі переважними. Особливо переважним є метил-діетаноламін (МДЕА).
Відповідний винаходові абсорбент містить стерично утруднений вторинний амін формули (). У формулі (І) Кі, В» і Кз переважно означають метил або етил; Ка, Н5 і Кє переважно означають метил або водень. Придатні до застосування стерично утруднені вторинні аміни включають вторинні аміноетералканоли, такі як, наприклад, описані в публікації О5 4,471,138 сполуки, які містять вторинні аміноетералканоли, наприклад 2-(2-трет-бутиламіноетоксі)етанол (ТБАЕЕ), /2-(2-трет-бутиламіно)пропоксіетанол, трет-аміламіноетоксіетанол, /(1-метил-1- етилпропіламіно)етоксіетанол, 2-2-(2-ізо-пропіламіно)-пропоксієтанол та їх суміші. Переважним є 2-(2-трет-бутиламіноетоксі)етанол (ТБАЕЕ).
Аміни формули (І) включають такі аміни, які в рівні техніки називають сильно стерично утрудненими амінами, стеричний параметр яких (стала Тафта) Ех перевищує 1,75.
Відповідний винаходові абсорбент містить принаймні одну кислоту. Кислоту вибирають бо відповідним чином з-поміж протонних кислот (кислот Бренстеда), переважно зі значенням рК5 менше ніж 6, зокрема менше ніж 5. Для кислот з кількома ступенями дисоціації і відповідно до цього кількома значеннями рКзх ця вимога дотримується, якщо одне зі значень рКо перебуває у вказаному діапазоні.
Кислоту вибирають з-поміж органічних і неорганічних кислот. Придатними до застосування органічними кислотами є, наприклад, фосфонові кислоти, сульфонові кислоти, карбонові кислоти і амінокислоти. У певних формах виконання застосовують багатоосновну кислоту.
Придатними до застосування кислотами є, наприклад: мінеральні кислоти, такі як соляна кислота, сірчана кислота, сульфамінова кислота, фосфорна кислота, неповні естери фосфорної кислоти, наприклад моно- і діалкіл- та - арилфосфати, такі як тридецилфосфати, дибутилфосфати, дифенілфосфати і біс-(2- етилгексил)фосфати; борна кислота; карбонові кислоти, наприклад насичені аліфатичні монокарбонові кислоти, такі як мурашина кислота, оцтова кислота, пропіонова кислота, масляна кислота, ізомасляна кислота, валеріанова кислота, ізовалерінова кислота, півалінова кислота, капронова кислота, н- гептанова кислота, каприлова кислота, 2-етилгексанова кислота, пеларгонова кислота, неодеканова кислота, ундеканова кислота, лауринова кислота, тридеканова кислота, міристинова кислота, пентадеканова кислота, пальмітинова кислота, маргаринова кислота, стеаринова кислота, ізостеаринова кислота, арахінова кислота, бегенова кислота; насичені аліфатичні полікарбонові кислоти, такі як щавлева кислота, малонова кислота, бурштинова кислота, глутарова кислота, адипінова кислота, пімелінова кислота, пробкова кислота, азелаїнова кислота, себацинова кислота, додекандикислота; циклоаліфатичні моно- і полікарбонові кислоти, такі як циклогексанкарбонова кислота, гексагідрофталева кислота, тетрагідрофталева кислота, смоляні кислоти, нафтенові кислоти; аліфатичні гідроксикарбонові кислоти, такі як гліколева кислота, молочна кислота, мигдалева кислота, гідроксімасляна кислота, винна кислота, яблучна кислота, лимонна кислота; галогеновані аліфатичні карбонові кислоти, такі як трихлороцтова кислота або 2-хлорпропіонова кислота; ароматичні моно- і полікарбонові кислоти, такі як бензойна кислота, саліцилова кислота, галова кислота, ізомери положення толільних кислот, метоксибензойні кислоти, хлорбензойні кислоти, нітробензойні кислоти, фталева кислота, терефталева кислота, ізофталева кислота; суміші технічних
Зо карбонових кислот, таких як, наприклад, версатикові кислоти; сульфонові кислоти, такі як метилсульфонова кислота, бутилсульфонова кислота, 3- гідроксіпропілсульфонова кислота, сульфооцтова кислота, бензолсульфонова кислота, п- толуолсульфонова кислота, п-ксилолсульфонова кислота, 4-додецил-бензолсульфонова кислота, 1-нафталінсульфонова кислота, динонілнафталін-сульфонова кислота і динонілнафталіндисульфонова кислота, трифторметил- або нонафтор-н-бутилсульфонова кислота, камфорсульфонова кислота, 2-(4-(2-гідроксіетил)-1-піперазиніл)у-етансульфонова кислота (ГЕПЕ5); органічні фосфонові кислоти, наприклад фосфонові кислоти формули ІІ
Аз-РОЗН (МІП) в якій Кзі означає С:-:в-алкіл, необов'язково заміщений одним-чотирма замісниками, які незалежно один від одного вибрані з групи, що включає карбоксі, карбоксамідо, гідроксі та аміно.
До них належать алкілфосфонові кислоти, такі як метилфосфонова кислота, пропілфосфонова кислота, 2-метил-пропілфосфонова кислота, т-бутилфосфонова кислота, н- бутилфосфонова кислота, 2,3-диметилбутилфосфонова кислота, октил-фосфонова кислота; гідроксіалкілфосфонові кислоти, такі як гідроксіметил-фосфонова кислота, 1- гідроксіегилфосфонова кислота, 2-гідроксіегилфосфонова кислота; арилфосфонові кислоти, такі як фенілфосфонова кислота, толуїл-фосфонова кислота, ксилілфосфонова кислота, аміноалкілфосфонові кислоти, такі як амінометилфосфонова кислота, 1-аміннетилфосфонова кислота, 1-диметил-аміннетилфосфонова кислота, 2-аміноетилфосфонова кислота, 2-(М-метил- аміно)детилфосфонова кислота, З-амінопропілфосфонова кислота, 2-аміно-пропілфосфонова кислота, 1-амінопропілфосфонова кислота, 1-амінопропіл-2-хлор-пропілфосфонова кислота, 2- амінобутилфосфонова кислота, 3-амінобутил-фосфонова кислота, 1-амінобутилфосфонова кислота, 4-амінобутилфосфонова кислота, 2-амінопентилфосфонова кислота, 5- амінопентилфосфонова кислота, 2-аміногексилфосфонова кислота, 5-аміногексилфосфонова кислота, 2-аміно-октилфосфонова кислота, 1-амінооктилфосфонова кислота, 1-амінобутил- фосфонова кислота; амідоалкілфосфонові кислоти, такі як З-гідроксіметиламіно-3- оксопропілфосфонова кислота; і фосфонокарбонові кислоти, такі як 2-гідроксифосфонооцтова кислота і 2-фосфонобутан-1,2,4-трикарбонова кислота. бо Фосфонові кислоти формули ПЇ
РОЗНЬ,
Яза--0
РОЗН»о (ПІ) в якій Взг2 означає Н або С..в-алкіл, О означає Н, ОН або МУ» і М означає Н або СНгРОЗзН», такі як 1-гідроксіетан-1,1-дифосфонова кислота;
Фосфонові кислоти формули ІМ ме У ж-а-ї----4- (М) у м пох в якій 7 означає Сг-в-алкілен, циклоалкандіїл, фенілен, або Сг-в-алкілен, який розривається циклоалкандіїлом або феніленом, У означає СНегРОзНг та т означає від 0 до 4, такі як етилендіамін-тетраїметиленфосфонова кислота), діетилентриамін-пента(метиленфосфонова кислота) і бісгексаметилен)триамін-пента(метиленфосфонова кислота); фосфонові кислоти формули У
Азз3-МУ»2 (М) в якій Взз означає С:-в-алкіл, Сг-є-гідроксіалкіл або У, та М означає СНгРОЗзН», такі як нітрило- трис(метиленфосфонова кислота) і 2-гідроксіетилімінобіс(метиленфосфо-нова кислота); третинні амінокарбонові кислоти, тобто амінокарбонові кислоти з третинними аміногрупами, а також М-втор-алкіламінокарбонові кислоти і М-трет-алкіламінокарбонові кислоти, тобто амінокислоти з третинними аміногрупами або аміногрупами, які містять принаймні один вторинний або третинний атом вуглецю безпосередньо поряд із аміногрупою, такі як а-амінокислоти з третинними аміногрупами або аміногрупами, які містять принаймні один вторинний або третинний атом вуглецю безпосередньо поряд із аміногрупою, такі як М,М- диметилгліцин (диметиламінооцтова кислота), М,М-діетилгліцин, аланін(2-амінопропіонова кислота), М-метилаланін (2-«метиламіно)-пропіонова кислота), М,М-диметилаланін,
М-етилаланін, 2-метилаланін (2-аміноїзомасляна кислота), лейцин (2-аміно-4-метилпентан-1- карбонова кислота), М-метиллейцин, М,М-диметиллейцин, ізолейцин (1-аміно-2-метилпентанова кислота), М-метил-ізолейцин, М,М-диметилізолейцин, валін (2-аміноізовалеріанова кислота), а- метил-валін (2-аміно-2-метилізовалеріанова кислота), М-метилвалін (2-метиламіно- ізовалеріанова кислота), М,М-диметилвалін, пролін (піролідин-2-карбонова кислота), М- метилпролін, М-метилсерин, М,М-диметилсерин, 2-(метиламіно)-ізомасляна кислота, піперидин- 2-карбонова кислота, М-метил-піперидин-2-карбонова кислота,
В-амінокислоти з третинними аміногрупами або аміногрупами, які містять принаймні один
Зо вторинний або третинний атом вуглецю безпосередньо поряд із аміногрупою, такі як 3- диметиламінопропіонова кислота, М-метилімінодипропіонова кислота, М-метил-піперидин-3- карбонова кислота, у-амінокислоти з третинними аміногрупами або аміногрупами, які містять принаймні один вторинний або третинний атом вуглецю безпосередньо поряд із аміногрупою, такі як 4-диметил- аміномасляна кислота, або амінокарбонові кислоти з третинними аміногрупами або аміногрупами, які містять принаймні один вторинний або третинний атом вуглецю безпосередньо поряд з аміногрупою, такі як М-метил-піперидин-4-карбонова кислота.
З-поміж неорганічних кислот переважними є фосфорна кислота і сірчана кислота.
З-поміж карбонових кислот переважними є мурашина кислота, оцтова кислота, бензойна кислота, бурштинова кислота і адипінова кислота.
З-поміж сульфонових кислот переважними є метансульфонова кислота, п-толуол- сульфонова кислота і 2-(4-(2-гідроксіетил)-1-піперазиніл)-етансульфонова кислота (ГЕПЕС).
З-поміж фосфонових кислот переважними є 2-гідроксіросфонооцтова кислота, 2- фосфонобутан-1 ,2,4-трикарбонова кислота, 1-гідроксіетан-1,1-дифосфонова кислота, етилендіамін-тетра(метиленфосфонова кислота), діетилентриамін-пента(метиленфосфонова кислота), біс(гексаметилен)триамін-пента(метиленфосфонова кислота) (НОТМР) їі нітрило- трис(метиленфосфонова кислота), з яких особливо переважною є 1-гідроксіетан-1,1- дифосфонова кислота.
З-поміж амінокарбонових кислот із третинними аміногрупами або аміногрупами, які містять принаймні один вторинний або третинний атом вуглецю безпосередньо поряд із аміногрупою, переважними є М,М-диметилгліцин і М-метилаланін.
Особливо переважною кислотою є неорганічна кислота.
Абсорбент може містити також добавки, такі як інгібітори корозії, ферменти тощо. Взагалі кількість подібних добавок становить близько 0,01-3 мас. 9о абсорбенту.
Переважно абсорбент не містить стерично неутруднений первинний або вторинний амін.
Сполуки цього типу діють як сильні промотори абсорбції СО». Завдяки їх присутності селективність абсорбенту відносно На5 може бути втрачена.
Стерично неутрудненими первинними або вторинними амінами є сполуки, що містять первинні або вторинні аміногрупи, до яких приєднані лише атоми водню або первинні атоми вуглецю.
Винахід стосується також способу видалення кислотних газів із флюїдного потоку, в якому флюїдний потік уводять у контакт із визначеним вище абсорбентом.
Як правило, насичений газом абсорбент регенерують шляхом а) нагрівання, р) зниження тиску, с) відгонки із застосуванням інертного флюїду або комбінації двох або всіх цих заходів.
Відповідний винаходові спосіб є придатним для обробки флюїдів будь-якого виду. Флюїдами є, з однієї сторони, гази, такі як природний газ, синтез-газ, коксовий газ, крекінг-газ, газ, застосовуваний для газифікації вугілля, циркуляційний газ, звалищні та відпрацьовані гази, а з іншої сторони - в основному не змішувані з абсорбентом рідини, такі як зріджений нафтовий газ (Гідчейей РеїгоІїеншт (зах, ІРО) або газоконденсатні рідини (Маїига! Са Іідцідє, МО).
Відповідний винаходові спосіб є особливо придатним для обробки флюїдних потоків, вміщуючих вуглеводні. Вуглеводнями, які містять флюїдні потоки, є, наприклад, аліфатичні вуглеводні, такі як Сі-С.--вуглеводні, зокрема метан, ненасичені вуглеводні, такі як етилен або пропілен, або ароматичні вуглеводні, такі як бензол, толуол або ксилол.
Відповідний винаходові спосіб і абсорбент особливо придатні для видалення СО» і Н25
Поряд із діоксидом вуглецю і сірководнем флюїдний потік може містити інші кислотні гази, такі як СО5 і меркаптани. Крім цього, можна видаляти також 5Оз, 50», Со» і НСМ.
Відповідний винаходові спосіб є придатним для селективного видалення сірководню відносно СО». "Селективність відносно сірководню" в даному випадку розуміють як значення наведеного далі відношення:
У(Н2Зуееа -/У(Н2Зкеа
У(Н2Зуееа у(СО»г)ееа -/у(СО2)неа у(СО»г)ееа в якому У(НгЗ)ееа означає концентрацію (мольну частку) (моль/моль) На5 у вихідному флюїді, Уу(Нг2б)геа: означає концентрацію На25 в обробленому флюїді, у(СОг)есеа означає концентрацію СОг у вихідному флюїді та у(СОг)неяг означає концентрацію СО в обробленому флюгїді.
У переважних формах виконання флюїдним потоком є вміщуючий вуглеводні фФлюїдний потік; зокрема потік природного газу. Особливо переважно флюїдний потік містить понад 1,0 об.
Фо вуглеводнів, цілюом переважно понад 5,0 об. 95 вуглеводнів, найчастіше переважно понад 15 об. 95 вуглеводнів.
Парціальний тиск сірководню у флюїдному потоку зазвичай становить принаймні 2,5 мбар. У переважних формах виконання парціальний тиск сірководню у флюїдному потоку становить принаймні 0,1 бар, зокрема принаймні 1 бар, а парціальний тиск діоксиду вуглецю - принаймні 0,2 бар, зокрема принаймні 1 бар. Особливо переважно парціальний тиск сірководню у флюїдному потоку становить принаймні 0,1 бар, а парціальний тиск діоксиду вуглецю - принаймні 1 бар. Цілком переважно парціальний тиск сірководню у флюїдному потоку становить принаймні 0,5 бар, а парціальний тиск діоксиду вуглецю - принаймні 1 бар. Вказані значення парціального тиску стосуються флюїдного потоку при першому контакті з абсорбентом на стадії абсорбції.
У переважних формах виконання загальний тиск у флюїдному потоку становить принаймні 3,0 бар, особливо переважно принаймні 5,0 бар, цілююм переважно принаймні 20 бар. У переважних формах виконання загальний тиск у флюїдному потоку становить щонайбільше 180 бар. Загальний тиск стосується флюїдного потоку при першому контакті з абсорбентом на стадії абсорбції.
У відповідному винаходові способі флюїдний потік на стадії абсорбції вводять у контакт із абсорбентом в абсорбері, в результаті чого відбувається принаймні часткове вимивання діоксиду вуглецю і сірководню. Одержують флюїдний потік зі зменшеним вмістом СО?» і Не5 та насичений СО: і Но5 абсорбент.
Як абсорбер застосовують промивний пристрій для здійснення традиційних способів абсорбційного очищення газів. Придатними до застосування промивними пристроями є, наприклад, насадкові та тарілчасті (ректифікаційні) колони, мембранні контактори, радіально- потокові промивні пристрої, струминні промивні пристрої, скрубери Вентурі (Мепішгі) та ротаційні скрубери, переважно насадкові та тарілчасті колони, особливо переважно тарілчасті та насадкові колони. При цьому обробку флюїдного потоку абсорбентом здійснюють переважно в протитечійній колоні. Флюїд в загальному випадку подають у нижню частину, а абсорбент - у верхню частину колони. В ректифікаційних колонах вбудовані сітчасті, ковпачкові або клапанні тарілки, крізь які тече рідина. Насадкові колони можуть бути заповнені різними насадками.
Тепло- і масообмін покращують шляхом збільшення поверхні за рахунок застосування насадок переважно розміром від близько 25 до 80 мм. Відомими прикладами є кільця Рашига (Казспід) (порожнисті циліндри), кільця Палля (Раї), кільця Нійом/?, сідлоподібні керамічні насадки
Інталокс (Іпіаіох) та аналогічні насадки. Заповнення колони насадками може бути здійснено впорядковано або також невпорядковано (насипом). Застосовують такі матеріали як скло, кераміка, метали і полімери. Структуровані насадки є вдосконаленою формою впорядкованих насадок. Вони мають впорядковану сформовану структуру. Тому в разі застосування таких насадок забезпечується можливість зменшення втрат тиску газового потоку. Існують різні форми виконання насадок, наприклад ткані насадки або насадки з листового металу.
Зо Застосовують такі матеріали як метали, полімери, скло і кераміку.
Температура абсорбенту на стадії абсорбції в загальному випадку становить від близько 30 до 100 "С, при застосуванні колони, наприклад, від ЗО до 70 "С у верхній частині колони та від 50 до 100 "С у нижній частині колони.
Відповідний винаходові спосіб може включати одну або кілька, зокрема дві послідовні стадії абсорбції. Абсорбція може бути здійснена кількома послідовними стадіями, причому неочищений газ, що містить кислотні газові компоненти, на кожній зі стадій вводять у контакт з частковим потоком абсорбенту. Абсорбент, із яким вводять у контакт неочищений газ, вже може бути частково насичений кислотними газами, тобто, наприклад, йдеться про абсорбент, що був поданий з наступної стадії абсорбції на першу стадію абсорбції, або про частково регенерований абсорбент. Стосовно здійснення двостадійної абсорбції дається посилання на публікації ЕР-А 0 159 495, ЕР-А 0 190 434, ЕР-А 0 359 991 та УМО 00100271.
Спосіб переважно включає стадію регенерації, на якій здійснюють регенерацію насиченого
Со» їі Но5 абсорбенту. На стадії регенерації з насиченого СО» і Н25 абсорбенту відбувається вивільнення СО» і НоЗ і необов'язково інших кислотних газових компонентів, причому одержують регенерований абсорбент. Переважно регенерований абсорбент потім повертають на стадію абсорбції. Як правило, стадія регенерації включає принаймні один із таких заходів, як нагрівання, зниження тиску і відгонка із застосуванням інертного флюїду.
Стадія регенерації включає переважно нагрівання абсорбенту, насиченого кислотними газовими компонентами, наприклад за допомогою ребойлера, випарного апарата з природною чи примусовою циркуляцією або апарата для випарювання при зниженні тиску з примусовою циркуляцією. При цьому відгонку абсорбованих кислотних газів здійснюють за допомогою водяної пари, утворюваної при нагріванні розчину. Замість пари можна застосовувати також інертний флюїд, такий як азот. Абсолютний тиск у десорбері зазвичай становить від 0,1 до 3,5 бар, переважно від 1,0 до 2,5 бар. Температура становить зазвичай від 50 С до 170 "с, переважно від 80 "С до 130 "С, причому, самозрозуміло, температура залежить від тиску.
Альтернативно або додатково стадія регенерації може включати зниження тиску. У загальному випадку стадія регенерації включає принаймні зменшення тиску насиченого абсорбенту, що перебуває під високим тиском на стадії абсорбції, до нижчого значення. Для зменшення тиску можуть бути застосовані, наприклад, дросельний клапан і/або турбодетандер.
Процес регенерації, який включає стадію зменшення тиску, описаний, наприклад, у публікаціях
ОЗ 4,537,753 та 5 4,553,984.
Вивільнення кислотних газових компонентів на стадії регенерації може бути здійснене, наприклад, у випарній колоні, наприклад вбудованому вертикально або горизонтально випарному резервуарі або протитечійній колоні з вбудованими елементами.
Як регенераційні колони можуть бути застосовані також насадкові або тарілчасті колони. У верхній частині регенераційної колони передбачений нагрівач, наприклад випарний апарат із примусовою циркуляцією, оснащений циркуляційним насосом. У верхній частині регенераційної колони передбачений випускний отвір для вивільнених кислотних газів. Відведені разом із ними пари абсорбенту конденсують у конденсаторі та повертають у колону.
Може бути підключено послідовно кілька випарних колон, регенерацію в яких здійснюють під різним тиском. Наприклад, регенерацію здійснюють у колоні попереднього випаровування під високим тиском, який у типовому випадку приблизно на 1,5 бар перевищує парціальний тиск кислотних газових компонентів на стадії абсорбції, та в колоні основного випаровування під низьким тиском, наприклад від 1 до 2 бар. Процес регенерації, який здійснюють двома або більше стадіями випаровування, описаний у публікаціях О5 4,537, 753, 05 4,553, 984, ЕР-А 0 159 495, ЕР-А 0 202 600, ЕР-А 0 190 434 та ЕР-А 0 121 109.
Завдяки оптимальному узгодженню вмісту амінних компонентів і кислоти відповідний винаходові абсорбент відрізняється високою здатністю до насичення кислотними газами, які також легко піддаються десорбції. Тому здійснення відповідного винаходові способу дозволяє значно зменшити енерговитрати і циркуляцію розчинника.
Для досягнення якомога нижчого енергоспоживання при регенерації абсорбенту переважним є забезпечення якнайбільшої можливої різниці між значеннями рН при температурі абсорбції та при температурі десорбції, оскільки це полегшує відокремлення кислотних газів від абсорбенту.
Винахід пояснюється докладніше на описаному далі прикладі з посиланням на креслення.
Фіг. 1 Схема установки, придатної для здійснення відповідного винаходові способу.
Згідно з фіг. 1, поданий по підвідному трубопроводу 2 попередньо оброблений відповідним чином газ, вміщуючий сірководень і діоксид вуглецю, в абсорбері Аї вводять зустрічним
Зо потоком у контакт із регенерованим абсорбентом, який подають по трубопроводу 1.01 для абсорбенту. Абсорбент видаляє сірководень і діоксид вуглецю шляхом абсорбції з газу; при цьому одержують очищений від сірководню і діоксиду вуглецю чистий газ, який відводять по випускному трубопроводу 1.02.
Через трубопровід 1.03 для абсорбенту, теплообмінник 1.04, в якому насичений СО» та Н25 абсорбент нагрівають за рахунок тепла регенерованого абсорбенту, який напрямляють по трубопроводу 1.05 для абсорбенту, і трубопровід 1.06 для абсорбенту, насичений СО» та Н25 абсорбент напрямляють у десорбційну колону 0 і піддають регенерації.
Між абсорбером А!1 і теплообмінником 1.04 може бути передбачений випарний резервуар (на фіг. 1 не зображений) в якому тиск, під яким перебуває насичений СО» та Но5 абсорбент, знижують, наприклад, до 3-15 бар.
Із нижньої частини десорбційної колони О абсорбент напрямляють у ребойлер 1.07, в якому нагрівають. Переважно водовмісну пару повертають у десорбційну колону Ю, у той час як регенерований абсорбент по трубопроводу 1.05 для абсорбенту, через теплообмінник 1.04, в якому регенерований абсорбент нагріває насичений СОг та Но5 абсорбент, а сам при цьому охолоджується, по трубопроводу 1.08 для абсорбенту, через охолоджувач 1.09 і по трубопроводу 1.01 для абсорбенту знову повертають в абсорбер А1. Замість зображеного на кресленні ребойлера можуть бути застосовані також інші типи теплообмінників для утворення технологічної пари, такі як апарат із природною чи примусовою циркуляцією або апарат для випарювання при зниженні тиску з примусовою циркуляцією. У випарниках цього типу потік змішаних фаз, що містить регенерований абсорбент і технологічну пару, повертають у куб десорбційної колони, в якому здійснюють розділення пари та абсорбенту на фази.
Регенерований абсорбент напрямляють у теплообмінник 1.04 або шляхом відбирання із потоку, що циркулює між кубом десорбційної колони до випарника, або по окремому трубопроводу безпосередньо з кубу десорбційної колони.
Вивільнений у десорбційній колоні ЮО, вміщуючий СО»5г та Но5 газ виводять із десорбційної колони О по відвідному трубопроводу 1.10. Його напрямляють у конденсатор із вбудованим фазороздільником 1.11, в якому його відокремлюють від змішаної з ним пари абсорбенту. В цій та всіх інших придатних до здійснення відповідного винаходові способу установках конденсатор і фазороздільник можуть бути також виконані як окремі блоки. Потім рідину, яка складається переважно з води, по трубопроводу 1.12 для абсорбенту напрямляють у верхню частину десорбційної колони 0, і виводять газ, зо містить СО» та Но5, по газопроводу 1.13.
Приклади
У прикладах застосовують наведені далі скорочення:
МДЕА: метилдіетаноламін
ТБАЕЕ: 2-(2-трет-бутиламіноетоксі)етанол
Приклад 1
В діапазоні температур від 20 7С до 120 "С визначали залежність значення рН водних розчинів аміну та частково нейтралізованих розчинів аміну від температури. Застосовували працюючу під тиском апаратуру, яка дозволяла вимірювати значення рН при температурі до 120 76.
У наведеній далі таблиці вказані значення рН (50 "С), рН (120 "С), а також різниця рН (50 С) -рнН(і120 75). «к | МАТ рн рн рн (50750) -
Приклад Склад р/а 9, БОС) | (120223). рН (1202) 40 96 МДЕА - | - | то 40 96 МДЕА з 0,5 95 НаРО» - | 5021 976 | 829 | 147 о о 1-3 40 95 МДЕА ях 6,2 95 ТБАЕЕ «з 0,118 Оля | 0,64 10,87 9,2 167 о Н2г50а4 о о о 1-4 40 95 МДЕА -- 6,2 95 ТБАЕЕ « 1,89 965 дит | 10,30 945 79 155
НаЗОХ о о о о о о 16 | 30 6 МДЕА к156 ТБАБЕ 06361037 З5Б | 1021) ВА 1,81
НаЗОХ о о о о о о 1-в | 30 6 МДЕА кт5 6 ТБАБЕ 12361097) 710 | 979). ВИЗ 1,66
НаЗОХ о о о
НЗОХ о о о о о о о о (г)
НзРОХ х порівняльний приклад «х молярне співвідношення б/а ех ступінь нейтралізації (відносно ТБАЕЕ ї- МДЕА)
Очевидно, що у відповідних винаходові прикладах різниця між значеннями рН при 50 С і 120 "С є більшою. Оскільки абсорбцію здійснюють при температурі близько 50 "С, а десорбцію чи регенерацію при температурі близько 120 "С; більша різниця між значеннями рН вказує на енергетично поліпшену регенерацію.
Приклад 2
За допомогою пілотної установки для водних абсорбентів досліджували абсорбцію Со» і внесену при регенерації енергію нагрівання при визначеній концентрації Нге5 очищеного газу.
Пілотна установка відповідала схемі згідно з фіг. 1. В абсорбері застосовували
Зо структуровану насадку. Встановлений тиск дорівнював 60 бар. Висота насадки в абсорбері становила 3,2 м при діаметрі колони 0,0531 м. У десорбері також застосовували структуровану насадку. Встановлений тиск дорівнював 1,8 бар. Висота насадки в десорбері становила 6,0 м при діаметрі 0,085 м.
Суміш газів, яка містила 93 об. 90 М2, 5 об. 956 СО» і 2 об. 95 Н25, напрямляли в абсорбер масовим потоком 47 кг/год. при температурі 40 "С. Швидкість циркуляції абсорбенту в абсорбері становила 60 кг/год. Температура абсорбенту становила 50 "С. Встановлювали таку енергію регенерації, при якій концентрація Н25 в очищеному газі становила 5 млн.ч.
У наступній таблиці наведені результати цих досліджень: у(Со») на стадії Відносна
Приклад Склад водних розчинів абсорбції енергія (об. 91 регенерації"» ГУ) 40 96 МДЕА 100,0 1095 МДЕА 50,5 5 НоРОх 30 96 МДЕА з 15 96 ТБАЕЕ
Зо МДЕА 5 оТБАБЕ ОВНС 10000991 578 во МДЕА з 156 ТБАЕЕ х 16 З НоРО» 30 96 МДЕА з 15 96 ТБАЕЕ я 0,6 96 НебО» 3095 МДЕА 1555 ТБАЕЕ з 0,635 НеБО» 30 96 МДЕА з 15 96 ТБАЕЕ я 1,2 96 НебО» 3095 МДЕА 1555 ТБАЕЕ х 1,695 НеБО» х порівняльний приклад «к стосовно прикладу 2-17
Порівняння результатів, отриманих у порівняльних прикладах 2-2", із результатами, отриманими у прикладах 2-4 - 2-9, свідчить про те, що сумісне застосування ТБАЕЕ спричиняє збільшення абсорбції СбОг2 (зменшення концентрації СбО2 у(СбОг2) на виході абсорбера) при однаковій абсорбції Н2г5. При цьому кількість введеної при регенерації енергії нагрівання залишається майже незмінною або зменшується. Порівняння результатів порівняльного прикладу 2-3" із результатами прикладів 2-6 - 2-9 свідчить про те, що додавання кислоти дозволяє помітно зменшити кількість енергії нагрівання, введеної при регенерації. Оскільки концентрація Но5 в очищеному газі в усіх прикладах становила 5 млн. ч., результати прикладів свідчать про те, що шляхом варіювання складу у відповідних винаходові межах можна встановлювати визначену селективність відносно Нео.
Приклад 3:
Досліджували стабільність різних водних абсорбентів.
Водні розчини, які містили МДЕА та ТБАЕЕ у кількості згідно з наступною таблицею і в кожному випадку були насичені 20 нм3/й (абсорбенту) СО» і НеЗ витримували протягом 125 годин при температурі 160 "С у закритому резервуарі. Потім визначали вміст неперетвореного
МДЕА і частку розкладеного МДЕА.
Результати наведені в наступній таблиці.
МДЕА ТБАЕЕ Ма Розкладений
Мер 3,7 мас. 95 НебОг 2,0 мас. 95 Не5О4 1,0 мас. 95 Не5О4 0,5 мас. Навої. | 27 | 8 8501857 | 12 11111111 - 1125 х порівняльний приклад х ступінь нейтралізації (відносно ТБАЕЕ ї- МДЕА)
Зо
Очевидно, що присутність кислоти прискорює розклад МДЕА. Ступінь розкладу залежить від кількості кислоти, тому переважною є відносно низька кількість кислоти, як у відповідних винаходові композиціях.

Claims (12)

ФОРМУЛА ВИНАХОДУ
1. Спосіб видалення кислотних газів із флюїдного потоку, вибраного з-поміж газів, що перебуває під загальним тиском принаймні 3,0 бар, в якому флюїдний потік вводять у контакт із абсорбентом, вміщуючим водний розчин, який містить: а) третинний амін; р) стерично утруднений вторинний амін загальної формули (І) Ка т Ме е дет її понлкнє т Ї Сн 1 Є н М ь не фс ши іч зх в Не що в якій В: ії В? в кожному випадку незалежно один від одного вибрані з-поміж С--4--алкілу і С1-4- гідроксіалкілу; Аз, Ва, Н5 і Нє в кожному випадку незалежно один від одного вибрані з-поміж водню, Сі-4«-алкілу і С:-«-гідроксіалкілу, із застереженням, що принаймні один залишок Ва і/або В5 біля атома вуглецю, який безпосередньо приєднаний до атома азоту, означає Сі-4-алкіл або С.- а-гідроксіалкіл, якщо Вз означає водень; х і у означають цілі числа від 2 до 4, а 7 означає ціле число від 1 до 4; причому молярне співвідношення між б) та а) становить відо,З до 0,7, і с) кислоту в кількості, розрахованій як еквівалент нейтралізації відносно здатних до протонування атомів азоту в а) і Б), від 1,0 до 9,0 95; причому парціальний тиск сірководню у флюїдному потоку становить принаймні 0,1 бар і/або парціальний тиск діоксиду вуглецю становить принаймні 0,2 бар.
2. Спосіб за пунктом 1, причому флюїдний потік містить вуглеводні.
3. Спосіб за пунктом 1 або 2, причому у флюїдному потоку парціальний тиск сірководню становить принаймні 0,1 бар, а парціальний тиск діоксиду вуглецю становить принаймні 1,0 бар.
4. Спосіб за будь-яким із пунктів 1-3, причому насичений абсорбент регенерують шляхом а) нагрівання, р) зниження тиску, с) відгонки із застосуванням інертного флюїду або комбінації двох або всіх цих заходів.
5. Абсорбент для селективного видалення сірководню із флюїдного потоку, вміщуючий водний розчин, який містить: а) третинний амін; Зо р) стерично утруднений вторинний амін загальної формули (І) ку й я Канн ми Кн (ори юю пк Гн У се СН ши ше Ву Ме () в якій В; і В? в кожному випадку незалежно один від одного вибрані з-поміж С-1-4--алкілу і С1-4- гідроксіалкілу; Аз, Ва, В5 і Вє в кожному випадку незалежно один від одного вибрані з-поміж водню, Сі-4-алкілу і С1-«-гідроксіалкілу, із застереженням, що принаймні один залишок В». і/або В5 біля атома вуглецю, який безпосередньо приєднаний до атома азоту, означає Сі-4-алкіл або С.- а-гідроксіалкіл, якщо Вз означає водень; х і у означають цілі числа від 2 до 4, а 7 означає ціле число від 1 до 4; причому молярне співвідношення між б) та а) становить від 0,3 до 0,7, і с) кислоту в кількості, розрахованій як еквівалент нейтралізації відносно здатних до протонування атомів азоту в а) і Б), від 1,0 до 9,0 95.
6. Абсорбент за пунктом 5, причому загальна концентрація а) і БЮ) у водному розчині становить від 10 до 60 мас. 95.
7. Абсорбент за пунктом 5 або 6, причому третинний амін а) є третинним алканоламіном.
8. Абсорбент за пунктом 7, причому третинний амін а) є метилдіетаноламіном.
9. Абсорбент за будь-яким із попередніх пунктів, причому стерично утрудненим вторинним аміном б) є 2-(2-трет-бутиламіноетоксі)етанол.
10. Абсорбент за будь-яким із попередніх пунктів, причому кислота с) вибрана з групи, що включає неорганічні та органічні кислоти.
11. Абсорбент за пунктом 10, причому органічна кислота вибрана з групи, що включає фосфонові кислоти, сульфонові кислоти, карбонові кислоти, третинні амінокарбонові кислоти, М-втор-алкіл-амінокарбонові кислоти і М-трет-алкіл-амінокарбонові кислоти.
12. Абсорбент за пунктом 10, причому неорганічна кислота вибрана з-поміж фосфорної і сірчаної кислот. м 10 ПЕ га ТЯ | ! реа х сф | й р-1.06 й К г в вкЯ ї ов ! ! 14 ! 109 ! | Кр, ! їх | ЯК
1.03 - ЕЙ жк і и ду 05 "104 108 Фк. 1
UAA201702785A 2014-08-25 2015-08-20 Абсорбент для селективного видалення сірководню із флюїдного потоку UA118806C2 (uk)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
EP14182112.4A EP2990090A1 (de) 2014-08-25 2014-08-25 Absorptionsmittel zur selektiven Entfernung von Schwefelwasserstoff aus einem Fluidstrom
PCT/EP2015/069109 WO2016030262A1 (de) 2014-08-25 2015-08-20 Absorptionsmittel zur selektiven entfernung von schwefelwasserstoff aus einem fluidstrom

Publications (1)

Publication Number Publication Date
UA118806C2 true UA118806C2 (uk) 2019-03-11

Family

ID=51390059

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
UAA201702785A UA118806C2 (uk) 2014-08-25 2015-08-20 Абсорбент для селективного видалення сірководню із флюїдного потоку

Country Status (13)

Country Link
US (2) US10464013B2 (uk)
EP (2) EP2990090A1 (uk)
JP (1) JP2017526527A (uk)
CN (1) CN106573194B (uk)
AR (1) AR101941A1 (uk)
AU (1) AU2015309005B2 (uk)
BR (1) BR112017003687A2 (uk)
CA (1) CA2959700C (uk)
EA (1) EA032382B1 (uk)
ES (1) ES2705764T3 (uk)
UA (1) UA118806C2 (uk)
UY (1) UY36281A (uk)
WO (1) WO2016030262A1 (uk)

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
EP2990090A1 (de) * 2014-08-25 2016-03-02 Basf Se Absorptionsmittel zur selektiven Entfernung von Schwefelwasserstoff aus einem Fluidstrom
US10308886B2 (en) 2015-04-22 2019-06-04 Ecolab Usa Inc. Development of a novel high temperature stable scavenger for removal of hydrogen sulfide
WO2017044248A1 (en) 2015-09-08 2017-03-16 Ecolab Usa Inc. Hydrogen sulfide scavengers
MX2018004010A (es) * 2015-09-29 2018-05-23 Basf Se Absorbente para la remocion selectiva de sulfuro de hidrogeno.
CA3020219C (en) * 2016-04-18 2024-06-18 Basf Se Premix for producing an absorption agent for removing acid gases from a fluid flow
CA3021567C (en) 2016-04-25 2024-01-23 Basf Se Use of morpholine-based hindered amine compounds for selective removal of hydrogen sulfide
MY190751A (en) 2016-08-01 2022-05-12 Basf Se Two-stage method for removing co2 from synthesis gas
US11173446B2 (en) 2017-02-10 2021-11-16 Basf Se Process for removal of acid gases from a fluid stream
WO2019014415A1 (en) 2017-07-13 2019-01-17 Ecolab USA, Inc. METHOD FOR REMOVING A COMPOUND CONTAINING SULFUR BY ADDITION OF A COMPOSITION
CN111093803B (zh) * 2017-09-04 2022-06-24 巴斯夫欧洲公司 用于选择性去除硫化氢的吸收剂和方法
CN107673314B (zh) * 2017-11-02 2020-06-16 湖北陆盛环保工程有限公司 一种低浓度so2烟气一转两吸硫酸制备方法
JP2019115888A (ja) * 2017-12-27 2019-07-18 日本製鉄株式会社 二酸化炭素吸収剤および二酸化炭素の回収方法
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
US10774040B1 (en) * 2019-04-29 2020-09-15 Chevron Phillips Chemical Company Lp Processes for removing carbon disulfide from symmetrical and asymmetrical sulfide product streams
US11229875B1 (en) * 2020-09-25 2022-01-25 Ineos Americas, Llc Scrubbing fluid and methods for using same

Family Cites Families (21)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4094957A (en) 1976-12-14 1978-06-13 Exxon Research & Engineering Co. Process for removing acid gases with hindered amines and amino acids
US4101633A (en) 1977-02-14 1978-07-18 Exxon Research & Engineering Co. Process and composition for removing carbon dioxide containing acidic gases from gaseous mixtures
DE3362734D1 (en) 1982-01-18 1986-05-07 Exxon Research Engineering Co Secondary and tertiary amino alcohols
US4471138A (en) 1982-01-18 1984-09-11 Exxon Research And Engineering Co. Severely sterically hindered secondary aminoether alcohols
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
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
US4618481A (en) 1985-08-30 1986-10-21 Exxon Research And Engineering Co. Absorbent composition containing a severely hindered amino compound and an amine salt and process for the absorption of H2 S using the same
US4892674A (en) 1987-10-13 1990-01-09 Exxon Research And Engineering Company Addition of severely-hindered amine salts and/or aminoacids to non-hindered amine solutions for the absorption of H2 S
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
US20120051989A1 (en) * 2006-05-18 2012-03-01 Basf Se Removal of acid gases from a fluid flow by means of reduced coabsorption of hydrocarbons and oxygen
CA2651888C (en) * 2006-05-18 2015-07-07 Basf Se Carbon dioxide absorbent requiring less regeneration energy
US8221712B2 (en) * 2009-05-12 2012-07-17 Basf Se Absorption medium for the selective removal of hydrogen sulfide from fluid streams
US20130243676A1 (en) 2012-03-14 2013-09-19 Exxonmobil Research And Engineering Company Amine treating process for acid gas separation using blends of amines and alkyloxyamines
PE20150449A1 (es) 2012-09-05 2015-04-08 Basf Se Proceso para la separacion de gases acidos de una corriente de fluido que comprende agua
EP2990090A1 (de) * 2014-08-25 2016-03-02 Basf Se Absorptionsmittel zur selektiven Entfernung von Schwefelwasserstoff aus einem Fluidstrom

Also Published As

Publication number Publication date
AU2015309005A1 (en) 2017-03-16
EP3185988B1 (de) 2018-10-17
JP2017526527A (ja) 2017-09-14
CA2959700A1 (en) 2016-03-03
CA2959700C (en) 2022-11-08
UY36281A (es) 2016-02-29
CN106573194B (zh) 2020-04-24
US20190388829A1 (en) 2019-12-26
CN106573194A (zh) 2017-04-19
US10464013B2 (en) 2019-11-05
ES2705764T3 (es) 2019-03-26
AR101941A1 (es) 2017-01-25
BR112017003687A2 (pt) 2017-12-05
US11369919B2 (en) 2022-06-28
EP2990090A1 (de) 2016-03-02
EP3185988A1 (de) 2017-07-05
US20180221811A1 (en) 2018-08-09
WO2016030262A1 (de) 2016-03-03
EA201790452A1 (ru) 2017-07-31
EA032382B1 (ru) 2019-05-31
AU2015309005B2 (en) 2020-04-02

Similar Documents

Publication Publication Date Title
UA118806C2 (uk) Абсорбент для селективного видалення сірководню із флюїдного потоку
RU2531197C2 (ru) Абсорбент для извлечения кислых газов, содержащий аминокислоту и кислый промотор
RU2746838C1 (ru) Абсорбент для селективного удаления сероводорода
JP6945617B2 (ja) 硫化水素を選択的に除去するためのモルホリン系ヒンダードアミン化合物の使用
JP6843846B2 (ja) 硫化水素を選択的に除去するための環状アミン
JP2018531145A6 (ja) 硫化水素の選択的除去のための吸収剤
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
JP2018531242A6 (ja) 硫化水素の選択的除去のためのアミン化合物
JP2018531242A (ja) 硫化水素の選択的除去のためのアミン化合物
CN108367232B (zh) 酸性气体富集方法和系统
BR112019022759B1 (pt) Absorvente para a remoção seletiva de sulfeto de hidrogênio de uma corrente de fluido, processo para a produção de um absorvente e processo para a remoção seletiva de sulfeto de hidrogênio a partir de uma corrente de fluido
BR112020003944A2 (pt) absorvente e processo para remoção seletiva