EA008970B1 - Регенерация текучих сред для обработки, содержащих кислый газ - Google Patents

Регенерация текучих сред для обработки, содержащих кислый газ Download PDF

Info

Publication number
EA008970B1
EA008970B1 EA200600293A EA200600293A EA008970B1 EA 008970 B1 EA008970 B1 EA 008970B1 EA 200600293 A EA200600293 A EA 200600293A EA 200600293 A EA200600293 A EA 200600293A EA 008970 B1 EA008970 B1 EA 008970B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
gas
stream
pressure
acid gas
fluid
Prior art date
Application number
EA200600293A
Other languages
English (en)
Other versions
EA200600293A1 (ru
Inventor
Крейг Н. Шуберт
Тимоти К. Франк
Original Assignee
Дау Глобал Текнолоджиз Инк.
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Дау Глобал Текнолоджиз Инк. filed Critical Дау Глобал Текнолоджиз Инк.
Publication of EA200600293A1 publication Critical patent/EA200600293A1/ru
Publication of EA008970B1 publication Critical patent/EA008970B1/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
    • 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
    • B01D53/1493—Selection of liquid materials for use as absorbents

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)
  • Treating Waste Gases (AREA)
  • Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
  • Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)

Abstract

Настоящее изобретение относится к способу удаления и восстановления абсорбированного кислого газа из водной текучей среды, содержащей по крайней мере один химически абсорбированный кислый газ и по крайней мере один химический агент, абсорбирующий кислый газ, и регенерации по крайней мере одного такого агента из текучей среды, в котором регенерацию проводят на эндотермической стадии разделения, где текучую среду разделяют в аппарате высокого давления на по крайней мере один жидкофазный поток А, обогащенный абсорбирующим агентом, и по крайней мере один газофазный поток В, обогащенный кислым газом, и поток В затем удаляют. Причем стадию разделения проводят при давлении, превышающем 50 фунт/кв.дюйм абс. и не превышающем 300 фунт/кв.дюйм абс., и при подведении к текучей среде достаточного количества теплоты для отделения газофазного потока В от жидкофазного потока А при температуре выше 280°F и ниже 400°F, после чего поток В под указанным давлением подают во впускное устройство компрессорного устройства с последующим уменьшением объема указанного газового потока посредством компрессии.

Description

Изобретение относится к области регенерации и удаления в процессе обработки текучих сред, где сбор кислых газов осуществляют на стадии регенерации и затем их подвергают сжатию. Отделенные кислые газы удаляют путем сжатия и закачивания в подземные геологические (обычно истощенные) нефтяные формации или формации природного газа или для того, чтобы избежать загрязнения атмосферы, в океаническое или морское дно. Одним из существенных преимуществ изобретения является снижение капиталовложений в оборудование для компрессии, требуемое для достижения давлений, часто необходимых для таких систем удаления.
Изучение установившейся в настоящее время практики удаления кислых газов путем закачивания в подземные резервуары на месторождении Альберта (А1Ьег1а) описаны в работе Ас1б Оак 1и)ес!юп - А Эесабе оГ Оретабпд Н1к!огу ш Сапаба ргекеп!еб Ьу ВоксЬ а! 1Ье 141Ь Аппиа1 СопГегепсе оГ 1Ье Сапаб1ап
Оак Ргосеккогк Зиррбетк Аккос1а!юп, Са1дагу, А1Ьег!а, оп Арп1 5, 2002. Представлено описание четырех случаев, три из которых включают регенерацию кислого газа с последующим сжатием. В этих трех случаях (им соответствуют индексы 5.1, 5.2 и 5.4) кислые газы (прежде всего, диоксид углерода и сероводород) восстанавливали из части, находящейся в сборнике орошающей фракции установки регенерации амином, при избыточных давлениях, лежащих в интервале между 80 и 90 кПа (от 26 до 28 фунт/кв.дюйм абс.) и температурах в интервале между 20 и 28°С (от 68 до 82°Е). Кислые газы затем подвергали сжатию и закачивали в подземные формации, где избыточное давление составляло от 2300 до 26900 кПа (от 350 до 3900 фунт/кв.дюйм абс.).
Расчетное изучение удаления СО2, регенерации и компрессии при использовании водного моноэтаноламина (МЕА) описано в представленной на второй ежегодной конференции по отделению углерода работе профессора Оату Т. Восйе11е. 'Тппоуайуе 81пррет СопЕдитабопк !о Ребисе !Ье Епегду Сок! оГ СО2 Сар!иге, А1ехапбпа, уА, Мау 5-8, 2003.
Различные конфигурации многостадийных компрессоров и комбинации десорберов рассматривают с целью понизить общее потребление энергии при удалении и отведении кислых газов. Показан отвод газов при температурах и давлениях, варьирующихся в интервалах от 107 до 117°С (от 225 до 242°Е) и от 2 до 5 атм (от 30 до 75 фунт/кв.дюйм абс.). Также описана компрессия десорбированного СО2, которую осуществляют в четыре или пять стадий, в отсутствие какого-либо предложения по снижению необходимости использования компрессоров.
Изобретение представляет собой способ регенерации водной текучей среды, поглощающей кислые газы, которая содержит по крайней мере один химический реагент, предназначенный для хемосорбции кислого газа; эта поглощающая текучая среда содержит химически абсорбированный кислый газ, обычно приобретаемый при контакте текучей среды с газовым или жидкостным потоком, содержащим а) сероводород, Ь) диоксид углерода или с) оба указанных газа. Этот способ регенерации включает 1) десорбирование в аппарате высокого давления одного или нескольких кислых газов из обогащенной кислым газом поглощающей текучей среды при давлении, превышающем приблизительно 50 фунт/кв.дюйм абс., но не выше, чем приблизительно 300 фунт/кв.дюйм абс., после чего 2) извлечение обогащенного кислыми газами газового потока из аппарата высокого давления при поддержании указанного давления в газовом потоке, 3) введение газового потока в компрессор и 4) уменьшение посредством компрессии объема указанного газового потока.
Изобретение, кроме того, включает способ удаления и восстановления абсорбированного кислого газа из водной текучей среды для обработки; эта текучая среда для обработки содержит по крайней мере один хемосорбированный кислый газ и по крайней мере один химический реагент, абсорбирующий кислый газ; регенерацию по крайней мере одного такого агента из текучей среды для обработки, где в указанном способе регенерацию проводят на эндотермической стадии отделения, когда текучую среду для обработки разделяют на а) по крайней мере один жидкофазный поток А, обогащенный поглощающим агентом, и Ь) по крайней мере один газофазный поток В, обогащенный кислым газом, и где поток В затем восстанавливают и подвергают компрессии.
Усовершенствование включает 1) проведение указанной стадии разделения в аппарате высокого давления, превышающем приблизительно 50 фунт/кв.дюйм абс., но не превышающем приблизительно
- 1 008970
300 фунт/кв.дюйм абс., при одновременном подведении к текучей среде для обработки достаточного количества теплоты для отделения газофазного потока В от жидкофазного потока А, и 2) последующее введение потока В под указанным давлением во впускное устройство компрессора.
Предпочтительно способ по изобретению осуществляют при давлении, превышающем приблизительно 55 фунт/кв.дюйм абс., более предпочтительно выше чем приблизительно 130 фунт/кв.дюйм абс. и предпочтительно ниже чем приблизительно 200 фунт/кв.дюйм абс., более предпочтительно ниже чем приблизительно 155 фунт/кв.дюйм абс., для того чтобы достичь преимущества, заключающегося в сокращении одной или нескольких стадий компрессии извлеченного кислого газа перед его необязательным закачиванием при повышенных давлениях, чтобы не причинить вред окружающей среде. Также предпочтительно, чтобы закачивание в океаническое или морское дно или в подземную геологическую формацию проводилось после компрессии потока кислого газа.
Кислые газы
Термин кислый газ относится к газу, который встречается в потоках высокосернистого природного газа, потоках синтез-газа, нефтезаводского газа или потоках жидкости, нефтяных коллекторах или угольных пластах, или к газу, который образуется при сжигании углеродистых веществ (например, уголь, природный газ или другие углеродные виды топлива). Эти вещества часто содержат компоненты, содержащие серу. Аэробное сжигание угля приводит к образованию, среди прочих газов, диоксида углерода. Газы, чаще всего удаляемые из потоков высокосернистых газа или жидкости, являются диоксидом углерода (СО2) или сероводородом (Н2§). Другие примеры кислых газов включают сернистый карбонил, меркаптаны и другие сульфиды.
Агенты для обработки
Агенты для обработки, используемые в изобретении, представляют собой агенты, традиционно используемые при удалении кислых газов, или частично, или полностью или избирательно, или не избирательно из газовых или жидкостных потоков. Хорошо известно и часто оказывается необходимым избирательное удаление одного или нескольких кислых газов на необязательной стадии разделения, для того чтобы удалить один или несколько различных кислых газов из одного и того же потока.
Химические растворяющие агенты
Так называемые химические растворители, используемые в изобретении для абсорбции кислых газов, выбирают из группы химических реагентов, которые вызывают притяжение кислого газа, образуя с газом химическое соединение, а именно соль или комплекс. Регенерацию такого химического растворителя и восстановление абсорбированного кислого газа осуществляют впоследствии посредством обратного химического взаимодействия, чаще всего осуществляемого через подведение теплоты при пониженном давлении.
Предпочтительные категории таких химических растворителей, как правило, могут быть описаны как растворители на основе азота, и в частности первичные, вторичные и третичные алканоламины; первичные и вторичные амины; стерически затрудненные амины; и жестко стерически затрудненные вторичные аминоэфирные спирты, как описано в патенте США 4405585. Примерами обычно используемых растворителей являются моноэтаноламин (МЕА); диэтаноламин (ΌΕΑ); диизопропаноламин (ΌΙΡΑ); Νметилэтаноламин (ММЕА); триэтаноламин (ΤΕΑ); Ν-метилдиэтаноламин (ΜΌΕΑ); пиперазин; Ν-метилпиперазин (ΜΡ); Ν-гидроксиэтилпиперазин (ΗΕΡ); 2-амино-2-метил-1-пропанол (ΑΜΡ); 2-(2-аминоэтокси)этанол (также называемый диэтиленгликольамин или ΌΕΟΑ); 2-(2-трет-бутиламинопропокси)этанол; 2-(2-трет-бутиламиноэтокси)этанол (ТВЕЕ); 2-(2-трет-амиламиноэтокси)этанол; 2-(2-изопропиламинопропокси)этанол и 2-(2-(1-метил-1-этилпропиламино)этокси)этанол. Упомянутые выше растворители можно использовать индивидуально, или в комбинации, или вместе с другими, или при отсутствии других сорастворителей, таких как физические растворители, определенные ниже.
Количества химических растворителей, которые могут быть использованы, легко определяются специалистами в области обработки высокосернистых газов. Как правило, количество химических растворителей составляет приблизительно от 15 до 70 мас.% от водной текучей среды для обработки, и их используют в максимально допустимых концентрациях, в зависимости от коррозии, коэффициента вязкости, деструкции, соабсорбции углеводородов, вспенивания и других ограничений, специфических для каждой химической и каждой высокосернистой газовой композиции. Предпочтительно, когда их используют в количествах, превышающих приблизительно 20 мас.%, более предпочтительно в количествах больше чем приблизительно 40 мас.% и до приблизительно 70, предпочтительно до приблизительно 60 мас.%.
Из агентов, являющихся химическими растворителями на основе азота, традиционно используемых для обработки кислых газов, предпочтительными для использования в данном изобретении являются МЕА, ΌΕΑ, ΤΕΑ, ΌΙΡΑ, ΜΌΕΑ, пиперазин, ΜΡ, ΗΕΡ, ΌΕΟΑ, ΑΜΡ и ТВЕЕ. Более предпочтительными являются МЕА, ΌΕΑ, ΤΕΑ, ΜΌΕΑ, пиперазин, ΌΕΟΑ и ТВЕЕ.
Другие агенты-сорастворители
Так называемые физические растворители (или сорастворители) кислых газов необязательно используют в изобретении, для того чтобы дополнить воздействие химических растворителей, упомянутых выше. Их выбирают из группы химических реагентов, молекулы которых притягивают к себе молекулы кислого газа посредством истинного взаимодействия типа растворитель/растворенное вещество.
- 2 008970
Такие агенты для обработки будут эффективными в пределах растворимости рассматриваемого(ых) кислого(ых) газа(ов) в смешанной (то есть содержащей химические и физические растворители) текучей среде для обработки. Затем осуществляют регенерацию такой смешанной текучей среды для обработки и восстановление физически и химически абсорбированного кислого газа.
Примерами пригодных для использования физических сорастворителей являются метанол; монои диалкиловые (С |-С3)простые эфиры этилена и предпочтительно высшие полиоксиалкилены (например, диэтилен, триэтилен, тетраэтилен, пентаэтилен, гексаэтилен, гептаэтилен, октаэтилен, нонаэтилен, ундекаэтилен и т.д.), гликоли и, в частности, диметиловые простые эфиры этиленов; производные циклотетраметиленсульфонов (незамещенную молекулу обычно называют сульфоланом); пропиленкарбонат; Νзамещенные алкилпиримидиноны, например 1,3-диметил-3,4,5,6-тетрагидро-2(1Н)-пиримидинон (ОМРИ); Ν-замещенные алкилпирролидиноны, например 1-метил-2-пирролидинон (ΝΜΡ); морфолин; амиды алифатических кислот, например ацетамид, диметилформамид, диметилацетамид, Ν-формилморфолин и Ν-ацетилморфолин. Такие физические сорастворители могут быть использованы индивидуально или в комбинациях с приведенными выше химическими растворителями. Пригодные комбинации и относительные количества компонентов выбираются средними специалистами в данной области в зависимости от природы высокосернистого газового потока, подлежащего обработке.
Оборудование для обработки
Оборудование для абсорбции кислых газов представляет собой оборудование относительно стандартной конструкции и хорошо известно в области обработки газов. Например, см. главу 2 из Сак Рипйсабоп КоЫ апб №с1ксп. упомянутую ранее. Оборудование обычно состоит из емкости для абсорбции, часто обозначаемой как абсорбер. В этой емкости, используя тарелки или насадку, необработанный (то есть высокосернистый) газовый поток, содержащий один или несколько кислых газов, приводят в контакт с текучей средой для обработки. Предпочтительно используют контакт противоточного типа.
В способе очистки газа за процессом абсорбции обычно следует стадия регенерации, также называемая десорбцией или отпаркой. Целью стадии регенерации является получение агента для повторного использования путем удаления растворенных и прореагировавших компонентов, то есть кислых газов, приобретенных текучей средой для обработки на стадии абсорбции. Регенерацию обычно проводят при использовании оборудования почти такого же типа, как и на начальной стадии абсорбции, в аппарате высокого давления, сконструированном таким образом, чтобы выдерживать и сохранять применяемые температуры и давления. Желательно, чтобы такой аппарат для регенерации представлял собой емкость цилиндрической формы, выполненную из стали или других пригодных строительных материалов, выбранных таким образом, чтобы препятствовать агрессивному воздействию кислых газов и компонентов текучей среды для обработки и чтобы функционировать должным образом при применяемых температурах и давлениях. Тарелки и/или насадку конструируют соответствующим образом, чтобы обеспечить тесный контакт между газом и жидкостью.
Было предложено и использовано большое количество конструкций аппарата регенерации. Конструкция одного несложного аппарата и порядок функционирования для абсорбирования кислого газа, с последующей регенерацией текучей среды для обработки, показаны и описаны в патенте США 4452763, и описание еще одного аппарата приведено на фиг. 1 патента США 4405585. Модификация этих аппаратов посредством использования соответствующих строительных материалов для выдерживания выбранных рабочих условий процесса могла бы превратить эти аппараты в пригодные аппараты для использования в изобретении. Другие стандартные конструкции могут быть использованы для аппарата регенерации в способе по изобретению. Например, при использовании линий рециркуляции такие линии и сочленения могли бы быть рассчитаны и сконструированы таким образом, чтобы выдерживать рабочие условия процесса, например уровни рН, скорости течения, температуры и давления, при которых следует проводить процесс.
Конструкции, которые для удаления кислых газов из текучей среды для обработки используют только понижение давления (то есть устройства флэш-типа), непригодны для практического применения данного изобретения. Такие конструкции обычно не включают в себя устройство подачи тепла, такое как кипятильник.
Текучая среда для обработки
Текучая среда для обработки, используемая в способе по изобретению, составлена для определенных кислых газов в потоке и для потока продуктов необходимого уровня чистоты. Могут быть использованы вещества, которые обычно используют для химического удаления кислых газов из высокосернистого газового потока в химической текучей среде для обработки на водной основе, состав их подобран таким образом, чтобы получить желаемые результаты. Например, если необходимо селективное удаление Н2§ в присутствии СО2, то можно использовать ΜΌΕΑ. Альтернативно, другие вещества, такие как МЕА, ΌΕΑ, пиперазин, ΌΙΡΑ и т.д., могут быть использованы, индивидуально или в комбинации, для удаления Н2§, СО2 и других примесей, отвечающих разной степени загрязнения.
Для различных целей удаления тот или иной химический агент или комбинация агентов из широкого ряда веществ, известных как пригодные для использования, могут быть легко выбраны специалистом в области абсорбции кислых газов. Стадия абсорбции имеет важное значение для изобретения, только в
- 3 008970 той мере, что природа химических агентов в потоке текучей среды для обработки и кислых газов, которые она абсорбирует, будет определять, какая комбинация давления и температуры процесса является наилучшей для применения, чтобы получить требуемую степень регенерации текучей среды для обработки и связанную с ней степень отделения кислых газов. Так как точки кипения растворителей и сорастворителей, которые предполагается использовать, существенно выше, чем точки кипения кислых газов, которые от них отделяют, выбор конкретных растворителей имеет небольшое значение для осуществления изобретения. Их выбор может быть основан, прежде всего, на их относительной эффективности на начальной стадии абсорбции способа обработки. Зная заданную химическую композицию текучей среды для обработки, инженер-химик, являющийся специалистом в области абсорбции и регенерации кислых газов, может легко определить, какими будут рабочие условия процесса.
Регенерация или стадия десорбции
Стадию регенерации осуществляют путем подачи обогащенной кислыми газами текучей среды для обработки из абсорбционной установки к впускному отверстию аппарата регенерации, предпочтительно расположенному в верхней части вертикальной колонны, что позволяет осуществлять подачу указанной текучей среды самотеком вниз по всей длине такой колонны. Посредством подачи тепла в нижнюю часть колонны, к обычно установленному там кипятильнику, теплоту сообщают обогащенной кислыми газами текучей среде для обработки, вызывая появление паров, обычно водяного пара. Пары идут вверх через эту колонну и несут десорбирующийся(иеся) кислый(ые) газ(ы) в верхнее пространство колонны. Отсюда через соответствующий трубопровод газовый поток выводят из колонны. Он может быть подвергнут стадии конденсации для удаления любого низкокипящего пара, остающегося в кислом(ых) газе(ах). Это может быть выполнено с помощью охлаждающей рубашки, находящейся около выпускного отверстия колонны или в конденсаторе горячего орошения, при использовании нагнетательного потока из аппарата регенерации.
В изобретении аппарат регенерации (отпарной аппарат) оборудован одним или несколькими устройствами для регулирования давления, для того чтобы регулировать рост давления газов, десорбированных из текучей среды для обработки и перенесенных к выпускному отверстию колонны регенерации. Используя такие регулирующие устройства, давление у выпускного отверстия аппарата поднимают до величины больше чем приблизительно 50 фунт/кв.дюйм абс., предпочтительно больше чем 55 фунт/кв.дюйм абс. и более предпочтительно больше чем 130 фунт/кв.дюйм абс., но ниже чем приблизительно 300 фунт/кв.дюйм абс., предпочтительно ниже чем приблизительно 200 фунт/кв.дюйм абс. и более предпочтительно ниже чем приблизительно 155 фунт/кв.дюйм абс. Максимальное рабочее давление устанавливают для конструкции аппарата регенерации, задавая размер трубопровода у выпускного отверстия таким образом, чтобы обеспечить необходимое максимальное давление в известных текучих средах для обработки и кислых газах, при скорости течения и соотношении подаваемого тепла и температуры и других условий функционирования системы, при которых обычно осуществляют регенерацию, и плюс соответствующие требования безопасности. Такое определение размеров выпускного отверстия может быть выполнено средним специалистом при использовании стандартных расчетов инженерных конструкций. Регулирование рабочего давления соответствующим образом поддерживают, используя один или несколько стандартных вентилей для регулирования потока текучей среды в процессе, установленных ниже по газовому потоку выпускного отверстия колонны. Чаще всего, вентиль находится на линии выпускного отверстия сборника орошающей фракции, который обычно следует за стадией конденсации сразу после выпускного отверстия колонны. Регулирующий вентиль обычно соединен через датчик давления с детектором давления, установленным у выпускного отверстия колонны. Следовательно, требуемое рабочее давление можно поддерживать автоматически через сервомеханизм такого вентиля, регулирующего давление.
Как можно более подробно увидеть на конкретных примерах вариантов осуществления, неожиданным является то, что с ростом давления необходимых рабочих температур достигают без существенного увеличения подачи тепла по сравнению с функционированием в условиях эксплуатации, которые ранее считали нормальными условиями. Такие предварительные условия представляли собой давление 10-25 фунт/кв.дюйм абс. и интервал температур у выпускного отверстия, составляющий приблизительно 105-120°С (220-250°Е).
Стадии восстановления и удаления
Отработанную текучую среду для обработки после извлечения из выпускного отверстия аппарата регенерации, соответственно, возвращают на стадию абсорбции на повторный цикл с любым подходящим свежим растворителем или добавленным сорастворителем и повторно используют. Восстановленный поток кислого газа, находящийся при заданном давлении, составляющем от 50 до 300 фунт/кв.дюйм абс., предпочтительно от 55 до 200 фунт/кв.дюйм абс., выводят из выпускного отверстия аппарата регенерации в компрессор первой стадии для повышения давления и затем на любую последующую стадию(и) компрессии для уменьшения объема кислого газа(ов) и увеличения давления до величины, при которой он может быть легко закачан в долговременную камеру для отходов или, если необходимо, использован для других целей. Обычно необходимое конечное давление будет определять гидростатическое давление в подземной камере для отходов или в формации или глубина залежи на дне океана или моря, куда он будет закачан. Если поток восстановленного кислого газа, выходящий из аппарата регене
- 4 008970 рации, содержит существенное количество остающейся воды и легкого углеводорода, например пропана или бутана, или других газов, поддающихся сжижению, то часто бывает желательно перед стадией компрессии подвергнуть газовый поток стадии конденсации для удаления других более высококипящих паров, способных конденсироваться, и тем самым эффективно снизить общую загрузку компрессора.
Если не указано иное, все приводимые процентные соотношения указаны в массовых процентах. Пример А относится к одному из четырех случаев, приведенных в статье Воксй, указанной выше. Примеры 1 и 2 представляют собой варианты осуществления изобретения, использующие условия закачивания и условия регенерации текучих сред, в соответствии с историей разработки месторождения Западной Пембины (Воксй), но предъявляя к давлению требования в соответствии с изобретением. В нижеследующей таблице приведено сравнение условий, используемых в данном способе, и требований, предъявляемых в 3 примерах к полной энергии регенерации, так же, как и для последующих стадий компрессии, осуществляемых при подготовке обработанных газов к закачиванию в формацию Западной Пембины. Эти данные показывают, что одна или несколько стадий компрессии могут быть исключены из описанного общего способа закачивания.
Пример А. Сравнение.
Условия регенерации и компрессии в установке для закачивания кислых газов в месторождении Западной Пембины, описанные в четвертой части статьи Воксй, на которую ссылались выше в разделе, относящемся к уровню техники, приведены в целях сравнения. Обогащенную кислым газом текучую среду для обработки, содержащую 43 мас.% ΜΌΕΑ и 57 мас.% воды (не содержащая газа основа), в которой при 180°Е на 1 моль амина приходится 0,35 моль кислого газа, абсорбированного из потока природного газа, обрабатываемого на месторождениях Западной Пембины (А1Ьейа), нагревают путем перекрестного нагревания и регенерируют. Полученный кислый газ охлаждают, сушат и подвергают компрессии до приблизительно 1065 фунт/кв.дюйм абс., используя четыре стадии компрессии и охлаждения (эксплуатационные параметры взяты из приведенных в табл. 5.4, описанной Воксй).
Перекрестное нагревание (то есть с использованием теплоты регенерированной текучей среды для того, чтобы перед поступлением на стадию десорбции предварительно нагреть текучую среду для обработки, содержащую кислый газ) осуществляют с помощью стандартного теплообменника, использующего отработанный материал такого размера, чтобы обеспечить возможность подачи 35°Е (то есть температура устройства кипятильника меньше температуры у входа в десорбер). Полученная в результате нагрузка теплообменника составляет 5,9 МБТЕ/ч, и в результате подаваемая в десорбер температура составляет 207°Е. Регенерацию осуществляют на 20 тарелках колонны регенерации, оборудованной кипятильником, конденсатором и сборником орошающей фракции. Нагрузка кипятильника составляет 24,8 МБТЕ/ч, падение давления на тарелках составляет 2 фунт/кв.дюйм, а падение давления на конденсаторе горячего орошения составляет 1 фунт/кв.дюйм. Следуя Воксй, паровая фаза, выходящая из конденсатора горячего орошения, проходит через разделительную камеру (где удаляют воду и конденсированные газы), и затем ее направляют на первую стадию компрессии, где давление увеличивают от 23 до 50 фунт/кв.дюйм абс. Этот пар охлаждают, пропускают во вторую разделительную камеру и направляют на вторую стадию компрессии, где давление повышают от 49 до 129 фунт/кв. дюйм абс. Этот пар охлаждают, пропускают в третью разделительную камеру и направляют на третью стадию компрессии, где давление повышают от 128 до 390 фунт/кв.дюйм абс. Этот пар охлаждают, пропускают в четвертую разделительную камеру и направляют на четвертую стадию компрессии, где давление повышают от 384 до 1065 фунт/кв.дюйм абс. Этот конечный пар охлаждают до жидкого состояния для закачивания в подземную формацию. В основном, для отведения 312 фунт-моль/ч кислого газа требуется компрессия, которая соответствует затрачиваемой работе приблизительно в 787 л.с. (НР), распределенная между четырьмя стадиями компрессии.
Пример 1. Исключение одной стадии компрессии.
Способом, аналогичным способу, описанному в примере А, осуществляют регенерацию обогащенной кислыми газами текучей среды для обработки, аналогичной текучей среде примера А, исключая тот факт, что давление в сборнике орошающей фракции повышают до 52,4 фунт/кв.дюйм абс. Так как такое же падение давления, составляющее 3 фунт/кв.дюйм, поддерживают при прохождении через объединенные конденсатор горячего орошения и 20 тарелок регенерации, давление в кипятильнике возрастает от 29,3 фунт/кв.дюйм абс. примера А до 55,4 фунт/кв.дюйм абс. Этот рост давления в кипятильнике приводит к повышению температуры кипятильника до приблизительно 294°Е. Так как подача дополнительной температуры на перекрестный теплообменник, использующий отработанный материал, остается постоянной, у 35 °Е, и так как нагрузка кипятильника остается постоянной и составляет 24,8 МБТЕ/ч, нагрузка теплообменника, использующего отработанный материал, возрастает от 5,9 МБТЕ/ч (в примере А) до 18 МБТЕ/ч. При этих условиях, в то время как температура орошения остается постоянной и составляет 80,6°Е, нагрузка конденсатора горячего орошения возрастает от 9,1 МБТЕ/ч (в примере А) до приблизительно 12 МБТЕ/ч.
Поток пара, выходящий из сборника орошающей фракции при 52,4 фунт/кв.дюйм абс., проходит через разделительную камеру, и его направляют на первую стадию компрессии, где давление повышают от 49 до 129 фунт/кв. дюйм абс. Этот пар охлаждают, пропускают во вторую разделительную камеру и
- 5 008970 направляют на вторую стадию компрессии, где давление повышают от 128 до 389 фунт/кв.дюйм абс. Этот пар охлаждают, пропускают в третью разделительную камеру и направляют на третью стадию компрессии, где давление повышают от 384 до 1065 фунт/кв.дюйм абс. Аналогично примеру А, конечный пар охлаждают до жидкого состояния для закачивания в подземную формацию. В основном, для отведения 314 фунт-моль/ч кислого газа требуется компрессия, которая соответствует затрачиваемой работе приблизительно в 618 л.с. (НР), распределенная между тремя стадиями компрессии.
Пример 2. Исключение двух стадий компрессии.
Регенерацию аналогичной текучей среды для обработки выполняли способом, аналогичным способу, описанному в примере 2. Однако в этом примере давление в сборнике орошающей фракции возрастает до 132 фунт/кв.дюйм абс. Так как такое же падение давления, составляющее 3 фунт/кв.дюйм, поддерживают при прохождении через объединенные конденсатор горячего орошения и 20 тарелок регенерации, давление кипятильника поэтому возрастает от 29,3 фунт/кв.дюйм абс. в примере А до 135 фунт/кв.дюйм абс. Это возрастание давления в кипятильнике приводит к росту температуры в кипятильнике до приблизительно 358°Е. Так как температура на теплообменнике перекрестного типа обеднение-обогащение остается постоянной, у 35°Е, и так как нагрузка кипятильника остается постоянной, у 24,8 МБТЕ/ч, нагрузка теплообменника перекрестного типа обеднение-обогащение возрастает от 5,9 МБТЕ/ч (в примере А) до приблизительно 36 МБТЕ/ч. При этих условиях, в то время как температура орошения остается постоянной, у 80,6°Е, нагрузка конденсатора горячего орошения возрастает от 9,1 МБТЕ/ч примера А до 16 МБТЕ/ч.
Поток пара, выходящий из сборника орошающей фракции при 132 фунт/кв.дюйм абс., проходит через разделительную камеру, и его направляют на первую стадию компрессии, где давление повышают от 128 до 390 фунт/кв.дюйм абс. Этот пар охлаждают, пропускают во вторую разделительную камеру и направляют на вторую стадию компрессии, где давление повышают от 384 до 1065 фунт/кв.дюйм абс. Аналогично примеру А, конечный пар охлаждают до жидкого состояния для закачивания в подземную формацию. В целом, для отведения 315 фунт-моль/ч кислого газа требуется компрессия, которая соответствует затрачиваемой работе приблизительно в 406 л. с., распределенная на две стадии компрессии.
Изучив приведенные выше примеры и нижеследующую таблицу, можно увидеть, что выполнение стадии регенерации, описанное выше, позволяет осуществить регенерацию, компрессию и удаление такого же количества кислого газа при значительно меньшей компрессии. При желании, подачу теплоты в режиме работы кипятильника можно сохранять приблизительно постоянной, допуская увеличение размера теплообменника, использующего отработанный материал. Так как капитальные и эксплуатационные затраты, связанные с теплообменниками, использующими отработанный материал, обычно бывают малы в сравнении с капитальными и эксплуатационными затратами, связанными с компрессией, применение изобретения позволяет осуществлять регенерацию и удаление кислых газов по более экономичной себестоимости.
Для того, чтобы получить сопоставимые примеры, нагрузку кипятильника во всех случаях поддерживали постоянной, у 24,8 МБТЕ/ч, и подачу температуры теплообменнику, использующему отработанный материал, поддерживали на уровне 35°Е. Однако изучение таблицы показывает, что нагрузка конденсатора, являющаяся мерой теплоты, оставшейся после регенерации, возрастает с ростом давления в сборнике орошающей фракции. Удивительно, что регенерация при более высоком давлении и более высокой температуре требует подвода меньшей энергии. Стандартная оптимизация, выполненная специалистом в данной области, обнаружит возможность дополнительной экономии через уменьшение подачи тепла в кипятильник (сбережения на эксплуатационных затратах) и/или через увеличение подачи 35 °Е на теплообменник, использующий отработанный материал (сбережения на эксплуатационных расходах путем уменьшения размера теплообменника).
Исчерпывающие подробности, касающиеся соответствующих эксплуатационных параметров каждого из предшествующих примеров, приведены в следующей таблице.
- 6 008970
Влияние давления в кипятильнике на выбранные параметры установок (постоянная загрузка кипятильника, 35°Г в теплообменнике)
Пример А Пример 1 Пример 2
Сборник орошающей фракции (фунт/кв.дюйм абс.) 26, 3 52,4 1.32
Температура горячей отработанной текучей среды для обработки (°Г) 255 294 358
Давление горячей отработанной текучей среды для обработки (фунт/кв. дюйм абс.) 29,3 55,4 135
Нагрузка теплообменника, использующего отработанный материал (МБТЕ/час) 5,9 18 36
Температура у впускного отверстия десорбера (°Е) 207 259 323
Температура у выпускного отверстия в верхней части десорбера (°Е) 217 259 322
Нагрузка холодильника горячего орошения (МБТЕ/час) 9,1 12 16
Нагрузка кипятильника (МБТЕ/час) 24,8 24,8 24,8
Компрессор 1 (л.с.) 169 0 0
Компрессор 2 (л.с.) 211 211 0
Компрессор 3 (л.с.) 231 232 233
Компрессор 4 (л.с.) 176 175 173
Суммарная компрессия (л.с.) 787 618 406
Холодильник 1 (МБТЕ/час) . 48 0 0
Холодильник 2 (МБТЕ/час) . 65 . 62 0
Холодильник 3 (МБТЕ/час) . 80 .81 .85
Холодильник 4 (МБТЕ/час) Рс Рс Рс
Суммарное охлаждение (МБТЕ/час) 1,93 1,43 .85
Концентрация Н23 в отработанной текучей среде для обработки (м/м ΜϋΕΑ) 0,0052 0,0033 0,0004
Концентрация СО2 в отработанной текучей среде для обработки (м/м ΜϋΕΑ) 0,0034 0,0039 0,0056
- 7 008970
Рс означает смену фаз, вследствие расходящихся оценок того, где начинается область второй фазы для смесей СО2 и Н2§, находящихся под высоким давлением. Эти режимы не учтены, так как эта сторона процесса не влияет существенно на представленные выводы.
Данные, представленные в таблице, позволяют сделать следующие заключения, касающиеся исключения первой стадии компрессии (пример 2 в сравнении с примером А).
Исключение первой стадии компрессии снижает потребность в суммарной компрессии от величины 787 до 618 л.с.; снижение составляет приблизительно 21%.
Исключение первой стадии компрессии требует увеличения давления в кипятильнике от 29,3 до 55,4 фунт/кв.дюйм.абс. Это, в свою очередь, увеличивает температуру кипятильника от 255 до 294°Р.
Более высокая температура кипятильника вместе с необходимостью подачи 35 °Р приводит к возрастанию нагрузки теплообменника от 5,9 до 18 МБТЕ/ч.
Неожиданно обнаружено, что если нагрузку кипятильника сохранять постоянной, у 24,8 МБТЕ/ч, то нагрузка конденсатора возрастает от 9,1 до 12 МБТЕ/ч, несмотря на значительные изменения температуры и давления, как указано выше. В той степени, в какой нагрузка конденсатора отражает оставшуюся теплоту регенерации, стандартная оптимизация позволила бы уменьшить нагрузки кипятильника и/или использовать меньший теплообменник, использующий отработанный материал.
Исключение первой стадии компрессии также исключает необходимость в охлаждении паровой фазы приблизительно на 0,5 МБТЕ/ч.
Данные, представленные в таблице, позволяют сделать следующие заключения, относящиеся к исключению первой и второй стадий компрессии (пример 3 в сравнении с примером А).
Исключение первых двух стадий компрессии снижает потребность в суммарной компрессии от величины в 787 до 406 л.с.; снижение составляет приблизительно 48%.
Исключение первых двух стадий компрессии требует увеличения давления в кипятильнике от 29,3 до 135 фунт/кв.дюйм абс. Это, в свою очередь, увеличивает температуру кипятильника от 255 до 358°Е.
Более высокая температура кипятильника совместно с необходимостью подачи 35 °Е приводит к возрастанию нагрузки теплообменника от 5,9 до 36 МБТЕ/ч.
Если нагрузку кипятильника сохранять постоянной, у 24,8 МБТЕ/ч, то нагрузка конденсатора возрастает от 9,1 до 16 МБТЕ/ч. В той степени, в какой нагрузка конденсатора отражает оставшуюся теплоту регенерации, стандартная оптимизация позволила бы снизить нагрузки кипятильника и/или использовать меньший теплообменник, использующий отработанный материал.
Исключение первых двух стадий компрессии снижает необходимость в охлаждении паровой фазы приблизительно на 1,1 МБТЕ/ч.

Claims (9)

1. Способ удаления и восстановления абсорбированного кислого газа из водной текучей среды, содержащей по крайней мере один химически абсорбированный кислый газ и по крайней мере один химический агент, абсорбирующий кислый газ, и регенерации по крайней мере одного такого агента из текучей среды, в котором регенерацию проводят на эндотермической стадии разделения, где текучую среду разделяют в аппарате высокого давления по крайней мере на один жидкофазный поток А, обогащенный абсорбирующим агентом, и по крайней мере один газофазный поток В, обогащенный кислым газом, и поток В затем удаляют, отличающийся тем, что стадию разделения проводят при давлении, превышающем 50 фунт/кв.дюйм абс. и не превышающем 300 фунт/кв.дюйм абс., и при подведении к текучей среде достаточного количества теплоты для отделения газофазного потока В от жидкофазного потока А при температуре выше 280°Е и ниже 400°Е, после чего поток В под указанным давлением подают во впускное устройство компрессорного устройства с последующим уменьшением объема указанного газового потока посредством компрессии.
2. Способ по п.1, где на стадии разделения давление превышает 55 фунт/кв.дюйм абс.
3. Способ по п.1, где на стадии разделения давление превышает 130 фунт/кв.дюйм абс.
4. Способ по п.1, где после проведения стадии разделения, но перед введением потока В во впускное устройство компрессорного устройства поток В обрабатывают, подавая его в конденсатор, охлаждающий его до температуры, которая позволяет кислым газам пройти конденсатор, но является достаточно низкой для удаления одного или более других способных конденсироваться газов из потока В.
5. Способ по п.1, где по крайней мере один химический агент, абсорбирующий кислый газ в текучей среде для обработки, является алканоламином, содержащим от 2 до 6 углеродных атомов.
6. Способ по п.1, где по крайней мере один химический агент, абсорбирующий кислый газ, выбирают из группы, состоящей из этаноламина; диэтаноламина; диизопропаноламина; триэтаноламина; Νметилдиэтаноламина; пиперазина; Ν-метилпиперазина; Ν-гидроксиэтилпиперазина; 2-(2-аминоэтокси) этанола; 2-(2-трет-бутиламиноэтокси)этанола и 2-амино-2-метил-1-пропанола.
7. Способ по п.5 или 6, где в текучую среду для обработки включен по крайней мере один сорастворитель кислых газов, выбранный из группы, состоящей из:
а) метанола;
- 8 008970
b) простых С1-Сзалкиловых моно- и диэфиров этилена, диэтилена, триэтилена, тетраэтилена, пентаэтилена, гексаэтилена, гептаэтилена, октаэтилена, нонаэтилена и ундекаэтиленгликоля; и
c) пропиленкарбоната; 1,3-диметил-3,4,5,6-тетрагидро-2(1Н)-пиримидинона; сульфолана; 1-метил2-пирролидинона; морфолина; Ν-формилморфолина и Ν-ацетилморфолина.
8. Способ регенерации водной абсорбирующей кислый газ текучей среды, содержащей по крайней мере один агент на основе азота, химически абсорбирующий кислый газ, где абсорбирующая текучая среда содержит химически абсорбированную кислоту, содержащую сероводород, диоксид углерода или оба указанных газа, включающий десорбирование в аппарате высокого давления кислого газа из обогащенной кислым газом абсорбирующей текучей среды при давлении выше 50 фунт/кв.дюйм абс. и ниже 300 фунт/кв.дюйм абс. и при температуре выше 280°Е и ниже 400°Е с последующим удалением обогащенного кислым газом газового потока из аппарата высокого давления при поддержании указанного давления в потоке, введением указанного газового потока в компрессор и последующим уменьшением объема указанного газового потока посредством компрессии.
9. Способ по п.8, где газовый поток после компрессии удаляют путем закачивания в океаническое или морское дно либо в подземную камеру или формацию.
EA200600293A 2003-07-22 2004-06-21 Регенерация текучих сред для обработки, содержащих кислый газ EA008970B1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US48904203P 2003-07-22 2003-07-22
PCT/US2004/019838 WO2005009592A1 (en) 2003-07-22 2004-06-21 Regeneration of acid gas-containing treatment fluids

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA200600293A1 EA200600293A1 (ru) 2006-08-25
EA008970B1 true EA008970B1 (ru) 2007-10-26

Family

ID=34102815

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA200600293A EA008970B1 (ru) 2003-07-22 2004-06-21 Регенерация текучих сред для обработки, содержащих кислый газ

Country Status (17)

Country Link
US (1) US8303685B2 (ru)
EP (1) EP1648590A1 (ru)
JP (1) JP2006528062A (ru)
KR (1) KR101237667B1 (ru)
CN (1) CN1826165B (ru)
AR (1) AR046508A1 (ru)
AU (1) AU2004258854B2 (ru)
BR (1) BRPI0412767A (ru)
CA (1) CA2532549C (ru)
EA (1) EA008970B1 (ru)
EC (1) ECSP066301A (ru)
IN (1) IN2006CH00247A (ru)
MX (1) MX276488B (ru)
MY (1) MY155031A (ru)
NO (1) NO20060404L (ru)
NZ (1) NZ544796A (ru)
WO (1) WO2005009592A1 (ru)

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2486944C2 (ru) * 2007-12-13 2013-07-10 Альстом Текнолоджи Лтд Установка и способ регенерации раствора абсорбента
RU2614955C2 (ru) * 2012-03-14 2017-03-31 ЭкссонМобил Рисерч энд Энджиниринг Компани Низкотемпературная транспортировка и хранение аминоэфирных растворов для обработки газа

Families Citing this family (75)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
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.
WO2006022885A1 (en) * 2004-08-06 2006-03-02 Eig, Inc. Ultra cleaning of combustion gas including the removal of co2
PE20071048A1 (es) 2005-12-12 2007-10-18 Basf Ag Proceso para la recuperacion de dioxido de carbono
US7601315B2 (en) * 2006-12-28 2009-10-13 Cansolv Technologies Inc. Process for the recovery of carbon dioxide from a gas stream
US8182577B2 (en) * 2007-10-22 2012-05-22 Alstom Technology Ltd Multi-stage CO2 removal system and method for processing a flue gas stream
CN101422684B (zh) * 2007-11-02 2012-09-05 南化集团研究院 从酸性气流中除去cos的溶剂
US7862788B2 (en) * 2007-12-05 2011-01-04 Alstom Technology Ltd Promoter enhanced chilled ammonia based system and method for removal of CO2 from flue gas stream
US20090151564A1 (en) * 2007-12-13 2009-06-18 Alstom Technology Ltd. System and method for removal of an acidic component from a process stream
US20090282977A1 (en) * 2008-05-14 2009-11-19 Alstom Technology Ltd Gas purification system having provisions for co2 injection of wash water
DE102008031552A1 (de) * 2008-07-07 2010-01-14 Uhde Gmbh Verfahren zum Entfernen von Sauergasen aus einem Gasstrom
US7846240B2 (en) 2008-10-02 2010-12-07 Alstom Technology Ltd Chilled ammonia based CO2 capture system with water wash system
DE102008052612A1 (de) * 2008-10-21 2010-04-22 Uhde Gmbh Waschlösung zur Gaswäsche mit Aminen in wässrige Ammoniaklösung sowie Verwendung
US8404027B2 (en) * 2008-11-04 2013-03-26 Alstom Technology Ltd Reabsorber for ammonia stripper offgas
AU2009333671B2 (en) * 2008-12-08 2014-11-06 Huntsman Petrochemical Llc Decreased presence of amine-derived contaminants in- and/or degradation of amine solvent solutions
DE102008062387A1 (de) * 2008-12-17 2010-07-01 Uhde Gmbh Verfahren zur Reinigung von technischen Gasen und Gewinnung von Sauergasen
US8292989B2 (en) * 2009-10-30 2012-10-23 Alstom Technology Ltd Gas stream processing
AU2010239718B2 (en) 2009-04-20 2016-02-04 Exxonmobil Upstream Research Company Cryogenic system for removing acid gases from a hyrdrocarbon gas stream, and method of removing acid gases
CN102449124A (zh) * 2009-05-26 2012-05-09 巴斯夫欧洲公司 由流体料流，尤其是由合成气回收二氧化碳的方法
RU2012108824A (ru) * 2009-08-11 2013-09-20 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхапий Б.В. Композиция абсорбента и способ удаления co2 и/или h2c из газа, содержащего co2 и/или h2c
AU2010307274B2 (en) 2009-09-09 2016-02-18 Exxonmobil Upstream Research Company Cryogenic system for removing acid gasses from a hydrocarbon gas stream
US8790605B2 (en) * 2009-09-15 2014-07-29 Alstom Technology Ltd Method for removal of carbon dioxide from a process gas
US8784761B2 (en) * 2009-11-20 2014-07-22 Alstom Technology Ltd Single absorber vessel to capture CO2
US8309047B2 (en) 2009-09-15 2012-11-13 Alstom Technology Ltd Method and system for removal of carbon dioxide from a process gas
US8518156B2 (en) * 2009-09-21 2013-08-27 Alstom Technology Ltd Method and system for regenerating a solution used in a wash vessel
EP2322265A1 (en) 2009-11-12 2011-05-18 Alstom Technology Ltd Flue gas treatment system
US8293200B2 (en) * 2009-12-17 2012-10-23 Alstom Technology Ltd Desulfurization of, and removal of carbon dioxide from, gas mixtures
AU2010339952B8 (en) * 2009-12-17 2013-12-19 Greatpoint Energy, Inc. Integrated enhanced oil recovery process
MY161559A (en) * 2010-01-22 2017-04-28 Exxonmobil Upstream Res Co Removal of acid gases from a gas stream, with co2 capture and sequestration
US8425655B2 (en) * 2010-07-09 2013-04-23 Carbon Capture Scientific, Llc Gas pressurized separation column and process to generate a high pressure product gas
US9919259B2 (en) 2010-07-09 2018-03-20 Carbon Capture Scientific, Llc Gas pressurized separation column and process to generate a high pressure product gas
US8728209B2 (en) 2010-09-13 2014-05-20 Alstom Technology Ltd Method and system for reducing energy requirements of a CO2 capture system
US8623307B2 (en) 2010-09-14 2014-01-07 Alstom Technology Ltd. Process gas treatment system
JP5582960B2 (ja) * 2010-10-22 2014-09-03 株式会社東芝 二酸化炭素分離回収システム及びリボイラー入熱量測定方法
AU2011320717B2 (en) * 2010-10-29 2016-02-04 Huntsman Corporation Hungary ZRt Use of 2-(3-aminopropoxy)ethan-1-ol as an absorbent to remove acidic gases
US8329128B2 (en) 2011-02-01 2012-12-11 Alstom Technology Ltd Gas treatment process and system
CN103608087A (zh) 2011-02-02 2014-02-26 阿尔斯通技术有限公司 减少再生能量的方法
US9901860B2 (en) 2011-02-02 2018-02-27 General Electric Technology Gmbh Apparatus for removing an acid gas from a gas stream
US9028784B2 (en) 2011-02-15 2015-05-12 Alstom Technology Ltd Process and system for cleaning a gas stream
US9421492B2 (en) * 2011-07-28 2016-08-23 Dow Global Technologies Llc Aminopyridine derivatives for removal of hydrogen sulfide from a gas mixture
US9162177B2 (en) 2012-01-25 2015-10-20 Alstom Technology Ltd Ammonia capturing by CO2 product liquid in water wash liquid
US9964352B2 (en) 2012-03-21 2018-05-08 Exxonmobil Upstream Research Company Separating carbon dioxide and ethane from a mixed stream
US8741247B2 (en) 2012-03-27 2014-06-03 Alstom Technology Ltd Method and system for low energy carbon dioxide removal
US8864879B2 (en) 2012-03-30 2014-10-21 Jalal Askander System for recovery of ammonia from lean solution in a chilled ammonia process utilizing residual flue gas
US9447996B2 (en) 2013-01-15 2016-09-20 General Electric Technology Gmbh Carbon dioxide removal system using absorption refrigeration
CN103394277B (zh) * 2013-08-06 2015-11-18 国家电网公司 一种脱除燃煤烟气中二氧化碳的有机胺复合吸收剂
CN103537170B (zh) * 2013-10-10 2015-09-30 盘锦鑫安源化学工业有限公司 一种高选择性的脱硫溶剂及其制备方法
CN104560252B (zh) * 2013-10-28 2017-02-01 中国石油化工股份有限公司 天然气脱硫脱碳剂
US9562719B2 (en) 2013-12-06 2017-02-07 Exxonmobil Upstream Research Company Method of removing solids by modifying a liquid level in a distillation tower
US9874395B2 (en) 2013-12-06 2018-01-23 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system for preventing accumulation of solids in a distillation tower
AU2014357668B2 (en) 2013-12-06 2017-05-25 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system of modifying a liquid level during start-up operations
MY183946A (en) 2013-12-06 2021-03-17 Exxonmobil Upstream Res Co Method and system of dehydrating a feed stream processed in a distillation tower
MX363766B (es) 2013-12-06 2019-04-02 Exxonmobil Upstream Res Co Metodo y dispositivo para separar hidrocarburos y contaminantes con un mecanismo de calentamiento para desestabilizar y/o prevenir la adhesion de solidos.
US10139158B2 (en) 2013-12-06 2018-11-27 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system for separating a feed stream with a feed stream distribution mechanism
MY177751A (en) 2013-12-06 2020-09-23 Exxonmobil Upstream Res Co Method and device for separating a feed stream using radiation detectors
WO2015084494A2 (en) 2013-12-06 2015-06-11 Exxonmobil Upstream Research Company Method and device for separating hydrocarbons and contaminants with a spray assembly
WO2015084495A2 (en) 2013-12-06 2015-06-11 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system of maintaining a liquid level in a distillation tower
US8986640B1 (en) 2014-01-07 2015-03-24 Alstom Technology Ltd System and method for recovering ammonia from a chilled ammonia process
BR112017003875A2 (pt) * 2014-08-25 2018-01-23 Basf Se absorvente e processo para remover dióxido de carbono de uma corrente fluida.
US10286356B2 (en) * 2014-10-10 2019-05-14 Dow Global Technologies Llc Process for the removal of acid gases from gaseous mixtures using an aqueous solution of 2-dimethylamino-2-hydroxymethyl-1, 3-propanediol
CN104629700B (zh) * 2015-02-03 2018-05-01 成都理工大学 一种用于产水油井和产水气井的除硫剂
CN107208964B (zh) 2015-02-27 2020-06-19 埃克森美孚上游研究公司 减少进入低温蒸馏过程的进料物流的冷冻和脱水负荷
WO2017048346A1 (en) 2015-09-18 2017-03-23 Exxonmobil Upstream Research Company Heating component to reduce solidification in a cryogenic distillation system
CA2998466C (en) 2015-09-24 2021-06-29 Exxonmobil Upstream Research Company Treatment plant for hydrocarbon gas having variable contaminant levels
AU2015410455B2 (en) 2015-10-01 2022-03-03 Jgc Corporation Nonhydrocarbon gas separation device and nonhydrocarbon gas separation method
US10323495B2 (en) 2016-03-30 2019-06-18 Exxonmobil Upstream Research Company Self-sourced reservoir fluid for enhanced oil recovery
US10888816B2 (en) 2016-11-01 2021-01-12 Shell Oil Company Process for producing a purified gas stream
JP6963393B2 (ja) * 2017-02-23 2021-11-10 川崎重工業株式会社 二酸化炭素分離回収システム
CN108822908A (zh) * 2018-06-27 2018-11-16 中国石油化工股份有限公司 一种天然气有机硫脱除剂及其制备方法
US11378332B2 (en) 2018-06-29 2022-07-05 Exxonmobil Upstream Research Company Mixing and heat integration of melt tray liquids in a cryogenic distillation tower
US11306267B2 (en) 2018-06-29 2022-04-19 Exxonmobil Upstream Research Company Hybrid tray for introducing a low CO2 feed stream into a distillation tower
JP7470890B2 (ja) 2019-03-11 2024-04-19 東ソー株式会社 リン酸アミド、及び当該リン酸アミドを含む二酸化炭素分離組成物
CN114901383A (zh) 2020-01-28 2022-08-12 东曹株式会社 二氧化碳分离用组合物、以及二氧化碳的分离方法
MX2022012298A (es) * 2020-04-01 2022-10-27 Huntsman Petrochemical Llc Proceso de conversion de bis(hidroxietiletoxi)-urea a dga.
WO2022177420A1 (en) * 2021-02-17 2022-08-25 Petroliam Nasional Berhad (Petronas) An acid gas removal/capture system and process for converting carbon dioxide to chemical compounds
CN115253600B (zh) * 2022-08-08 2024-03-05 华北电力大学（保定） 一种具有良好循环解吸稳定性、低腐蚀性的相变吸收剂的制备与应用

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5705090A (en) * 1993-11-09 1998-01-06 Union Carbide Chemicals & Plastics Technology Corporation Absorption of mercaptans
US5832712A (en) * 1994-02-15 1998-11-10 Kvaerner Asa Method for removing carbon dioxide from exhaust gases
WO2001007147A1 (en) * 1999-07-27 2001-02-01 Union Carbide Chemicals & Plastics Technology Corporation Process for removing contaminants from gas using polyethylene glycols
US6337059B1 (en) * 1999-05-03 2002-01-08 Union Carbide Chemicals & Plastics Technology Corporation Absorbent compositions for the removal of acid gases from gas streams

Family Cites Families (40)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3502428A (en) * 1966-10-12 1970-03-24 Lummus Co Purification of gases
US3563696A (en) * 1969-06-17 1971-02-16 Field And Epes Separation of co2 and h2s from gas mixtures
US3690861A (en) 1970-05-01 1972-09-12 Uniroyal Inc Method for killing meristematic buds
SU512785A1 (ru) 1970-07-03 1976-05-05 Предприятие П/Я Р-6603 Способ очистки газа от двуокиси углерода
US3709976A (en) * 1970-09-21 1973-01-09 Bethlehem Steel Corp Gas desulfurization process
US3906945A (en) * 1974-04-29 1975-09-23 Ato Inc Endothermal carbon dioxide absorption
GB1484050A (en) 1974-12-24 1977-08-24 Hecke F Van Processes for removing acid gases from gaseous mixtures
DE2743753A1 (de) 1977-09-29 1979-04-12 Metallgesellschaft Ag Verfahren zum regenerieren von aus der entschwefelung heisser gase erhaltenen alkalicarbonatloesungen
US4160810A (en) 1978-03-07 1979-07-10 Benfield Corporation Removal of acid gases from hot gas mixtures
US4189307A (en) 1978-06-26 1980-02-19 Texaco Development Corporation Production of clean HCN-free synthesis gas
US4152217A (en) 1978-06-30 1979-05-01 Exxon Research & Engineering Co. Amine regeneration process
CA1149583A (en) 1978-12-28 1983-07-12 Eduard J. Van De Kraats Process and plant for acid gas removal
US4242108A (en) * 1979-11-07 1980-12-30 Air Products And Chemicals, Inc. Hydrogen sulfide concentrator for acid gas removal systems
FR2479021A1 (fr) 1980-03-31 1981-10-02 Elf Aquitaine Procede pour regenerer une solution absorbante chargee d'un ou plusieurs composes gazeux susceptibles d'etre liberes par chauffage et/ou entraines par stripage, et installation pour sa mise en oeuvre
US4299801A (en) 1980-11-18 1981-11-10 Bethlehem Steel Corporation Regenerating alkanolamine desulfurizer solutions
US4405585A (en) 1982-01-18 1983-09-20 Exxon Research And Engineering Co. Process for the selective removal of hydrogen sulfide from gaseous mixtures with severely sterically hindered secondary aminoether alcohols
US4578094A (en) * 1983-09-14 1986-03-25 El Paso Hydrocarbons Hydrocarbon separation with a physical solvent
US4477419A (en) 1983-03-03 1984-10-16 The Dow Chemical Company Process for the recovery of CO2 from flue gases
US4553984A (en) 1984-03-06 1985-11-19 Basf Aktiengesellschaft Removal of CO2 and/or H2 S from gases
DE3613110A1 (de) 1986-04-18 1987-10-22 Linde Ag Verfahren zum entfernen unerwuenschter bestandteile aus gasen
US5139621A (en) * 1990-06-11 1992-08-18 Mobil Oil Corporation Azeotropic distillation process for recovery of diamondoid compounds from hydrocarbon streams
DE69206846T3 (de) * 1991-03-07 1999-11-25 Kansai Electric Power Co Vorrichtung und Verfahren zur Beseitigung von Kohlendioxyd aus Abgasen
US5435977A (en) 1993-12-15 1995-07-25 Eickmeyer & Associates, Inc. Acid gas removal system employing regenerator with internal flash section
WO1996012053A1 (en) 1994-10-13 1996-04-25 Catachem, Inc. Method for minimizing solvent degradation and corrosion in amine solvent treating systems
US5660603A (en) 1995-09-05 1997-08-26 International Process Services, Inc. Process for separating selected components from multi-component natural gas streams
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
JP3675980B2 (ja) * 1996-08-28 2005-07-27 三菱重工業株式会社 高圧原料ガス中の二酸化炭素の高度除去及び高圧回収方法並びにその装置
US6607585B2 (en) 1997-02-11 2003-08-19 David Morrow Raw natural gas processing system and method of processing raw natural gas
GB9702742D0 (en) * 1997-02-11 1997-04-02 Ici Plc Gas absorption
US6090356A (en) * 1997-09-12 2000-07-18 Texaco Inc. Removal of acidic gases in a gasification power system with production of hydrogen
NO319681B1 (no) 1998-09-16 2005-09-05 Statoil Asa Fremgangsmate for fremstilling av en H2-rik gass og en CO2-rik gass ved hoyt trykk
WO2000030738A1 (en) * 1998-11-23 2000-06-02 Fluor Corporation Split flow process and apparatus
US6497852B2 (en) * 2000-12-22 2002-12-24 Shrikar Chakravarti Carbon dioxide recovery at high pressure
DE10135370A1 (de) * 2001-07-20 2003-01-30 Basf Ag Verfahren zur Entfernung saurer Gase aus einem Gasstrom
CA2503404C (en) * 2002-12-12 2009-06-02 Fluor Corporation Configurations and methods of acid gas removal
RU2358792C2 (ru) 2003-03-10 2009-06-20 Борд Оф Риджентс, Дзе Юниверсити Оф Техас Систем Регенерация водного раствора, образующегося в процессе абсорбции кислых газов, путем многоступенчатого равновесного испарения и отгонки
DE10324694A1 (de) 2003-05-28 2004-12-23 Uhde Gmbh Verfahren zur Entfernung von Sauergasen aus unter Druck befindlichem, mit Sauergasverbindungen verunreinigtem Erdgas und Gewinnung der entfernten Sauergase auf erhöhtem Druckniveau
JP2007533431A (ja) 2003-11-10 2007-11-22 ビーエーエスエフ　アクチェンゲゼルシャフト 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
US8113491B2 (en) * 2005-02-14 2012-02-14 Neumann Systems Group, Inc. Gas-liquid contactor apparatus and nozzle plate
PE20071048A1 (es) 2005-12-12 2007-10-18 Basf Ag Proceso para la recuperacion de dioxido de carbono

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5705090A (en) * 1993-11-09 1998-01-06 Union Carbide Chemicals & Plastics Technology Corporation Absorption of mercaptans
US5832712A (en) * 1994-02-15 1998-11-10 Kvaerner Asa Method for removing carbon dioxide from exhaust gases
US6337059B1 (en) * 1999-05-03 2002-01-08 Union Carbide Chemicals & Plastics Technology Corporation Absorbent compositions for the removal of acid gases from gas streams
WO2001007147A1 (en) * 1999-07-27 2001-02-01 Union Carbide Chemicals & Plastics Technology Corporation Process for removing contaminants from gas using polyethylene glycols

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
ROCHELLE, G.T.: "Innovative Stripper Configurations to Reduce the Energy Cost of CO2 Capture", SECOND ANNUAL CARBON SEQUESTRATION CONFERENCE, ALEXANDRIA, VA, MAY 5-8, 2003, 8 May 2003 (2003-05-08), XP001203820, cited in the application, pages 1-13 *

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2486944C2 (ru) * 2007-12-13 2013-07-10 Альстом Текнолоджи Лтд Установка и способ регенерации раствора абсорбента
RU2614955C2 (ru) * 2012-03-14 2017-03-31 ЭкссонМобил Рисерч энд Энджиниринг Компани Низкотемпературная транспортировка и хранение аминоэфирных растворов для обработки газа

Also Published As

Publication number Publication date
ECSP066301A (es) 2006-07-28
US8303685B2 (en) 2012-11-06
AU2004258854B2 (en) 2009-07-02
MXPA06000808A (es) 2006-04-18
NZ544796A (en) 2009-09-25
CA2532549A1 (en) 2005-02-03
IN2006CH00247A (ru) 2007-08-17
NO20060404L (no) 2006-02-20
AU2004258854A1 (en) 2005-02-03
BRPI0412767A (pt) 2006-09-26
EA200600293A1 (ru) 2006-08-25
CN1826165B (zh) 2010-12-08
JP2006528062A (ja) 2006-12-14
MX276488B (es) 2010-06-09
AR046508A1 (es) 2005-12-14
MY155031A (en) 2015-08-28
CN1826165A (zh) 2006-08-30
WO2005009592A1 (en) 2005-02-03
US20060178259A1 (en) 2006-08-10
CA2532549C (en) 2012-10-16
KR101237667B1 (ko) 2013-02-28
EP1648590A1 (en) 2006-04-26
KR20060041253A (ko) 2006-05-11

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA008970B1 (ru) Регенерация текучих сред для обработки, содержащих кислый газ
US7374734B2 (en) Absorbing agent and method for eliminating acid gases from fluids
US6939393B2 (en) Method for neutralizing a stream of fluid, and washing liquid for use in one such method
RU2635620C2 (ru) Водная композиция с алканоламином и способ удаления кислых газов из газовых смесей
CA2311199C (en) Carbon dioxide recovery with composite amine blends
US4748011A (en) Method and apparatus for sweetening natural gas
US9205370B2 (en) Process for recovery of processing liquids
EP2867345A1 (en) Aqueous alkanolamine absorbent composition comprising piperazine for enhanced removal of hydrogen sulfide from gaseous mixtures and method for using the same
CN107580523B (zh) 水性烷醇胺组合物和从气态混合物中选择性去除硫化氢的方法
RU2702576C2 (ru) Способ удаления кислых газов из газообразных смесей с использованием водного раствора 2-диметиламино-2-гидроксиметил-1,3-пропандиола
EP2632568B1 (en) Use of 2-(3-aminopropoxy)ethan-1-ol as an absorbent to remove acidic gases
WO2017177015A1 (en) Process for treating contaminated fluids
EP2035115A2 (en) Optimization of amine regeneration system start-up using flash tank pressurization

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s)

Designated state(s): AM AZ BY KZ KG MD TJ TM RU