Водная алканоламиновая абсорбирующая композиция, содержащая пиперазин для улучшенного удаления сероводорода из газовых смесей, и способ ее использования

Авторы патента:

ПАДИЛЬЯ Херардо (US)

ХЭЛНОН Тимоти Д. (US)

ЛАРОШ Кристоф Р. (US)

C10L3/10 - обработка природного или синтетического природного газа

C10G21/20 - азотсодержащие соединения

C07C7/11 - абсорбцией, т.е. очистка или разделение газообразных углеводородов с помощью жидкостей

B01D53/52 - сероводород

B01D53/14 - абсорбцией

Владельцы патента RU 2642071:

ДАУ ГЛОБАЛ ТЕКНОЛОДЖИЗ ЭлЭлСи (US)

Изобретение относится к водному раствору алканоламина для удаления сероводорода из газовых смесей, содержащих сероводород. Водный раствор алканоламина для удаления кислых газов, включающих в себя сероводород, из газовых смесей, содержащих сероводород, содержит:(i) от 20 до 50 массовых процентов 3-(диметиламин)-1,2-пропандиола или 3-(диэтиламин)-1,2-пропандиола, и (ii) от 2 до 10 массовых процентов пиперазина, при этом массовый процент берется в расчете на общую массу водного раствора алканоламина и при этом упомянутый водный раствор алканоламина не содержит ортофосфорную кислоту, фосфорную кислоту, соляную кислоту, серную кислоту, сернистую кислоту, азотную кислоту, пирофосфорную кислоту, теллуровую кислоту, уксусную кислоту, муравьиную кислоту, адипиновую кислоту, бензойную кислоту, н-бутановую кислоту, монохлоруксусную кислоту, лимонную кислоту, глутаровую кислоту, молочную кислоту, малоновую кислоту, щавелевую кислоту, о-фталевую кислоту, янтарную кислоту, о-толуиловую кислоту. Заявлен также способ удаления кислых газов из газовой смеси. Технический результат – заявленный водный раствор аминов обеспечивает удаление сероводорода и диоксида углерода при меньшем расходе абсорбирующего агента. 2 н. и 4 з.п. ф-лы, 1 табл., 2 ил.

Область техники

Настоящее изобретение относится к композиции, содержащей водный раствор пиперазина и алканоламина, предпочтительно 3-(диметиламин)-1,2-пропандиол, и способу использования упомянутой водной композиции для удаления кислых газов, включающих в себя H₂S, из газовых смесей, содержащих H₂S.

Уровень техники

Потоки флюида, извлекаемые из резервуаров природного газа, нефти или угля, часто содержат значительное количество кислых газов, например, углекислый газ (CO₂), сероводород (H₂S), двуокись серы (SO₂), сероуглерод (CS₂), циановодород (HCN), карбонилсульфид (COS) или меркаптаны в виде примесей. Упомянутые потоки флюидов могут быть газами, жидкостями или их смесями, например, газами, такими как природный газ, газ нефтепереработки, углеводородные газы от сланцевого пиролиза, синтетический газ и им подобные, или такие жидкости, как сжиженный нефтяной газ (СНГ), и природные газоконденсатные жидкости (ПГКЖ).

Известны и описаны в литературе различные композиции и способы удаления кислых газов. Хорошо известен способ обработки газовых смесей с помощью водных растворов амина для удаления этих кислых газов. Обычно водные растворы амина контактируют в противотоке с газовыми смесями, содержащими кислые газы, при низкой температуре или высоком давлении в абсорбционной колонне. Водный раствор амина обычно содержит алканоламин, такой как триэтаноламин (ТЭА), метилдиэтаноламин (МДЭА), диэтаноламин (ДЭА), моноэтаноламин (МЭА), диизопропаноламин (ДИПА) или 2-(2-аминоэтокси)этанол, иногда называемый дигликольамином (ДГА). В некоторых случаях используется ускоритель в сочетании с алканоламинами, например пиперазин и МДЭА, как это раскрыто в патенте США №№ 4 336 233, 4 997 630 и 6 337 059, которые включены сюда посредством ссылки во всей своей полноте. В качестве альтернативы, европейский патент № 0134948 раскрывает смесь кислоты с выбранными щелочными веществами, такими как МДЭА, для обеспечения улучшенного удаления кислого газа.

Третичные амины, такие как 3-диметиламино-1,2-пропандиол (ДМАПД), показали свою эффективность при удалении CO₂ из газовых смесей, см. патент США № 5 736 116.

Дополнительно, в отдельных процессах, таких как процесс Гирботола, третичные амины показали свою эффективность при удалении H₂S, но показали уменьшение емкости при увеличении температуры, например, см. "Organic Amines-Girbotol Process", Bottoms, R.R., The Science of Petroleum, volume 3, Oxford University Press, 1938, pp 1810-1815.

Несмотря на то, что все эти составы являются эффективными, каждый из них имеет ограничения, которые затрудняют их универсальное использование. В частности, будет желательно иметь и водный состав, содержащий алканоламин для удаления кислых газов, включающих в себя H₂S, из газовых смесей, и/или водный раствор алканоламина, который является эффективным при удалении кислых газов в коммерчески значимых объемах, когда водный раствор используется при повышенной температуре, например, выше 140°F.

Таким образом, существует необходимость в водном абсорбирующем составе и способе использования упомянутого состава, который является эффективным при удалении кислых газов, включающих в себя сероводород, из газовых смесей, предпочтительно при повышенных температурах.

Сущность изобретения

Настоящее изобретение относится к водному раствору алканоламина и способу, использующему упомянутый водный раствор алканоламина для удаления кислых газов, включающих в себя сероводород, посредством взаимодействия с газовыми смесями, содержащими сероводород, и в котором предпочтительно температура водного раствора алканоламина равна или превышает 140°F, при этом упомянутая композиция содержит (i) аминосоединение предпочтительно в количестве от 0,1 до 75 массовых процентов, имеющее общую формулу:

R¹R²NCH₂CH(OH)CH₂OH

(1),

где R¹ и R² независимо представляют низшие алкильные группы с количеством атомов углерода от 1 до 3, например, метильные, этильные, пропильные и изопропильные группы, при этом более предпочтительно, чтобы R¹ и R² группы включали в себя метильную и этильную группы, при этом более предпочтительно, чтобы аминосоединения включали в себя 3-(диметиламин)-1,2-пропандиол, в котором R¹ и R² обе являются метильными группами, и 3-(диметиламин)-1,2-пропандиол, в котором R¹ и R² обе являются этильными группами; (ii) пиперазин, предпочтительно в количестве от 0,1 до 15 массовых процентов; и (iii) необязательно, физический растворитель, предпочтительно выбранный из циклотетраметиленсульфона, диметиловых эфиров полиэтиленгликоля, 1,3-диметил-3,4,5,6-тетрагидро-2(1H)-пиримидинона, N-формилморфолина, N-ацетилморфолина, триэтиленгликольмонометилового эфира или их смесей, где массовый процент берется в расчете на общую массу водного раствора алканоламина, при этом упомянутый водный раствор алканоламина не содержит кислоты со значением pKa, равным 8 или меньше, или кислотообразующего вещества, способного образовывать в водной среде кислоту со значением pKa, равным 8 или меньше.

В одном варианте осуществления настоящего изобретения аминосоединение (i) предпочтительно является 3-(диметиламин)-1,2-пропандиолом или 3-(диэтиламин)-1,2-пропандиолом.

В одном варианте осуществления настоящего изобретения процесс дополнительно содержит этапы, на которых выполняют отгонку паром водного раствора алканоламина таким образом, что образуется водный раствор алканоламина, обедненный кислым газом, который может быть использован на этапе взаимодействия.

Краткое описание чертежей

Фиг. 1 иллюстрирует схему процесса абсорбции в соответствии с настоящим изобретением.

Фиг. 2 является графиком концентрации H₂S в очищенной газовой смеси относительно скорости циркуляции абсорбента.

Подробное описание чертежей

Водный раствор алканоламина настоящего изобретения содержит аминосоединение и пиперазин. Аминосоединения, используемые в водных растворах алканоламина настоящего изобретения, имеют следующую общую формулу:

R¹R²NCH₂CH(OH)CH₂OH

(1),

где R¹ и R² независимо представляют низшие алкильные группы с количеством атомов углерода от 1 до 3, например метильные, этильные, пропильные и изопропильные группы. Более предпочтительно, чтобы R¹ и R² группы включали в себя метильную и этильную группы. Особенно предпочтительно, чтобы аминосоединения включали в себя 3-(диметиламин)-1,2-пропандиол, в котором R¹ и R² обе являются метиловыми группами, и 3-(диметиламин)-1,2-пропандиол, в котором в котором R¹и R² обе являются этильными группами.

Водный раствор алканоламина настоящего изобретения содержит алканоламин в количестве, равном или более 0,1 массового процента, предпочтительно равном или более 5 массовых процентов, более предпочтительно равном или более 10 массовых процентов, и даже более предпочтительно равном или более 20 массовых процентов, где массовый процент берется в расчете на полную массу раствора. Водный раствор алканоламина настоящего изобретения содержит алканоламин в количестве, равном или менее 75 массовых процентов, предпочтительно равном или менее 65 массовых процентов, более предпочтительно равном или менее 55 массовых процентов и даже более предпочтительно равном или менее 50 массовых процентов, где массовый процент берется в расчете на полную массу раствора.

Водный раствор алканоламина настоящего изобретения содержит пиперазин в количестве, равном или более 0,1 массового процента, предпочтительно равном или более 1 массового процента, более предпочтительно равном или более 2 массовых процентов, где массовый процент берется в расчете на полную массу водного раствора. Водный раствор алканоламина настоящего изобретения содержит пиперазин в количестве, равном или менее 20 массовых процентов, предпочтительно равном или менее 15 массовых процентов, более предпочтительно равном или менее 10 массовых процентов и даже более предпочтительно равном или менее 8 массовых процентов, где массовый процент берется в расчете на общую массу раствора.

Водная абсорбирующая композиция настоящего изобретения может необязательно содержать одно или более дополнительных аминосоединений. Предпочтительно дополнительное аминосоединение является другим или вторым алканоламином, не описанным в формуле (1) выше, таким как три(2-гидроксиэтил)амин (триэтаноламин, ТЭА); три(2-гидроксипропил)амин (триизопропанол); трибутаноламин; ди(2-гидроксиэтил)метиламин (метилдиэтаноламин, МДЭА); 2-диэтиламиноэтанол (диэтилэтаноламин, ДЭЭА); 2-диметиламиноэтанол (диметилэтаноламин, ДМЭА); 3-диметиламин-1-пропанол; 3-диэтиламин-1-пропанол; 2-диизопропиламинэтанол (ДИЭА); N,N-бис(2-гидроксипропил)метиламин (метилдиизопропаноламин, МДИПА); N,N-бис(2-гидроксиэтил)пиперазин (дигидроксиэтилпиперазин, ДГЭП); диэтаноламин (ДЭА); 2-(трет-бутиламин)этанол; 2-(трет-бутиламинэтокси)этанол; или 2-амин-2-метилпропанол (АМП), 2-(2-аминоэтокси)этанол.

Предпочтительно дополнительные аминосоединения содержат одну или более третичных аминогрупп.

Предпочтительно дополнительные аминосоединения содержат одну или более пространственно-затрудненных аминогрупп. Водная абсорбционная композиция, содержащая 1-гидроксиэтил-4-пиридинилпиперазин, и амин, имеющий одну или более пространственно-ограниченных аминогрупп, являются особенно подходящими для удаления H₂S.

При его наличии, количество необязательного аминосоединения в водном растворе алканоламина может изменяться от 0,1 или более массовых процентов, предпочтительно от 1 или более массовых процентов, более предпочтительно от 5 или более массовых процентов, взятых в расчете на полную массу раствора. При его наличии, количество необязательного аминосоединения в водном растворе алканоламина может изменяться от 75 или менее массовых процентов, предпочтительно от 50 или менее массовых процентов, более предпочтительно от 25 или менее массовых процентов, взятых в расчете на полную массу раствора.

Температура водного раствора алканоламина, который приведен во взаимодействие с газом, подлежащим обработке, равна или превышает 120°F, предпочтительно равна или превышает 130°F, более предпочтительно равна или превышает 140°F и даже более предпочтительно равна или превышает 150°F.

В дополнение к аминосоединению и пиперазину водный раствор алканоламина может содержать один или более составов, используемых для обработки флюидов согласно хорошо известным практикам. В качестве примера, составы, которые необязательно могут быть использованы, не ограничиваются одним или более следующими составами: противопенные вещества; физические растворители, включающие в себя гликоли и моно- и диэфиры или их сложные эфиры, амиды алифатических кислот, N-алкилированные пирролидоны, сульфоны, сульфоксиды, и тому подобное; антиоксиданты; ингибиторы коррозии; пленкообразователи; хелатирующие агенты, такие как металлы; регуляторы pH, такие как щелочные соединения; и им подобные. Количество этих необязательных составов не является критичным, но может быть обеспечено в достаточном количестве согласно известным практикам.

В дополнение к аминосоединению, пиперазину и одному или более необязательным другим соединениям, используемым для обработки флюида, водный раствор алканоламина может также содержать физический растворитель. Предпочтительно использовать растворитель, такой как циклотетраметиленсульфон (доступный под торговой маркой Sulfolan), диметиловые эфиры полиэтиленгликоля (доступные под торговой маркой Selexol компании The Dow Chemical Company) и триэтиленгликольмонометиловый эфир (доступный под торговой маркой TGME или Methoxytryglycol компании The Dow Chemical Company), 1,3-диметил-3,4,5,6-тетрагидро-2(1H)-пиримидинон, N-формилморфолин, N-ацетилморфолин, или их смеси.

В случае наличия, количество физического растворителя в водном растворе алканоламина может составлять от 1 массового процента или более, предпочтительно составлять 5 или более массовых процентов, более предпочтительно составлять 10 или более массовых процентов, взятых в расчете на полную массу раствора. В случае наличия, количество физического растворителя в водном растворе алканоламина может составлять 75 или менее массовых процентов, предпочтительно составлять 65 или менее массовых процентов, более предпочтительно составлять 50 или менее массовых процентов, взятых в расчете на общую массу раствора.

Водный раствор алканоламина настоящего изобретения не содержит кислоту или кислотообразующее вещество, предпочтительно исключенные кислоты или кислотообразующие материалы являются такими материалами, как сильные кислоты, которые включают в себя любую органическую или неорганическую кислоту с pKa, равным 8 и менее, предпочтительно 7 или менее, более предпочтительно 6 или менее. Примеры исключенных кислот включают в себя ортофосфорную кислоту, фосфорную кислоту, соляную кислоту, серную кислоту, сернистую кислоту, азотную кислоту, пирофосфорную кислоту, теллуровую кислоту и им подобные. Также органические кислоты, такие как уксусная кислота, муравьиная кислота, адипиновая кислота, бензойная кислота, н-бутановая кислота, монохлоруксусная кислота, лимонная кислота, глутаровая кислота, молочная кислота, малоновая кислота, щавелевая кислота, о-фталевая кислота, янтарная кислота, о-толуиловая кислота и им подобные, исключены из водного раствора алканоламина настоящего изобретения. В дополнение, кислотообразующие вещества, которые способны образовывать кислоты при контакте с водой, не могут присутствовать в водном растворе алканоламина настоящего изобретения.

Изложенное здесь изобретение имеет широкое применение в нефтехимической и энергетической промышленностях. Например, настоящее изобретение может быть использовано для обработки потоков флюидов, газа, жидкости, или смесей, при нефтепереработке, обработке кислого газа, обработке каменноугольного газа, обработке выбросов дымовых труб, обработке газов от наземных полевых установок, а также в новых устройствах для обработки вредных выбросов для обеспечения безопасности человека.

Потоки флюидов, обрабатываемых в способе по настоящему изобретению, содержат смеси кислых газов, которые включают в себя H₂S, а также могу включать в себя другие газы, такие как CO₂, N₂, CH₄, C₂H₆, C₃H₈, H₂, CO, H₂O, COS, HCN, NH₃, O₂, меркаптаны и им подобные. Часто такие газовые смеси можно найти в дымовых газах, нефтезаводских газах, бытовом газе, природном газе, синтез-газе, остаточном газе, водяном газе, пропане, пропилене, тяжелых углеводородных газах и так далее. Водный раствор алканоламина является здесь особенно эффективным, когда поток флюида является смесью газов, полученной, например, из газа от перегонки сланцевой нефти, угля или возгонки тяжелой нефти с воздушно/паровым или кислородно/паровым тепловым преобразованием тяжелой остаточной нефти в жидкости и газы с низкой молекулярной массой, или в очистных операциях с остаточными газами на заводах по производству/извлечению серы.

Способ по настоящему изобретению предпочтительно используется для удаления H₂S и CO₂ из газовых потоков, содержащих H₂S и CO₂ необязательно в присутствии одного или более других примесей кислых газов, например, N₂, CH₄, C₂H₆, C₃H₈, H₂, CO, H₂O, COS, HCN, NH₃, O₂ и/или меркаптанов. Дополнительно, настоящее изобретение может быть использовано для удаления H₂S, CO₂ и одного или более газов из N₂, CH₄, C₂H₆, C₃H₈, H₂, CO, H₂O, COS, HCN, NH₃, O₂, и/или меркаптанов, из газового потока, содержащего H₂S, CO₂ и один или более газов из N₂, CH₄, C₂H₆, C₃H₈, H₂, CO, H₂O, COS, HCN, NH₃, O₂ и/или меркаптанов.

Этап абсорбции настоящего изобретения в основном включает в себя осуществление взаимодействия потока флюида, предпочтительно газовой смеси, с водным раствором соединения алканоламина в любом подходящем контактном сосуде, например, как в типичных абсорбционных процессах, см. патенты США №№ 5 736 115 и 6 337 059, каждый из которых включен сюда по ссылке во всей своей полноте. В таких процессах поток флюида, содержащий H₂S и/или другие примеси, из которого должны быть удалены кислотные газы, может быть приведен в плотное взаимодействие с водным раствором соединения алканоламина с использованием общедоступных средств, таких как колонна или сосуд, снабженный, например, насадкой с кольцами или ситчатыми тарелками, или барботажным реактором.

В типичном способе использования изобретения этап абсорбции проводится путем направления потока флюида в нижнюю часть абсорбционной колонны, в то время как свежий водный раствор алканоламина направляется в верхнюю часть колонны. Поток флюида, освобожденный большей частью от H₂S и CO₂, если таковой есть, выходит из верхней части колонны (иногда называемый как обработанный или очищенный газ), и использованный водный раствор алканоламина, содержащий абсорбированные H₂S и CO₂, покидает колонну вблизи или на дне колонны. Предпочтительно, чтобы входная температура абсорбирующей композиции во время этапа абсорбции была в пределах от 120°F до 210°F и более предпочтительно от 140°F до 200°F. Давление может меняться в широких пределах: приемлемое давление в абсорбере находится в пределах между 5 и 2000 фунтов на квадратный дюйм, предпочтительно от 20 до 1500 фунтов на квадратный дюйм. Взаимодействие происходит при таких условиях, что H₂S предпочтительно абсорбируется раствором. Условия абсорбции и устройство спроектированы таким образом, чтобы минимизировать время нахождения водного раствора алканоламина в абсорбере для уменьшения захвата CO₂, и одновременно поддерживать достаточное время нахождения потока флюида вместе с водным раствором соединения алканоламина для абсорбции максимального количества газа H₂S. Потоки флюида с низким парциальным давлением, такие как встречающиеся в процессах теплового преобразования, потребуют меньше водного раствора алканоламина при тех же абсорбционных условиях, чем потоки флюида с высоким парциальным давлением, такие как газы перегонки сланцевой нефти.

Типичная процедура процесса для фазы удаления H₂S содержит абсорбирование H₂S в противоточном взаимодействии газовой смеси, содержащей H₂S и CO₂, с водным раствором алканоламина, содержащего аминосоединение, в колонне, содержащей множество тарелок, при температуре, по меньшей мере, 120°F, и при скорости газа, по меньшей мере, 0,3 фута в секунду (на основании "активной" или обдуваемой поверхности пластины), в зависимости от рабочего давления газа, указанная тарельчатая колонна имеет менее чем 20 контактных тарелок, например, обычно используется от 4 до 16 тарелок.

После взаимодействия потока флюида с водным раствором соединения алканоламина, который становится насыщенным или частично насыщенным H₂S, раствор может быть, по меньшей мере частично, регенерирован таким образом, что он может быть направлен обратно в абсорбер. Как и абсорбция, регенерация может проходить в одной жидкой фазе. Регенерация или десорбция кислых газов из водного раствора алканоламина может быть выполнена при помощи обычных средств путем нагревания, расширения, удаления при помощи инертного газа, или их сочетаний, например, понижение давления раствора или увеличение температуры до точки, в которой абсорбированный H₂S выпаривается, или путем пропускания раствора через сосуд похожей конструкции, которая была использована на этапе абсорбции, в верхней части сосуда, и пропусканием инертного газа, такого как воздух или азота или предпочтительно пара вверх через сосуд. Температура раствора во время этапа регенерации должна быть в диапазоне от 120°F до 210°F и предпочтительно от 140°F до 200°F, и давление раствора при регенерации должно быть в диапазоне от 0,5 фунтов на квадратный дюйм до 100 фунтов на квадратный дюйм, предпочтительно от 1 фунта на квадратный дюйм до 50 фунтов на квадратный дюйм. Водный раствор алканоламина, после того как он был очищен, по меньшей мере частично, от газа H₂S, может быть направлен обратно в абсорбционную емкость. Дополнительный абсорбент может быть добавлен при необходимости.

В предпочтительной регенерационной технике, водный раствор алканоламина, богатый H₂S, направляется в регенератор, где абсорбированные компоненты разделяются паром, который выделяется при кипячении раствора. Давление в испарительном барабане и разделителе обычно составляет от 1 фунта на квадратный дюйм до 50 фунтов на квадратный дюйм, предпочтительно от 15 фунтов на квадратный дюйм до 30 фунтов на квадратный дюйм, и температура обычно находится в пределах от 120°F до 340°F, предпочтительно от 170°F до 250°F. Температуры разделителя и испарителя зависят, конечно, от давления разделителя; так, при давлении в разделителе от 15 фунтов на квадратный дюйм до 30 фунтов на квадратный дюйм, температура во время десорбции будет составлять от 170°F до 250°F. Нагревание регенерируемого раствора может очень удобно управляться посредством косвенного нагревания при помощи пара с низким давлением. Однако также возможно использование прямой подачи пара. Получившийся водный раствор алканоламина с низким содержанием сероводорода может быть использован для соприкосновения с газовыми смесями, содержащими H₂S.

Предпочтительно чистый газ содержит от 10 миллионных долей H₂S и менее, при этом для удовлетворения некоторых требований по окружающей среде более предпочтительно содержание H₂S 4 миллионных долей и менее, что удовлетворяет обычным техническим требованиям к трубопроводам.

Предпочтительный вариант осуществления настоящего изобретения включает в себя выполнение способа по настоящему изобретению непрерывно или в виде непрерывного процесса. Однако способ может выполняться по партиям или в полу-непрерывном режиме. Выбор используемого процесса должен определяться условиями, используемым оборудованием, типом и объемом газового потока, и другими факторами, очевидными для специалиста в данной области техники на основании раскрытого выше.

ПРИМЕРЫ

Примеры от 1 до 9 являются абсорбирующим водным раствором алканоламина, содержащим алканоламин, деионизированную воду, необязательно второй амин, количества берутся по массе в расчете на общую массу абсорбирующего состава. Газовый поток, содержащий синтетическую смесь, содержащую 4,2% H₂S, 16% CO₂, 79,8% N₂, где процент является объемным процентом, обрабатывается в абсорбере полупромышленного масштаба для удаления H₂S и CO₂. Для каждого абсорбирующего водного раствора алканоламина газовый поток обрабатывается при трех различных скоростях потока. Составы, параметры процесса и остаточные количества H₂S и CO₂ для примеров от 1 до 9 приведены в таблице 1. В таблице 1: "ДГА" является 98% 2-(2-аминоэтокси)этанолом, поставляемым компанией Acros Organics; "ДМЕА" является 98% метилдиэтаноламином, поставляемым компанией The Dow Chemical Company; и "ДМАПД" является 98% 3-диметиламин-1,2-пропандиолом, поставляемым компанией AK Scientific; "Пиперазин" является 99% пиперазином, поставляемым компанией Aldrich Chemical.

Абсорбирующий водный раствор алканоламина вводится в абсорбер пилотного масштаба на Фиг. 1 через подающую линию 5 в верхнюю часть газожидкостной противоточной абсорбционной колонны 2 с насадкой. Газовый поток вводится через подающую линию 1 в нижнюю часть колонны 2 при скорости газа в 10 литров в минуту. Давление абсорбера доведено до 238 фунтов на квадратный дюйм. Чистый газ (то есть с уменьшенным количеством H₂S и CO₂) выходит из верхней части абсорбера 2 через линию 3 и остаточные уровни H₂S и CO₂ определяются при помощи газохроматографического анализа. Водный раствор алканоламина, насыщенный H₂S и CO₂, протекает в нижнюю часть абсорбера и покидает ее по линии 4.

Давление водного раствора алканоламина в линии 4 уменьшается при помощи клапана 8 контроля уровня и указанный раствор протекает через линию 7 в теплообменник 9, который нагревает водный раствор алканоламина. Горячий обогащенный раствор поступает в верхнюю часть регенератора 12 по линии 10. Регенератор 12 оборудован неупорядоченной насадкой, которая улучшает десорбцию газов H₂S и CO₂. Давление в регенераторе установлено в 17 фунтов на квадратный дюйм. Газы проходят через линию 13 в конденсатор 14, где происходит охлаждение и конденсация остаточной воды и амина. Газы поступают в сепаратор 15, в котором сконденсированная жидкость отделяется от паровой фазы. Сконденсированный водный раствор алканоламина перекачивается посредством насоса 22 через линию 16 верхней части регенератора 12. Газы, оставшиеся после конденсации, удаляются через линию 17 для окончательного сбора и/или уничтожения. Регенерированный водный раствор алканоламина протекает вниз через регенератор 12 и присоединенный вплотную к нему испаритель 18. Испаритель 18, снабженный электрическим нагревательным устройством, испаряет часть водного раствора алканоламина для удаления любых остаточных газов. Газы выходят из испарителя и возвращаются в регенератор 12, где смешиваются с падающим флюидом и затем выходят через линию 13 для перехода к этапу конденсации процесса. Регенерированный водный раствор алканоламина из испарителя 18 выходит через линию 10 и охлаждается в теплообменнике 20, и затем перекачивается с помощью насоса 21 обратно в абсорбер 2 через линию 5.

Скорость потока для абсорбирующего водного раствора алканоламина определяется путем медленного уменьшения, пока количество H₂S в линии 3 очищенного газа не покажет значительного увеличения.

Результаты для примеров от 1 до 9 представлены графически на Фиг. 2. Уровни H₂S в миллионных объемных долях (МОД) показаны относительно скорости потока амина в кубических сантиметрах в минуту (см³/мин).

Таблица 1
Пример	1*	2*	3*	4	5	6	7	8	9
Абсорбционный состав
ДГА	50	50	50
ДМАПД				41,3	41,3	41,3
МДЕА							41,3	41,3	41,3
Пиперазин				8,75	8,75	8,75	8,75	8,75	8,75
Вода	50	50	50	50	50	50	50	50	50
Скорость потока абсорбера, см³/мин	36	28,4	30	26,7	23,7	25	32,5	29,9	24,8
Выходной газохроматографический анализ
CO₂, МОД	150	590	112	31	350	45	40	35	6000
H₂S, МОД	0,2	470	16	2,5	21	2,5	5	2	316
Температура обедненного раствора, °F	152	152	152	152	152	152	152	152	152
Температура входного газа, °F	128	128	128	128	128	128	128	128	128
* Не является примером настоящего изобретения

1. Водный раствор алканоламина для удаления кислых газов, включающих в себя сероводород, из газовых смесей, содержащих сероводород, содержащий:

(i) от 20 до 50 массовых процентов 3-(диметиламин)-1,2-пропандиола или 3-(диэтиламин)-1,2-пропандиола,

(ii) от 2 до 10 массовых процентов пиперазина, при этом массовый процент берется в расчете на общую массу водного раствора алканоламина,

при этом упомянутый водный раствор алканоламина не содержит ортофосфорную кислоту, фосфорную кислоту, соляную кислоту, серную кислоту, сернистую кислоту, азотную кислоту, пирофосфорную кислоту, теллуровую кислоту, уксусную кислоту, муравьиную кислоту, адипиновую кислоту, бензойную кислоту, н-бутановую кислоту, монохлоруксусную кислоту, лимонную кислоту, глутаровую кислоту, молочную кислоту, малоновую кислоту, щавелевую кислоту, о-фталевую кислоту, янтарную кислоту, о-толуиловую кислоту.

2. Водный раствор алканоламина по п. 1, дополнительно содержащий:

(iii) физический растворитель.

3. Водный раствор алканоламина по п. 2, в котором физический растворитель (iii) выбран из группы, состоящей из: циклотетраметиленсульфона, диметиловых эфиров полиэтиленгликоля, 1,3-диметил-3,4,5,6-тетрагидро-2(1Н)-пиримидинона, N-формилморфолина, N-ацетилморфолина, триэтиленгликольмонометилового эфира или их смесей.

4. Способ удаления кислых газов из газовой смеси, содержащий этап, на котором приводят во взаимодействие газовую смесь с водным раствором алканоламина по п. 1.

5. Способ по п. 4, дополнительно содержащий этап, на котором отгоняют с паром водный раствор алканоламина таким образом, что формируется водный раствор алканоламина с малым содержанием кислотного газа, который может быть использован на этапе приведения во взаимодействие.

6. Способ по п. 4, в котором температура водного раствора алканоламина равна или превышает 140°F.

Изобретение относится к способу переработки природных и попутных нефтяных углеводородных газов с повышенным содержанием тяжелых гомологов метана в топливный газ путем смешивания углеводородного газа с кислородом или кислородсодержащим газом в мольном соотношении углерод тяжелых компонентов : кислород 10÷1:1 и проведения прямого парциального окисления тяжелых компонентов при температуре 350-420°С и давлении 10-40 бар с получением паро-газовой смеси, содержащей углеводородные газы, СО, оксигенаты и Н2О, которую затем смешивают с кислородом или кислородсодержащим газом до содержания кислорода 2-5% об.

Энергоцентр (варианты) // 2641283

Изобретение раскрывает энергоцентр, включающий источник топлива, оснащенный линией подачи топлива в блок получения электроэнергии с линией вывода дымового газа, блок получения теплоносителя, при этом в качестве источника топлива используется объект подготовки, транспорта или хранения нефти или газа, на линии подачи топлива размещен блок метанирования с линией подачи воды, соединенный линией подачи прямого теплоносителя/возврата обратного с блоком получения теплоносителя, установленным на линии вывода дымовых газов.

Способ очистки сжиженных углеводородов с применением соединений 3-(пиперазин-1-ил)пропан-1, 2 диола // 2640262

Изобретение относится к способу очистки сжиженных углеводородов, таких как сжиженный нефтяной газ (LPG) или сжиженный природный газ (NGL). Способ обработки сжиженных углеводородов, содержащих кислые газы, для удаления упомянутых кислых газов при сведении к минимуму потери аминосоединений, включает этап контактирования упомянутых сжиженных углеводородов с абсорбирующим водным раствором первого аминосоединения, причем упомянутое первое аминосоединение имеет структуру: ,в которой R1 представляет собой водород, пропан-2,3-диол и их смеси, и R2 представляет собой пропан-2,3-диол.

Способ удаления тяжелых углеводородов при сжижении природного газа и устройство для его осуществления // 2640050

Изобретение описывает способ удаления тяжелых углеводородов при сжижении природного газа, заключающийся в том, что предварительно очищенный и осушенный исходный природный газ охлаждают, разделяют полученную парожидкостную смесь в сепараторе на жидкую и паровую фазы, отводят жидкую фазу с повышенным содержанием тяжелых углеводородов на утилизацию, при этом охлаждение исходного природного газа осуществляют в теплообменнике, паровую фазу из сепаратора направляют на вход пассивного потока эжектора, из установки сжижения природного газа выводят часть холодного потока высокого давления и направляют ее на вход активного потока эжектора, выходящий из эжектора поток направляют в дополнительный сепаратор, в котором поток разделяют на газ и жидкость, газ направляют в теплообменник для рекуперации холода, после рекуперации холода газ направляют в компрессор, газ после компрессора направляют в установку сжижения природного газа.

Способ отделения кислых газов от содержащего воду потока текучей среды // 2637549

Изобретение относится к способу отделения кислых газов от содержащего воду потока текучей среды. Способ включает приведение в контакт содержащего воду потока текучей среды в зоне абсорбции с абсорбирующим средством, которое содержит амин, с получением потока текучей среды, подвергнутого удалению кислоты, и абсорбирующего средства, насыщенного кислыми газами, приведение в контакт потока текучей среды, подвергнутого удалению кислоты, с водной промывной жидкостью в зоне промывки, через которую промывную жидкость проводят за однократный проход без перекачивания насосом, чтобы перевести совместно унесенный амин в эту промывную жидкость, с получением потока текучей среды, подвергнутого удалению амина и удалению кислоты, и насыщенной амином промывной жидкости, охлаждение потока текучей среды, подвергнутого удалению амина и удалению кислоты, ниже зоны промывки по направлению движения потока, при этом конденсируется конденсат из головной части абсорбционного аппарата, подачу насыщенного абсорбирующего средства в зону десорбции, в которой кислые газы высвобождаются, при этом получают регенерированное абсорбирующее средство и десорбированные кислые газы, подачу регенерированного абсорбирующего средства обратно в зону абсорбции, чтобы организовать замкнутый цикл абсорбирующего средства, введение в замкнутый цикл абсорбирующего средства насыщенной амином промывной жидкости и конденсата из головной части абсорбционного аппарата, проведение десорбированных кислых газов через зону концентрирования и охлаждение кислых газов, выходящих из головной части зоны концентрирования, для конденсирования из них конденсата из головной части десорбционного аппарата, который частично подается обратно в зону концентрирования, а частично выводится из процесса.

Способ комплексной подготовки газа // 2637517

Изобретение описывает способ комплексной подготовки газа, при котором газ входной сепарации подвергают дефлегмации за счет охлаждения газом низкотемпературной сепарации с получением газа дефлегмации и флегмы, которую смешивают с конденсатом входной сепарации, и выветривают с получением выветренного конденсата и газа выветривания, который совместно с редуцированным газом дефлегмации подвергают низкотемпературной сепарации с получением газа и конденсата, а при стабилизации смеси конденсатов получают газ стабилизации и стабильный конденсат, отличающийся тем, что сырой газ перед входной сепарацией редуцируют и смешивают с газом стабилизации с помощью эжектирующего устройства, газ входной сепарации охлаждают редуцированным выветренным конденсатом и предварительно нагретым газом низкотемпературной сепарации, а смесь конденсата входной сепарации и флегмы редуцируют и смешивают с конденсатом низкотемпературной сепарации с помощью эжектирующего устройства перед выветриванием.

Способ обработки сжиженных углеводородов с использованием 3-(амино)пропан-1,2-диольных соединений // 2636517

Изобретение относится к способу обработки потоков сжиженных углеводородов (NGL или LPG). Способ обработки сжиженных углеводородов, содержащих кислые газы, для удаления указанных кислых газов при минимизации потерь соединений аминов, содержит стадию приведения в контакт указанных сжиженных углеводородов с поглощающим водным раствором первого аминосоединения, причем указанное первое аминосоединение имеет структуру ,где R1 представляет собой пропан-2,3-диол; R2 представляет собой водород, метил, этил, 2-гидроксиэтил или пропан-2,3-диол; и R3 представляет собой водород, метил, этил, 2-гидроксиэтил или пропан-2,3-диол.

Блок отбензинивания низконапорного тяжелого углеводородного газа (варианты) // 2634897

Изобретение относится к устройствам подготовки путем отбензинивания попутного нефтяного газа и газа дегазации конденсата. Блок отбензинивания низконапорного тяжелого углеводородного газа включает компрессор, установленный на линии сырьевого газа, и дефлегматор с линией вывода конденсата и тепломассообменным блоком, охлаждаемым хладагентом.

Способ удаления тяжелых углеводородов // 2634711

Изобретение раскрывает способ удаления тяжелых углеводородов из потока природного газа, включающий: направление исходного потока природного газа, содержащего воду и углеводороды С5+, в слой адсорбента блока нагревательной короткоцикловой адсорбции (НКА) таким образом, чтобы адсорбировать по меньшей мере часть воды и углеводородов C5+ из указанного исходного потока природного газа для создания первого итогового газового потока, имеющего уменьшенный уровень воды и углеводородов С5+ по сравнению с указанным исходным потоком, регенерацию названного слоя адсорбента при помощи нагрева для удаления адсорбированной воды и углеводородов С5+ и создания второго газового потока, имеющего повышенное содержание воды и углеводородов C5+ по сравнению с указанным исходным потоком; охлаждение указанного второго газового потока для создания жидкой воды и жидких С5+ углеводородов и разделения указанных жидкостей из указанного второго газового потока для создания третьего газового потока; направление указанного третьего потока природного газа в слой адсорбента блока безнагревной короткоцикловой адсорбции (БНКА) таким образом, чтобы адсорбировать углеводороды C5+ из указанного третьего газового потока, и выход второго итогового газового потока высокого давления, имеющего содержание углеводородов C5+ меньшее, чем в указанном третьем газовым потоке; причем указанный блок НКА адсорбирует при температуре по меньшей мере 65°С и давлении по меньшей мере 500 psia; и регенерацию указанного слоя адсорбента в указанном блоке БНКА с помощью уменьшения давления и создания загрязненного газового потока низкого давления, содержащего углеводороды C5+.

Дезодорирующая сероочистка природного газа посредством мембранного контактного аппарата // 2631295

Изобретение относится к способу очистки природного газа. Способ дезодорирующей сероочистки природного газа до технических условий на сжиженный природный газ включает введение природного газа во внутренний канал мембранного контактного аппарата, введение абсорбционного растворителя в межтрубное пространство мембранного контактного аппарата и удаление диоксида углерода и сероводорода с абсорбционным растворителем из природного газа, приводя в результате к подвергнутому сероочистке природному газу, содержащему менее чем 50 объемных частей на миллион диоксида углерода и менее чем 4 объемные части на миллион сероводорода.

Способ очистки сжиженных углеводородов с применением соединений 3-(пиперазин-1-ил)пропан-1, 2 диола // 2640262

Способ получения высокотемпературного масла-теплоносителя // 2617121

Изобретение относится к способу получения высокотемпературного масла-теплоносителя. Способ заключается в том, что неконвертированный остаток топливного гидрокрекинга сернистых и высокосернистых нефтей подвергают ректификации с целью отбора фракции 350-400°C с последующей ее экстракцией N-метилпирролидоном и последующим разделением на экстрактный и рафинатный раствор, отгонкой N-метилпирролидона из рафинатного и экстрактного растворов с получением рафината и экстракта - высокотемпературного масла-теплоносителя.

Способ получения неканцерогенного ароматического технологического масла // 2581649

Изобретение относится к способу получения неканцерогенного ароматического технологического масла, содержащего менее 3,0% экстракта полициклических ароматических углеводородов по методу IP-346, включающЕМУ очистку масляных фракций нефти селективными растворителями и выделение экстракта, дополнительную обработку экстракта полярным растворителем и получение рафината в качестве целевого продукта.

Способ получения нефтяного пластификатора // 2531271

Изобретение относится к химической и нефтеперерабатывающей промышленности Изобретение касается способа получения нефтяного пластификатора, включающего очистку масляных фракций селективными растворителями.

Способ очистки моторного масла от продуктов старения и загрязнений // 2528421

Настоящее изобретение относится к способу очистки моторного масла от продуктов старения и загрязнений путем смешивания предварительно нагретого моторного масла с разделяющим агентом, с последующим отделением очищенного моторного масла центрифугированием, при этом в качестве разделяющего агента используют 0,05-0,1% 40%-ного аммиачного раствора карбамида в расчете на объем очищаемого масла, последующее отделение очищенного моторного масла осуществляют непосредственно в центрифуге двигателя внутреннего сгорания.

Способ получения нефтяного пластификатора // 2513099

Изобретение относится к области нефтепереработки и может быть использовано при производстве нефтяных пластификаторов с пониженным содержанием полициклических ароматических углеводородов (ПАУ).

Состав селективного растворителя для выделения методом жидкостной экстракции из прямогонной дизельной фракции алкилдибензотиофенов и азотсодержащих соединений // 2513020

Изобретение относится к области нефтепереработки. Изобретение касается состава селективного растворителя для выделения методом жидкостной экстракции из прямогонной дизельной фракции алкилдибензотиофенов и азотсодержащих соединений.

Способ деароматизации бензиновой фракции - сырья пиролиза // 2501842

Изобретение относится к нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности. Изобретение касается способа деароматизации бензиновой фракции - сырья пиролиза, включающего экстракцию ароматических углеводородов из бензиновой фракции 62-180°С, получение рафината с низким содержанием ароматических углеводородов, при этом в качестве селективного растворителя используют смесь, содержащую 50-65 мас.% N-метилпирролидона, 30-45 мас.% триэтиленгликоля, 3-7 мас.% воды.

Способ получения экологически чистого дизельного топлива // 2497931

Изобретение относится к процессам нефтепереработки, в частности к получению экологически чистого дизельного топлива. Изобретение касается способа, включающего разделение исходной прямогонной дизельной фракции на легкий (фр.

Способ очистки легких углеводородных фракций // 2492213

Изобретение относится к очистке легких углеводородных фракций без применения водорода и может быть использовано в нефтеперерабатывающей, нефтехимической и других отраслях промышленности.

Способ регенерации водно-аммиачного раствора ацетата одновалентной меди // 2626858

Изобретение относится к способу регенерации водно-аммиачного раствора ацетата одновалентной меди, который находит применение в нефтехимической промышленности при получении синтетических каучуков.