[go: up one dir, main page]

RU2239488C2 - Абсорбирующие композиции для удаления кислых газов из газовых потоков - Google Patents

Абсорбирующие композиции для удаления кислых газов из газовых потоков Download PDF

Info

Publication number
RU2239488C2
RU2239488C2 RU2001132593/15A RU2001132593A RU2239488C2 RU 2239488 C2 RU2239488 C2 RU 2239488C2 RU 2001132593/15 A RU2001132593/15 A RU 2001132593/15A RU 2001132593 A RU2001132593 A RU 2001132593A RU 2239488 C2 RU2239488 C2 RU 2239488C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
absorbent composition
aqueous solution
gas
mol
absorbent
Prior art date
Application number
RU2001132593/15A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2001132593A (ru
Inventor
Крэйг Норман ШУБЕРТ (US)
Крэйг Норман ШУБЕРТ
Паулино ФОРТЭ (US)
Паулино ФОРТЭ
Джон Уэйн ДИН (US)
Джон Уэйн ДИН
Original Assignee
Юнион Карбайд Кемикалз Энд Пластикс Текнолоджи Корпорейшн
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
Family has litigation
First worldwide family litigation filed litigation Critical https://patents.darts-ip.com/?family=23175838&utm_source=google_patent&utm_medium=platform_link&utm_campaign=public_patent_search&patent=RU2239488(C2) "Global patent litigation dataset” by Darts-ip is licensed under a Creative Commons Attribution 4.0 International License.
Application filed by Юнион Карбайд Кемикалз Энд Пластикс Текнолоджи Корпорейшн filed Critical Юнион Карбайд Кемикалз Энд Пластикс Текнолоджи Корпорейшн
Publication of RU2001132593A publication Critical patent/RU2001132593A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2239488C2 publication Critical patent/RU2239488C2/ru

Links

Classifications

    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/14—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
    • B01D53/1456—Removing acid components
    • 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)
  • Analytical Chemistry (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Gas Separation By Absorption (AREA)

Abstract

Изобретение относится к усовершенствованной абсорбирующей композиции, содержащей водный раствор пиперазина и метилдиэтаноламина, предназначенной для удаления из газовых потоков кислых газов, таких как СО2, H2S и COS. Абсорбирующая композиция содержит водный раствор, включающий более чем 1,1 моль пиперазина/л водного раствора и от около 1,5 до около 6 моль метилдиэтаноламина/л водного раствора. Изобретение позволяет обеспечить высокую абсорбирующую способность, эквивалентное удаление СО2 при более низких скоростях циркуляции абсорбирующей композиции в абсорбере и более высокой температуре, а также усовершенствовать эксплуатационные качества расположенного ниже по потоку регенеративного оборудования. Кроме того, абсорбирующие композиции настоящего изобретения позволяют осуществлять процесс при более высоких температурах абсорбера. 2 н. и 9 з.п.ф-лы, 1 ил., 2 табл.

Description

Изобретение относится к усовершенствованной абсорбирующей композиции, содержащей водный раствор пиперазина и метилдиэтаноламина, предназначенной для удаления из газовых потоков кислых газов, таких как СО2, Н2S и СОS.
Предшествующей уровень техники
Газовые потоки из буровых скважин для добычи природного газа, рафинеров и т.д. обычно содержат нежелательные кислые газы, такие как СО2, Н2S, СОS и меркаптаны. Известно, что для абсорбции кислых газов из указанных типов газовых потоков подходящими являются водные растворы аминов. Обычно богатый кислым газом газовый поток контактируют в абсорбере при низкой температуре или высоком давлении с водной абсорбирующей композицией, содержащей раствор амина. Водный раствор амина обычно содержит алканоламин, такой как триэтаноламин (ТЕА) (ТЭА), метилдиэтаноламин (МDЕА) (МДЭА), диэтаноламин (DЕА) (ДЕА), моноэтаноламин (МЕА) (МЭА), диизопропаноламин (DIРА) (ДИПА) или простой гидроксиаминоэтиловый эфир (DGА) (ГАЭЭ). После удаления из газового потока кислых газов он готов для продажи или для дальнейшего последующего кондиционирования. Раствор, обогащенный кислым газом, регенерируют для повторного использования путем отгонки абсорбированных газов в специальном оборудовании, таком как испарительные емкости и/или отпарные колонны, обычно работающие при высокой температуре или низком давлении.
Специалисты в данной области обнаружили, что к водным растворам амина для повышения их абсорбционной способности могут быть выгодно добавлены определенные соединения, такие как пиперазин и монометилэтаноламин (ММЕА) (ММЭА). Так, например, в патенте США №4336233 Аррl. еt аl. представлен способ удаления СО2, Н2S и в некоторых случаях СОS из газов, содержащих данные соединения, промывкой газов водными растворами, содержащими МДЭА и пиперазин в качестве ускорителя абсорбции. Количество пиперазина, которое, как указано, является пригодным в данных абсорбирующих композициях, составляет до 0,8 ммоль/л водного раствора. В патенте '233 отмечается также, что в особенности предпочтительно добавлять от 0,05 до 0,4, наиболее предпочтительно от 0,2 до 0,4 моль пиперазина/л водного раствора.
В патенте США №4997630 Wagner еt аl. раскрыт заявленный и реализованный способ удаления СО2 и/или Н2S с использованием водной абсорбирующей жидкости, содержащей МДЭА. Водная абсорбирующая жидкость может дополнительно содержать от 0,05 до 1, предпочтительно от 0,1 до 0,8 моль/л пиперазина.
По сравнению с концепциями предшествующего уровня заявители обнаружили, что усовершенствованные абсорбирующие композиции, предназначенные для удаления из газовых потоков кислых газов, вместо указанных выше концентраций пиперазина включают водные растворы МДЭА/пиперазин, содержащие более чем 1 моль пиперазина/л водного раствора. В частности было обнаружено, что водные растворы, содержащие более чем 1 моль пиперазина/л водного раствора и от около 1,5 до около 6 моль МДЭА/л водного раствора, обеспечивают очень высокую абсорбирующую способность по сравнению с водными растворами МДЭА/пиперазин, содержащими 1 моль или менее пиперазина/л водного раствора. Настоящие абсорбирующие композиции МДЭА/пиперазин выгодно обеспечивают эквивалентное удаление СО2 при более низких скоростях циркуляции абсорбирующей композиции в абсорбере и более высокой температуре, а также усовершенствованные эксплуатационные качества расположенного ниже по потоку регенеративного оборудования.
Сущность изобретения
Изобретение предусматривает абсорбирующую композицию, предназначенную для удаления кислых газов из газовых потоков, содержащую водный раствор, включающий:
1) более чем 1 моль пиперазина/л водного раствора; 2) от около 1,5 до около 6 моль метилдиэтаноламина/л водного раствора.
Изобретение дополнительно предусматривает способ удаления из газового потока кислых газов. Газовый поток, содержащий кислый газ, контактируют с вышеуказанной абсорбирующей композицией с получением потока нейтрального дезодорированного газа и потока абсорбирующей композиции, обогащенной кислыми газами.
Краткое описание чертежа
Чертеж иллюстрирует технологическую схему способа абсорбции в соответствии с настоящим изобретением.
Подробное описание изобретения
Абсорбирующаяся композиция содержит водный раствор пиперазина и МДЭА. Количество пиперазина в водном растворе является важным для изобретения и оно должно быть более чем 1 моль пиперазина/л водного раствора. Количество пиперазина предпочтительно составляет более чем около 1,1 моль пиперазина/л водного раствора и более предпочтительно более чем около 1,2 моль пиперазина/л водного раствора.
Количество МДЭА в водном растворе находится в диапазоне от около 1,5 до около 6 моль МДЭА/л водного раствора. Количество МДЭА предпочтительно находится в диапазоне от около 2,5 до около 5,5 моль МДЭА/л водного раствора, более предпочтительно от около 2,9 до около 4,2 моль МДЭА/л водного раствора.
Остальным до баланса абсорбирующей композиции может быть вода, или абсорбирующая композиция может также необязательно содержать один или более других химических растворителей или физических растворителей. Так, например, в качестве дополнительных химических растворителей могут быть использованы амины, такие как этилдиэтаноламин, метилэтанолпропаноламин, этилэтанолпропаноламин, метилдипропаноламин, триэтаноламин, диэтаноламин, моноэтаноламин, простой гидроксиаминоэтиловый эфир или диизопропаноламин. Могут быть также использованы физические растворители, такие как сульфолан или метокситригликоль. Когда используются такие химические или физические растворители, они предпочтительно составляют от около 5 до около 50 вес.% относительно веса абсорбирующей композиции, более предпочтительно от около 10 до около 40 вес.% относительно веса абсорбирующей композиции.
Абсорбирующая композиция может также содержать добавки, такие как ингибиторы коррозии, противовспениватели и подобные добавки. Обычно концентрация указанных добавок находится в диапазоне от около 0,01 до 5 вес.% в расчете на вес абсорбирующей композиции на безводной основе. Использование указанных добавок хорошо известно специалистам в данной области.
Любой газ, содержащий кислый газ, может быть обработан в соответствии с настоящим изобретением. Источники таких газов не являются важными для изобретения и включают, например, буровые скважины с природным газом, потоки синтез-газа и нефте-заводской газ, включающий отходящий газ от переработки нефтяного кокса, отходящий газ от нефтезаводского каталитического крекинга с флюидизированным катализатором, газ с нефтезаводских установок для получения водорода и другие нефтезаводские газовые потоки. Обычно указанные газовые потоки содержат один или несколько из следующих кислых газов: меркаптаны, СО2, Н2S и СОS. К тому же необычно, что указанные газовые потоки содержат один или несколько газов из следующих: SO2, SО3, СS2, НСN и кислород. Меркаптаны часто присутствуют в количествах в диапазоне от около 10 до 10000 об. част. на млн. Может также присутствовать до около 90 мол. % Н2S, СО2, обычно присутствует в количествах в диапазоне до около 50 мол. %, часто от около 1 до 15 мол. %. В случае присутствия, СОS обычно составляет от около 2 до 10000 об. част. на млн. Остальным в указанных газах обычно являются углеводороды, водород, монооксид углерода, азот и другие легкие газы.
Газовые потоки, содержащие кислые газы, обрабатывают с целью удаления кислых газов контактированием с абсорбирующей композицией изобретения. Предпочтительно, абсорбирующую композицию, т.е. абсорбирующую композицию, обогащенную кислым газом, регенерируют для удаления всех или части абсорбированных кислых газов и затем рециркулируют на стадию абсорбции. Для абсорбции, регенерации и остальных каких-либо стадий способа может быть использовано любое оборудование, известное в данной области.
Чертеж представляет технологическую схему типичного способа удаления кислых газов в соответствии с изобретением. Поступающий газовый поток, содержащий кислые газы, вводят в зону абсорбции 100 через линию 10. Зона абсорбции 100 включает башню для контактирования газа и жидкости, содержащую подходящие тарелки или насадку, обеспечивающие проведение абсорбции. Детали, касающиеся оборудования, используемого в зоне абсорбции, известны специалистам в данной области. Процесс в зоне абсорбции обычно осуществляют при температуре от около 25 до 90°С и давлении от около 15 до 1500 фунтов/дюйм2.
Вводимый через линию 10 поступающий газовый поток контактируют в зоне абсорбции 100 с потоком абсорбирующей композиции, вводимым через линию 11. Полученный газовый поток, истощенный по кислым газам относительно поступающего газового потока, выпускают из зоны абсорбции 100 через линию 12. Из поступающего газового потока в зоне абсорбции 100 удаляют предпочтительно, по меньшей мере, около 50% кислых газов. Поток абсорбирующей композиции, обогащенный кислыми газами, удаляют из зоны абсорбции 100 через линию 13.
Обогащенная кислыми газами абсорбирующая композиция может проходить через одну или несколько испарительных зон. Одна такая зона (300) показана на фигуре. Из обогащенной кислыми газами абсорбирующей композиции выделяют фракцию абсорбированных газов, и она поступает на линию 19. Балансная часть материала на линию 13 поступает из испарительной зоны 300 через линию 14.
Поток абсорбирующей композиции, обогащенной кислыми газами, вводят через линию 15 в зону регенерации 200, где из абсорбирующей композиции десорбируют оставшиеся кислые газы. Зона регенерации 200 часто включает дистилляционную/отпарную колонну, содержащую подходящие тарелки или насадку, предназначенные для десорбции абсорбированных кислых газов. Детали, касающиеся аппаратуры в зоне регенерации 200, известны специалистам в данной области. В зоне регенерации 200 обычно осуществляют процесс при температуре от около 100°С до 130°С и давлении от около 15 до 50 фунтов/дюйм2. Часть паров, поступающих с верхней части зоны регенерации 200, необязательно может быть конденсирована и возвращена в процесс. Все остальные пары выпускают из зоны регенерации через линию 16.
Поток регенерированной абсорбирующей композиции, обедненной кислыми газами относительно потока абсорбирующей композиции, обогащенной кислыми газами, удаляют из зоны регенерации 200. Часть потока регенерированной абсорбирующей композиции обычно подают в испаритель и затем опять в зону регенерации 200. Оставшуюся часть потока регенерированной абсорбирующей композиции рециркулируют в зону абсорбции 100 через линии 17, 18 и 11.
Перед повторным использованием в зоне абсорбции 100 регенерированную абсорбирующую композицию обычно охлаждают. Охлаждение регенерированной абсорбирующей композиции можно осуществлять с использованием стандартного оборудования, известного специалистам в данной области. Так например, на чертеже показано, что теплообмен между потоками абсорбирующей композиции происходит с использованием в зоне охлаждения 400 слабого/сильного теплообменника, и тепло удаляется из системы с использованием в зоне охлаждения 500 обычного теплообменника.
Представленная на чертеже технологическая схема представляет пример предложенного способа. Специалисты в данной области изобрели много вариантов способа, предназначенных для оптимизации свойств определенной абсорбирующей композиции или для сведения к минимуму капитальных или эксплуатационных затрат, связанных с удалением кислых газов из потока высокосернистого кислого газа. Указанные варианты включают использование множества зон абсорбции или повышение надежности испарительных зон для осуществления полноценной регенерации абсорбирующей композиции (до конца и включая устранение зоны отпаривания).
Вследствие относительно высокого уровня пиперазина в абсорбирующей композиции достигается ряд усовершенствований ее абсорбирующей способности. Наиболее важно, что с использованием настоящей абсорбирующей композиции при пониженной скорости циркуляции абсорбирующей композиции из потока газа, обогащенного кислыми газами, может быть удалено эквивалентное количество СO2. Удаление эквивалентного количества СO2 при пониженных скоростях циркуляции абсорбирующей композиции позволяет уменьшить размер реакторов и капитальные затраты на реакторы, теплообменники, насосы и соответствующие трубопроводы. В результате пониженных скоростей циркуляции абсорбирующей композиции устраняются также затраты, связанные с перекачкой, нагревом и охлаждением избыточной жидкости.
Альтернативно количество СО2, удаленного из газового потока, контактированного с абсорбирующей композицией, при данной скорости циркуляции абсорбирующей композиции увеличивается. Следовательно, с использованием композиций настоящего изобретения может быть заметно повышена производительность и выгода от использования существующего оборудования.
Кроме того, абсорбирующие композиции настоящего изобретения позволяют осуществлять процесс при более высоких температурах абсорбера, что является выгодным потому, что высокая температура жидкой фазы обычно снижает или ограничивает абсорбцию. Поэтому абсорбирующая композиция, которая обеспечивает эквивалентное удаление кислого газа при повышенных температурах жидкой фазы, является более подходящей и ценной по сравнению с абсорбирующей композицией, для которой необходимы более низкие температуры жидкой фазы. Без желания быть связанным с какой-либо теорией, предполагается, что между минимальной скоростью циркуляции адсорбирующей композиции, необходимой для адекватной очистки конкретного газа, и профилем температуры жидкой фазы в абсорбере, вероятно, имеется тесная взаимосвязь. Хорошо известно, что при абсорбции СO2 в водные растворы амина выделяется теплота абсорбции в циркулирующие абсорбирующие композиции. Следовательно, когда скорость циркуляции уменьшается, для получения заданной степени удаления СО2 температуру жидкой фазы в абсорбере увеличивают.
Абсорбирующая композиция обеспечивает также дополнительные преимущества в способе удаления кислых газов. Так, например, расположенное ниже по потоку оборудование, такое как испарительные емкости и слабые/сильные теплообменники, обычно используемые в оборудовании для обработки газа, обычно работают лучше, когда температура обогащенного амина увеличивается. Поэтому обогащенная кислыми газами абсорбирующая композиция, выходящая из абсорбера при повышенной температуре, обеспечивает для расположенного ниже по потоку оборудования эксплуатационную выгоду.
Кроме СО2, абсорбирующая композиция обладает абсорбирующей способностью в отношении Н2S, СОS и меркаптанов. Соответственно, полученный газовый поток, удаленный через линию 12, предпочтительно также обеднен, по меньшей мере частично, кислыми газами относительно поступающего газового потока. Как известно в данной области, степень удаления других из указанных кислых газов можно контролировать установкой оборудования и условиями процесса абсорбции.
Изобретение дополнительно иллюстрируют следующие примеры.
ПРИМЕР 1
Содержащий СО2 газовый поток обрабатывали в опытном абсорбере для удаления СO2. Абсорбер представлял собой колонну, упакованную керамическими седлами размером 1/4 дюйма, и имел высоту 10 футов и внутренний диаметр 2 дюйма. В верхнюю часть абсорбера подавали не содержащий абсорбированные газы абсорбент, и в донную часть подавали кислый газ. Два потока контактировали противоточно. Обогащенный СO2 абсорбент вытекал из абсорбера в донной части. Нейтральный дезодорированный газ выходил из абсорбера в верхней части. Обогащенный СO2 абсорбент регенерировали в отпарной колонне высотой 8,5 футов и внутренним диаметром 2 дюйма, заполненной насадочным материалом Рrоtruded Рrо Расk диаметром 1/4 дюйма. Отпарная колонна была снабжена испарителем в донной части и конденсатором в верхней части колонны. Собранную в верхнем погоне отпарной колонны перегнанную воду возвращали в циркулирующий раствор.
Для определения влияния концентрации пиперазина на минимальную скорость циркуляции, необходимую для достижения заданной степени удаления СO2, использовали вышеописанное опытное оборудование вместе со средствами измерения температуры, давления, скорости потока газа, скорости потока жидкости, состава газовой фазы, состава жидкой фазы и т.д. Минимальную скорость циркуляции абсорбента, необходимую для достижения удаления заданного количества СО2, определяли постепенным уменьшением скорости циркуляции до истощения рабочей емкости растворителя. В указанный момент времени уменьшение прироста скорости циркуляции приводит к быстрому увеличению в нейтральном дезодорированном газе концентрации СО2. Однако восстановление недостающего прироста скорости циркуляции опять приводит к получению обычной концентрации нейтрального газа (в этом случае менее 50 об. частей на млн.).
Данная методика предусматривает непосредственное измерение рабочей емкости определенной абсорбирующей композиции во время типичного цикла абсорбер - отпарная колонна. Для других методов, например для таких, которые основаны на измерении равновесия в системе пар-жидкость, необходима практика или моделирование, основанные на принятии во внимание поправок, связанных с влиянием типичных технологических ограничений, таких как повышенная температура абсорбера, ограниченное время контакта системы газ-жидкость, неполная отгонка абсорбента и т.д.
Данные, приведенные в таблице 1, показывают абсорбирующие композиции, содержащие более чем 1 моль/литр пиперазина, которые обеспечивают эквивалентное удаление СO2 при пониженных скоростях циркуляции жидкости. Более того, эквивалентное удаление СО2 достигалось, несмотря на повышенные температуры в зоне абсорбции и повышенную температуру обогащенного абсорбента. Указанные результаты в этом случае были достигнуты неожиданно без умеренного прироста тепла, необходимого для отгонки СО2 из обогащенного абсорбента.
Figure 00000002
ПРИМЕР 2
Описанное в примере 1 опытное оборудование может быть также использовано для измерения влияния концентрации пиперазина на объем газа, который может быть кондиционирован с помощью системы оборудования с заданной скоростью потока жидкого абсорбента. В этом случае скорость циркуляции абсорбента поддерживается постоянной и скорость потока кислого газа увеличивают до истощения емкости жидкого абсорбента и увеличения концентрации СО2 в нейтральном дезодорированном газе выше заданного значения (в этом случае 50 об. част. на млн.).
Данные в таблице 2 показывают, что абсорбирующие композиции, содержащие более чем 1 моль/л пиперазина, обеспечивают возможность циркуляции того же самого количества жидкого абсорбента в том же самом оборудовании и переработку большего количества высокосернистого кислого газа при заданных условиях.
Figure 00000003

Claims (11)

1. Абсорбирующая композиция для удаления кислых газов из газовых потоков, содержащая водный раствор, включающий 1) более чем 1,1 моль пиперазина/л водного раствора; 2) от около 1,5 до около 6 моль метилдиэтаноламина/л водного раствора.
2. Абсорбирующая композиция по п.1, содержащая более чем 1,2 моль пиперазина/л водного раствора.
3. Абсорбирующая композиция по п.1, содержащая от около 2,5 до около 5,5 моль метилдиэтаноламина/л водного раствора.
4. Абсорбирующая композиция по п.1, содержащая от около 2,9 до около 4,2 моль метилдиэтаноламина/л водного раствора.
5. Абсорбирующая композиция по п.1, кроме того содержащая дополнительный химический растворитель или физический растворитель.
6. Абсорбирующая композиция по п.5, содержащая физический растворитель, выбранный из группы, состоящей из сульфолана или метокситригликоля.
7. Способ удаления кислых газов из газового потока, включающий контактирование газового потока, содержащего кислый газ, с абсорбирующей композицией, содержащей водный раствор, включающий 1) более чем 1,1 моль пиперазина/л водного раствора; 2) от около 1,5 до около 6 моль метилдиэтаноламина/л водного раствора с получением обедненного кислыми газами газового потока и потока абсорбирующей композиции, обогащенной кислыми газами.
8. Способ по п.7, дополнительно включающий последующие стадии отделения обедненного кислыми газами газового потока от потока абсорбирующей композиции, обогащенной кислыми газами, извлечения обедненного кислыми газами газового потока в виде продукта, регенерации потока абсорбирующей композиции, обогащенной кислыми газами, удаления из нее кислых газов с получением регенерированной абсорбирующей композиции и рециркуляции регенерированной абсорбирующей композиции на стадию контактирования по п.7.
9. Способ по п.7, где абсорбирующая композиция содержит от около 2,5 до около 5,5 моль метилдиэтаноламина/л водного раствора.
10. Способ по п.7, где абсорбирующая композиция кроме того содержит дополнительный химический растворитель или физический растворитель.
11. Способ по п.7, где стадию регенерации осуществляют при температуре в диапазоне около 100-130°С.
RU2001132593/15A 1999-05-03 2000-05-01 Абсорбирующие композиции для удаления кислых газов из газовых потоков RU2239488C2 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US09/304,283 1999-05-03
US09/304,283 US6337059B1 (en) 1999-05-03 1999-05-03 Absorbent compositions for the removal of acid gases from gas streams

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2001132593A RU2001132593A (ru) 2003-08-20
RU2239488C2 true RU2239488C2 (ru) 2004-11-10

Family

ID=23175838

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2001132593/15A RU2239488C2 (ru) 1999-05-03 2000-05-01 Абсорбирующие композиции для удаления кислых газов из газовых потоков

Country Status (9)

Country Link
US (1) US6337059B1 (ru)
EP (1) EP1177030B1 (ru)
CN (1) CN1157248C (ru)
AU (1) AU4681600A (ru)
CA (1) CA2371778C (ru)
MX (1) MXPA01011183A (ru)
NO (1) NO20015363L (ru)
RU (1) RU2239488C2 (ru)
WO (1) WO2000066249A1 (ru)

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US8137441B2 (en) 2007-03-14 2012-03-20 Mitsubishi Heavy Industries Ltd. CO2 recovery system and waste-product removing method
US8377184B2 (en) 2009-02-27 2013-02-19 Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. CO2 recovery apparatus and CO2 recovery method
RU2480401C2 (ru) * 2007-10-09 2013-04-27 Мт-Биометан Гмбх Способ и установка для регенерации аминсодержащего раствора для промывки, поступающего при очистке газа

Families Citing this family (48)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2191621C2 (ru) * 1998-04-06 2002-10-27 Ниппон Ниюказаи Ко., Лтд. Способ регенерации жидкости, абсорбирующей кислый газ, содержащей метилдиэтаноламин и производное пиперазина низших алкилов
DE19828977A1 (de) * 1998-06-29 1999-12-30 Basf Ag Verfahren zur Entfernung saurer Gasbestandteile aus Gasen
US6592829B2 (en) * 1999-06-10 2003-07-15 Praxair Technology, Inc. Carbon dioxide recovery plant
DE19933301A1 (de) * 1999-07-15 2001-01-18 Basf Ag Verfahren zum Entfernen von Mercaptanen aus Fluidströmen
DE19947845A1 (de) * 1999-10-05 2001-04-12 Basf Ag Verfahren zum Entfernen von COS aus einem Kohlenwasserstoff-Fluidstrom und Waschflüssikgkeit zur Verwendung in derartigen Verfahren
DE10135370A1 (de) 2001-07-20 2003-01-30 Basf Ag Verfahren zur Entfernung saurer Gase aus einem Gasstrom
CA2473064C (en) * 2002-01-14 2011-11-29 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process for removing carbon dioxide from gas mixtures
US20040118126A1 (en) * 2002-12-19 2004-06-24 Ong James O.Y. Use of a chemical solvent to separate CO2 from a H2S-rich stream
DE10306254A1 (de) 2003-02-14 2004-08-26 Basf Ag Absorptionsmittel und Verfahren zur Entfernung saurer Gase aus Fluiden
MXPA05010039A (es) * 2003-03-21 2005-10-26 Dow Global Technologies Inc Composicion mejorada y metodo para eliminar sulfuro de carbonilo del gas acido que lo contiene.
MXPA05010713A (es) 2003-04-04 2006-05-19 Univ Texas Mezclas de sal alcali/poliamina para la eliminacion de dioxido de carbono de flujos de gas.
US7056482B2 (en) * 2003-06-12 2006-06-06 Cansolv Technologies Inc. Method for recovery of CO2 from gas streams
JP2006528062A (ja) * 2003-07-22 2006-12-14 ダウ グローバル テクノロジーズ インコーポレイティド 酸性ガス含有処理流体の再生
JP4634384B2 (ja) * 2005-04-04 2011-02-16 三菱重工業株式会社 吸収液、ｃｏ２又はｈ２ｓ又はその双方の除去方法及び装置
CN100415345C (zh) * 2005-07-12 2008-09-03 南京理工大学 复合型酸性气体吸收剂的制备方法
CA2651265C (en) 2006-05-19 2014-02-04 Basf Se Premixture for preparing an absorbent for removing acidic gases from fluid streams
DE102006036228A1 (de) * 2006-08-03 2008-02-07 Universität Dortmund Verfahren zum Abtrennen von CO2 aus Gasgemischen
US8313718B2 (en) * 2006-12-13 2012-11-20 Dow Global Technologies Llc Method and composition for removal of mercaptans from gas streams
US7601315B2 (en) * 2006-12-28 2009-10-13 Cansolv Technologies Inc. Process for the recovery of carbon dioxide from a gas stream
CN100418610C (zh) * 2007-05-31 2008-09-17 辽河石油勘探局 一种回收废气中二氧化碳用复合脱碳溶液
JP5215595B2 (ja) 2007-06-18 2013-06-19 三菱重工業株式会社 吸収液、吸収液を用いたｃｏ２又はｈ２ｓ除去装置及び方法
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
US20090151241A1 (en) * 2007-12-14 2009-06-18 Dressler Lawrence V Method for producing algae in photobioreactor
US8197857B2 (en) * 2008-06-06 2012-06-12 Dressler Lawrence V Method for eliminating carbon dioxide from waste gases
US8921627B2 (en) * 2008-12-12 2014-12-30 Uop Llc Production of diesel fuel from biorenewable feedstocks using non-flashing quench liquid
US8314274B2 (en) * 2008-12-17 2012-11-20 Uop Llc Controlling cold flow properties of transportation fuels from renewable feedstocks
JP5865383B2 (ja) 2010-10-29 2016-02-17 ハンツマン ペトロケミカル エルエルシーＨｕｎｔｓｍａｎ Ｐｅｔｒｏｃｈｅｍｉｃａｌ ＬＬＣ 酸性ガスの除去のための吸着剤としての２−（３−アミノプロポキシ）エタン−１−オールの使用
US8900443B2 (en) 2011-04-07 2014-12-02 Uop Llc Method for multi-staged hydroprocessing using quench liquid
EP2867345B1 (en) 2012-06-29 2018-08-01 Dow Global Technologies LLC Aqueous alkanolamine absorbent composition comprising piperazine for enhanced removal of hydrogen sulfide from gaseous mixtures and method for using the same
WO2014004020A1 (en) 2012-06-29 2014-01-03 Dow Global Technologies Llc Aqueous alkanolamine solution and process for the removal of h2s from gaseous mixtures
ITMI20121465A1 (it) 2012-09-03 2014-03-04 Eni Spa Metodo per convertire una raffineria convenzionale di oli minerali in una bioraffineria
CN103861424A (zh) * 2012-12-18 2014-06-18 中国科学院大连化学物理研究所 一种疏水性微通道内捕集co2的方法
US9468883B2 (en) 2013-03-29 2016-10-18 The University Of Kentucky Research Foundation Solvent and method for removal of an acid gas from a fluid stream
US9409125B2 (en) 2013-03-29 2016-08-09 The University Of Kentucky Research Foundation Method of increasing mass transfer rate of acid gas scrubbing solvents
US9266102B2 (en) 2013-03-29 2016-02-23 The University Of Kentucky Research Foundation Catalysts and methods of increasing mass transfer rate of acid gas scrubbing solvents
CA2924825A1 (en) 2013-08-29 2015-03-05 Dow Global Technologies Llc Gas sweetening solvents containing quaternary ammonium salts
CN103495340B (zh) * 2013-10-15 2015-11-18 北京博源恒升高科技有限公司 复合醇胺类溶液脱除气体中SOx的方法
US10226734B2 (en) 2013-10-30 2019-03-12 Dow Global Technologies Llc Hybrid solvent formulations for selective H2S removal
CA2927937A1 (en) 2013-10-30 2015-05-07 Dow Global Technologies Llc Hybrid solvent formulations for total organic sulfur removal and total acidic gas removal
CN103611391B (zh) * 2013-12-12 2016-01-20 北京博源恒升高科技有限公司 乙二醇类复合溶液脱除气体中SOx的方法
KR20170067782A (ko) 2014-10-10 2017-06-16 다우 글로벌 테크놀로지스 엘엘씨 가스 혼합물로부터 산 가스 제거를 위해 유용한 2-디메틸아미노-2-하이드록시메틸-1,3-프로판디올의 수용액
BR112017006800B1 (pt) 2014-10-10 2022-08-02 Dow Global Technologies Llc Processo para a remoção de gases ácidos de misturas gasosas
US10363519B2 (en) 2015-05-20 2019-07-30 Dow Global Technologies Llc Aqueous alkanolamine composition and process for the selective removal of hydrogen sulfide from gaseous mixtures
CN105148694A (zh) * 2015-10-13 2015-12-16 叶澄 去除燃油锅炉尾气中二氧化硫、三氧化硫和硫化氢的处理剂
CN106178838B (zh) * 2016-08-29 2018-11-02 合肥工业大学 一种复合哌嗪类有机胺脱硫剂
CA3041192A1 (en) 2016-11-01 2018-05-11 Cansolv Technologies Inc Process for producing a purified gas stream
CN107381760B (zh) * 2017-08-31 2020-02-18 中国石油工程建设有限公司 用于油气田污水处理的脱硫剂及其制备方法、脱硫方法
WO2019229072A1 (en) 2018-05-30 2019-12-05 Total Research & Technology Feluy Renewable diesel fuel production in retrofitted fossil petroleum refinery to produce biofuel and bio-feedstock for steam crackers

Family Cites Families (10)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE2551717C3 (de) 1975-11-18 1980-11-13 Basf Ag, 6700 Ludwigshafen und ggf. COS aus Gasen
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
US4775519A (en) 1985-10-31 1988-10-04 Texaco Inc. Removal of acid gases from gas streams
GB8528381D0 (en) * 1985-11-18 1985-12-24 Ici Plc Chemical process
US4696803A (en) 1986-02-13 1987-09-29 Texaco Inc. Treatment of gas streams for removal of acid gases
CA1340632C (fr) * 1988-05-24 1999-07-06 Jean-Louis Peytavy Liquide absorbant des gaz acides renfermant une composante alcanolamine tertiaire et un activateur d'absorption du co2 et son application a la desacidification de gaz contenant co2 et eventuellement d'autres gaz acides
US5618506A (en) * 1994-10-06 1997-04-08 The Kansai Electric Power Co., Inc. Process for removing carbon dioxide from gases
JP3233802B2 (ja) * 1994-12-15 2001-12-04 関西電力株式会社 燃焼排ガス中の炭酸ガスと窒素酸化物を除去する方法
JP3626796B2 (ja) * 1995-10-03 2005-03-09 三菱重工業株式会社 高圧天然ガス中の高濃度炭酸ガスを除去する方法
JP3392609B2 (ja) 1995-12-01 2003-03-31 三菱重工業株式会社 ガス中の炭酸ガスを除去する方法

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US8137441B2 (en) 2007-03-14 2012-03-20 Mitsubishi Heavy Industries Ltd. CO2 recovery system and waste-product removing method
RU2480401C2 (ru) * 2007-10-09 2013-04-27 Мт-Биометан Гмбх Способ и установка для регенерации аминсодержащего раствора для промывки, поступающего при очистке газа
US8377184B2 (en) 2009-02-27 2013-02-19 Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. CO2 recovery apparatus and CO2 recovery method

Also Published As

Publication number Publication date
NO20015363L (no) 2001-11-29
MXPA01011183A (es) 2002-08-20
CA2371778C (en) 2010-02-02
EP1177030A1 (en) 2002-02-06
WO2000066249A1 (en) 2000-11-09
CN1349427A (zh) 2002-05-15
CN1157248C (zh) 2004-07-14
CA2371778A1 (en) 2000-11-09
NO20015363D0 (no) 2001-11-02
AU4681600A (en) 2000-11-17
EP1177030B1 (en) 2004-04-28
US6337059B1 (en) 2002-01-08

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2239488C2 (ru) Абсорбирующие композиции для удаления кислых газов из газовых потоков
JP4681208B2 (ja) 流体流の脱酸法およびこの種の方法へ使用するのための洗浄液
US7374734B2 (en) Absorbing agent and method for eliminating acid gases from fluids
JP5661681B2 (ja) 酸性ガスを流体の流れから除去することによって高い圧力下にある酸性ガス流を取得する方法
RU2642071C2 (ru) Водная алканоламиновая абсорбирующая композиция, содержащая пиперазин для улучшенного удаления сероводорода из газовых смесей, и способ ее использования
CA2311199C (en) Carbon dioxide recovery with composite amine blends
US9468882B2 (en) Aqueous alkanolamine composition and process for the removal of acid gases from gaseous mixtures
CA2200130C (en) Method for the removal of carbon dioxide present in gases and absorbent
JP4388819B2 (ja) 流体流の脱酸法及び該方法で使用される洗浄液
US7004997B2 (en) Method for removal of acid gases from a gas flow
US20160206992A1 (en) Gas sweetening solvents containing quaternary ammonium salts
JP2003535209A (ja) 炭化水素の流体流の脱酸法
WO2016057499A1 (en) Aqueous solution of 2-dimethylamino-2-hydroxymethyl-1, 3-propanediol useful for acid gas removal from gaseous mixtures
JPH01304026A (ja) 高純度トリエタノールアミンを用いて流体混合物から硫化水素を選択的に除去する方法
JP2009504373A (ja) 酸性ガス洗浄プロセスのためのテトラオルガノアンモニウムおよびテトラオルガノホスホニウム塩
US20180290101A1 (en) An aqueous alkanolamine composition and process for the selective removal of hydrogen sulfide from gaseous mixtures
US9522359B2 (en) Method for reducing regeneration energy
JP5865383B2 (ja) 酸性ガスの除去のための吸着剤としての２−（３−アミノプロポキシ）エタン−１−オールの使用
JP2019511362A (ja) 流体ストリームからｃ５〜ｃ８−炭化水素及び酸性ガスを分離する方法
US9901860B2 (en) Apparatus for removing an acid gas from a gas stream
WO2025040491A1 (en) Method and apparatus for the manufacture of a treated gas with reduced solvent losses