NO344828B1 - Absorbentsammensetning inneholdende molekyler med et hindret amin og et metallsurfonat, -fosfonat eller -karboksylat struktur for syregass scrubbingprosess - Google Patents

Absorbentsammensetning inneholdende molekyler med et hindret amin og et metallsurfonat, -fosfonat eller -karboksylat struktur for syregass scrubbingprosess Download PDF

Info

Publication number
NO344828B1
NO344828B1 NO20081203A NO20081203A NO344828B1 NO 344828 B1 NO344828 B1 NO 344828B1 NO 20081203 A NO20081203 A NO 20081203A NO 20081203 A NO20081203 A NO 20081203A NO 344828 B1 NO344828 B1 NO 344828B1
Authority
NO
Norway
Prior art keywords
straight
substituted
cycloalkyl
branched alkyl
mixtures
Prior art date
Application number
NO20081203A
Other languages
English (en)
Other versions
NO20081203L (no
Inventor
Frank Cheng-Yu Wang
Michael Siskin
Alan R Katritzky
Original Assignee
Exxonmobil Res And Engineering Co
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 Exxonmobil Res And Engineering Co filed Critical Exxonmobil Res And Engineering Co
Publication of NO20081203L publication Critical patent/NO20081203L/no
Publication of NO344828B1 publication Critical patent/NO344828B1/no

Links

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G21/00—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by extraction with selective solvents
    • C10G21/06—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by extraction with selective solvents characterised by the solvent used
    • C10G21/12—Organic compounds only
    • C10G21/20—Nitrogen-containing compounds
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G70/00—Working-up undefined normally gaseous mixtures obtained by processes covered by groups C10G9/00, C10G11/00, C10G15/00, C10G47/00, C10G51/00
    • C10G70/04—Working-up undefined normally gaseous mixtures obtained by processes covered by groups C10G9/00, C10G11/00, C10G15/00, C10G47/00, C10G51/00 by physical processes
    • C10G70/06—Working-up undefined normally gaseous mixtures obtained by processes covered by groups C10G9/00, C10G11/00, C10G15/00, C10G47/00, C10G51/00 by physical processes by gas-liquid contact
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D3/00—Distillation or related exchange processes in which liquids are contacted with gaseous media, e.g. stripping
    • B01D3/06—Flash distillation
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D3/00—Distillation or related exchange processes in which liquids are contacted with gaseous media, e.g. stripping
    • B01D3/14—Fractional distillation or use of a fractionation or rectification column
    • B01D3/143—Fractional distillation or use of a fractionation or rectification column by two or more of a fractionation, separation or rectification step
    • 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
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/34—Chemical or biological purification of waste gases
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
    • B01J20/00—Solid sorbent compositions or filter aid compositions; Sorbents for chromatography; Processes for preparing, regenerating or reactivating thereof
    • B01J20/22—Solid sorbent compositions or filter aid compositions; Sorbents for chromatography; Processes for preparing, regenerating or reactivating thereof comprising organic material
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B17/00—Sulfur; Compounds thereof
    • C01B17/02—Preparation of sulfur; Purification
    • C01B17/04—Preparation of sulfur; Purification from gaseous sulfur compounds including gaseous sulfides
    • C01B17/0404—Preparation of sulfur; Purification from gaseous sulfur compounds including gaseous sulfides by processes comprising a dry catalytic conversion of hydrogen sulfide-containing gases, e.g. the Claus process
    • C01B17/0408—Pretreatment of the hydrogen sulfide containing gases
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B17/00—Sulfur; Compounds thereof
    • C01B17/16—Hydrogen sulfides
    • C01B17/167—Separation
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C07—ORGANIC CHEMISTRY
    • C07C—ACYCLIC OR CARBOCYCLIC COMPOUNDS
    • C07C211/00—Compounds containing amino groups bound to a carbon skeleton
    • C07C211/01—Compounds containing amino groups bound to a carbon skeleton having amino groups bound to acyclic carbon atoms
    • C07C211/02—Compounds containing amino groups bound to a carbon skeleton having amino groups bound to acyclic carbon atoms of an acyclic saturated carbon skeleton
    • C07C211/09—Diamines
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C07—ORGANIC CHEMISTRY
    • C07C—ACYCLIC OR CARBOCYCLIC COMPOUNDS
    • C07C229/00—Compounds containing amino and carboxyl groups bound to the same carbon skeleton
    • C07C229/02—Compounds containing amino and carboxyl groups bound to the same carbon skeleton having amino and carboxyl groups bound to acyclic carbon atoms of the same carbon skeleton
    • C07C229/04—Compounds containing amino and carboxyl groups bound to the same carbon skeleton having amino and carboxyl groups bound to acyclic carbon atoms of the same carbon skeleton the carbon skeleton being acyclic and saturated
    • C07C229/06—Compounds containing amino and carboxyl groups bound to the same carbon skeleton having amino and carboxyl groups bound to acyclic carbon atoms of the same carbon skeleton the carbon skeleton being acyclic and saturated having only one amino and one carboxyl group bound to the carbon skeleton
    • C07C229/10—Compounds containing amino and carboxyl groups bound to the same carbon skeleton having amino and carboxyl groups bound to acyclic carbon atoms of the same carbon skeleton the carbon skeleton being acyclic and saturated having only one amino and one carboxyl group bound to the carbon skeleton the nitrogen atom of the amino group being further bound to acyclic carbon atoms or to carbon atoms of rings other than six-membered aromatic rings
    • C07C229/12—Compounds containing amino and carboxyl groups bound to the same carbon skeleton having amino and carboxyl groups bound to acyclic carbon atoms of the same carbon skeleton the carbon skeleton being acyclic and saturated having only one amino and one carboxyl group bound to the carbon skeleton the nitrogen atom of the amino group being further bound to acyclic carbon atoms or to carbon atoms of rings other than six-membered aromatic rings to carbon atoms of acyclic carbon skeletons
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C07—ORGANIC CHEMISTRY
    • C07C—ACYCLIC OR CARBOCYCLIC COMPOUNDS
    • C07C305/00—Esters of sulfuric acids
    • C07C305/02—Esters of sulfuric acids having oxygen atoms of sulfate groups bound to acyclic carbon atoms of a carbon skeleton
    • C07C305/04—Esters of sulfuric acids having oxygen atoms of sulfate groups bound to acyclic carbon atoms of a carbon skeleton being acyclic and saturated
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C07—ORGANIC CHEMISTRY
    • C07C—ACYCLIC OR CARBOCYCLIC COMPOUNDS
    • C07C307/00—Amides of sulfuric acids, i.e. compounds having singly-bound oxygen atoms of sulfate groups replaced by nitrogen atoms, not being part of nitro or nitroso groups
    • C07C307/02—Monoamides of sulfuric acids or esters thereof, e.g. sulfamic acids
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C07—ORGANIC CHEMISTRY
    • C07F—ACYCLIC, CARBOCYCLIC OR HETEROCYCLIC COMPOUNDS CONTAINING ELEMENTS OTHER THAN CARBON, HYDROGEN, HALOGEN, OXYGEN, NITROGEN, SULFUR, SELENIUM OR TELLURIUM
    • C07F9/00—Compounds containing elements of Groups 5 or 15 of the Periodic Table
    • C07F9/02—Phosphorus compounds
    • C07F9/06—Phosphorus compounds without P—C bonds
    • C07F9/08—Esters of oxyacids of phosphorus
    • C07F9/09—Esters of phosphoric acids
    • C07F9/091—Esters of phosphoric acids with hydroxyalkyl compounds with further substituents on alkyl
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K3/00—Materials not provided for elsewhere
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2257/00—Components to be removed
    • B01D2257/30—Sulfur compounds
    • B01D2257/304—Hydrogen sulfide
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/20—Characteristics of the feedstock or the products
    • C10G2300/201—Impurities
    • C10G2300/207—Acid gases, e.g. H2S, COS, SO2, HCN
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02C—CAPTURE, STORAGE, SEQUESTRATION OR DISPOSAL OF GREENHOUSE GASES [GHG]
    • Y02C20/00—Capture or disposal of greenhouse gases
    • Y02C20/40—Capture or disposal of greenhouse gases of CO2
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
    • Y02P20/00—Technologies relating to chemical industry
    • Y02P20/151—Reduction of greenhouse gas [GHG] emissions, e.g. CO2
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
    • Y02P70/00—Climate change mitigation technologies in the production process for final industrial or consumer products
    • Y02P70/10—Greenhouse gas [GHG] capture, material saving, heat recovery or other energy efficient measures, e.g. motor control, characterised by manufacturing processes, e.g. for rolling metal or metal working

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Analytical Chemistry (AREA)
  • Inorganic Chemistry (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • Molecular Biology (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Biochemistry (AREA)
  • General Health & Medical Sciences (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Biomedical Technology (AREA)
  • Gas Separation By Absorption (AREA)
  • Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)
  • Treating Waste Gases (AREA)
  • Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)

Description

Den foreliggende oppfinnelsen vedrører en fremgangsmåte for selektiv absorpsjon av H2S fra gassformige blandinger som angitt i krav 1. Oppfinnelsen vedrører også en absorbentsammensetning og anvendelse derav for selektiv absorpsjon av H2S fra en H2S- og andre syrekomponentinneholdende blandinger.
BESKRIVELSE AV RELATERT TEKNIKK
Det er velkjent innen teknikken å behandle gasser og væsker, så som blandinger inneholdende syregasser, inkludert CO2, H2S, CS2, HCN, COS og oksygen- og svovelderivater av C1-C4-hydrokarboner med aminløsninger for å fjerne disse syregassene. Aminet bringes vanligvis i kontakt med syregassene og væskene som en vandig løsning inneholdende aminet i et absorpsjonstårn med den vandige aminløsningen brakt i motstrøms kontakt med syrefluidet.
Behandlingen av syregassblandinger inneholdende, blant annet, CO2 og H2S med aminløsninger fører typisk til den samtidige fjerningen av vesentlige mengder av både CO2 og H2S. For eksempel, i en slik prosess, generelt referert til som den ”vandige aminprosessen”, brukes relativt oppkonsentrerte aminløsninger. En nylig forbedring av denne prosessen innebærer bruk av sterisk hindrede aminer, som beskrevet i USP 4112052, for å oppnå nesten fullstendig fjerning av syregasser, så som CO2 og H2S. Denne prosesstypen kan brukes hvor partialtrykkene for CO2 og relaterte gasser er lave. En annen prosess som ofte brukes for spesialiserte applikasjoner, hvor partialtrykket for CO2 er svært høyt, og/eller hvor mange syregasser er til stede, f.eks. H2S, COS, CH3SH og CS2, innebærer bruken av et amin i kombinasjon med en fysikalsk absorbent, generelt referert til som ”den ikke-vandige løsningsmiddelprosessen”. En forbedring av denne prosessen innebærer bruk av sterisk hindrede aminer og organiske løsningsmidler som den fysikalske absorbenten, slik som beskrevet i USP 4112051. Andre fremgangsmåter og blandinger for slik fjerning av H2S er kjent fra US 3042483 A og US 3532637 A.
Det er imidlertid ofte ønskelig å behandle syregassblandinger inneholdende både CO2 og H2S, for så å fjerne H2S selektivt fra blandingen, og derved minimere fjerning av CO2. Selektiv fjerning av H2S fører til et relativt høyt H2S/CO2-forhold i den separerte syregassen, som forenkler omdanning av H2S til elementært svovel ved anvendelse av Claus-prosessen.
De typiske reaksjonene for vandige sekundære og tertiære aminer med CO2 og H2S kan representeres som følger:
hvori hver R er et organisk radikal som kan være like eller forskjellige og kan substitueres med en hydroksygruppe. Ovenstående reaksjoner er reversible, og partialtrykkene for både CO2 og H2S er således viktige for å bestemme i hvilken grad ovenstående reaksjoner vil skje.
Mens selektiv H2S-fjerning er anvendbar for et antall gassbehandlingsoperasjoner, inkludert behandling av hydrokarbongasser fra skiferpyrolyse, raffinerigass og naturgass som har et lavt H2S/CO2-forhold, er det ønskelig i behandling av gasser, hvori partialtrykket av H2S er relativt lavt sammenlignet med det for CO2, pga. at aminets kapasitet for å absorbere H2S fra sistnevnte type gasser er svært lav. Eksempler på gasser med relativt lave partialtrykk av H2S inkluderer syntetiske gasser laget ved gullgassifisering, halegass fra svovelanlegg og drivstoffgasser med lav-Joule verdier som man møter i raffinerier hvor tung restolje termisk omdannes til væsker og gasser med lavere molekylvekt.
Selv om det er kjent at løsninger av primære og sekundære aminer, så som monoetanolamin (MEA), dietanolamin (DEA), dipropanolamin (DPA) og hydroksyetoksyetylamin (DGA) absorberer både H2S- og CO2-gass, har de ikke vist seg spesielt tilfredsstillende for preferensiell absorpsjon av H2S i forhold til eksklusjon av CO2, fordi aminene gjennomgår en lett reaksjon med CO2 for å danne karbamater, som vist i ligningene 5 og 6.
Diisopropanolamin (DIPA) er relativt unik blant sekundære aminalkoholer, ved at det har blitt industrielt anvendt, alene eller med et fysikalsk løsningsmiddel så som sulfolan, for selektiv fjerning av H2S fra gasser som inneholder H2S og CO2, men kontakttiden må holdes relativt kort for å dra fordel av den raske reaksjonen av H2S med aminet, sammenlignet med hastigheten for CO2-reaksjon vist i ligningene 2 og 4 ovenfor.
I 1950 viste Frazier og Kohl, Ind. and Eng. Chem., 42, 2288 (1950), at tertiæraminet, metyldietanolamin (MDEA), har en høy selektivitetsgrad mot H2S absorpsjon i forhold til CO2. Denne større selektiviteten ble knyttet til den relativt langsomme kjemiske reaksjonen av CO2 med tertiæraminer, sammenlignet med den raske kjemiske reaksjonen av H2S. Den kommersielle nytten for MDEA er imidlertid begrenset pga. dens begrensede kapasitet for H2S-lasting og dens begrensede evne til å redusere H2S-innholdet til det nivået ved lave trykk, som er nødvendig for behandling av f.eks. syntetiske gasser laget ved kullgassifisering.
Nylig har UK patentpublikasjonsnummer 2017524A av Shell, vist at vandige løsninger av dialkylmonoalkanolaminer og spesielt dietylmonoetanolamin (DEAE), har høyere selektivitet og kapasitet for H2S-fjerning ved høyere lastnivåer enn MDEA-løsninger. Ikke desto mindre, selv DEAE er ikke svært effektiv for den lave H2S-lasthyppigheten som man møter i industrien. Dessuten har DEAE et kokepunkt på 161 °C, og som sådan karakteriseres det for å være en aminoalkohol med lavt kokepunkt og relativt høy flyktighet. Slike stoffer med høy flyktighet vil under de fleste gasscrubbingsbetingelsene føre til store materialtap, med påfølgende tap av økonomiske fordeler.
US patentnummer 4405581; 4405583 og 44055585 viser anvendelsen av sterkt sterisk hindrede aminforbindelser for den selektive fjerningen av H2S i nærvær av CO2. Sammenlignet med vandig metyldietanolamin (MDEA) fører sterkt sterisk hindrede aminer til mye høyere selektivitet ved høyere H2S-belastninger.
USP 4112052 er rettet mot en prosess for fjerning av CO2 fra syregasser ved anvendelse av en vandig aminscrubbingløsning. Aminene som anvendes er sterisk hindrede aminer, inneholdende minst én sekundæramingruppe festet til enten et sekundært eller et tertiært karbonatom, eller en primær amingruppe festet til et tertiært karbonatom. Aminene velges til å være i det minste delvis løselige i det løsningsmidlet som anvendes, dvs. vann.
USP 4376102 viser at syregasser inneholdende CO2 fjernes fra normalt gassformige blandinger ved absorpsjon av CO2 fra den gassformige blandingen, ved anvendelse av en vandig løsning omfattende et basisk alkalimetallsalt eller -hydroksid som inneholder (1) minst én diaminalkohol av formelen
hvori R og R1 er hver seg uavhengig en C1-C6 alkylgruppe og enten R eller R1 eller både R og R1 har hengende hydroksylgruppe og (2) en aminosyre. Det basiske alkalimetallsaltet eller -hydroksidet velges fra gruppen bestående av alkalimetall bikarbonater, karbonater, hydroksider, borater, fosfater og deres blandinger. Se også USP 4376101; USP 4581209; USP 4217238.
USP 4525294 er rettet mot aminosyreblandinger, deres alkalimetallsalter og prosesser for deres fremstilling. Prosessene innebærer den reduserende kondensasjon av glysin eller alanin og deres alkalimetallsalter med et keton i nærvær av et reduksjonsmiddel, så som hydrogen, og en katalytisk effektiv mengde av en hydrogeneringskatalysator. Således, en reaksjon som følger vises:
hvori R er hydrogen eller metyl, X er hydrogen eller et alkalimetall, så som natrium eller kalium, R’ og R’’ velges fra gruppen bestående av
a) substituerte eller ikke-substituerte lineære eller forgrenede alkylradikaler som har 1 til 20 karbonatomer; eller
b) substituerte eller ikke-substituerte alkylenradikaler som hver seg har 3 til 6 karbonatomer og kombineres for å danne en syklisk ring;
c) substituerte eller ikke-substituerte sykloalkylradikaler som har fra 4 til 8 ringkarbonatomer;
d) substituerte eller ikke-substituerte hydroksylalkylradikaler, lineære eller forgrenede, som har 1 til 20 karbonatomer; eller
e) substituerte eller ikke-substituerte arylalkylradikaler som har fra 7 til 20 karbonatomer;
og R’’’ er hydrogen eller et substituert eller ikke-substituert lineært alkylradikal som har fra 1 til 20 karbonatomer, eller blandinger av hydrogen og slike alkylradikaler.
USP 4759866 viser primære sterisk hindrede aminosyrer av formelen
hvori R1 og R2 er uavhengig valgt fra CH3, C2H5 og C3H7, og R3 og R4 er uavhengig hydrogen og CH3 og n er null, 2 eller 3, for anvendelse som promotorer for alkalimetallsalter i syregasscrubbing.
USP 5602279 er rettet mot en gassbehandlingssammensetning fremstilt ved å la 2-amino-2-metyl-1-propanol reagere med KOH, fortynne med vann og tilsette K2CO3 og en vanadiumkorrosjonsinhibitor. Syregasscrubbingløsningen inneholder
USP 4618481 er rettet mot en absorbentsammensetning omfattende en sterkt hindret aminforbindelse og et aminsalt for absorpsjon av H2S fra gassformige blandinger. Den sterkt sterisk hindrede aminforbindelsen kan være en sekundær amineteralkohol, en disekundær aminoeter og blandinger derav. Aminsalter kan være reaksjonsproduktet til den ovenfornevnte sterkt sterisk hindrede aminforbindelsen, en tertiær aminforbindelse, så som tertiære alkanolaminer, trietanolaminer og blandinger derav og en sterk syre, eller et termisk dekomponerbart salt av en sterk syre, dvs. ammoniumsalt eller en komponent som er i stand til å danne en sterk syre og blandinger derav. Egnede sterke syrer inkluderer uorganiske syrer så som svovelsyre, svovelsyrling, fosforsyre, fosforsyrling, pyrofosforsyre, en organisk syre, så som eddiksyre, maursyre, adipinsyre, benzosyre, etc. Egnede salter for disse syrene inkluderer ammoniumsalter, f.eks. ammoniumsulfat, ammoniumsulfitt, ammoniumfosfat og blandinger derav. Fortrinnsvis anvendes ammoniumsulfat (et salt) eller SO2 (en forløper av en syre) som reaktant med aminet. Egnede aminsalter er de som er ikke-flyktige ved betingelser som anvendes for å regenerere absorbentsammensetningen.
USP 4892674 er rettet mot en absorbentsammensetning omfattende en alkalisk absorbentløsning inneholdende et ikke-hindret amin og et additiv av et sterkt hindret aminsalt og/eller en sterkt hindret aminosyre og anvendelsen av absorbenten for den selektive fjerningen av H2S fra gassformige strømmer. Aminsaltet er reaksjonsproduktet av en alkalisk sterkt hindret aminforbindelse og en sterk syre eller et termisk dekomponerbart salt av en sterk syre, dvs. ammoniumsalt. Egnede sterke syrer inkluderer uorganiske syrer så som svovelsyre, svovelsyrling, fosforsyre, fosforsyrling, pyrofosforsyre; organiske syrer så som eddiksyre, maursyre, adipinsyre, benzosyre, etc. Egnede salter inkluderer ammoniumsaltene, f.eks. ammoniumsulfat, ammoniumsulfitt, ammoniumfosfat og blandinger derav.
BESKRIVELSE AV FIGUREN
Figur 1 er et diagrammatisk flytskjema som illustrerer en absorpsjonsregenereringsenhet for den selektive fjerningen av H2S fra gassformige strømmer inneholdende H2S og CO2.
OPPSUMMERING AV OPPFINNELSEN
Den foreliggende oppfinnelsen er rettet mot en absorbent som omfatter et metallsulfonat, metallfosfonat eller metallkarboksylat av hindrede aminer og mot en fremgangsmåte for å fjerne H2S fra gassformige blandinger inneholdende H2S, ved anvendelse av nevnte absorbenter.
DETALJERT BESKRIVELSE AV OPPFINNELSEN
En absorbentsammensetning omfattende minst ett av metallsulfonat, metallfosfonat, metallfosfat, metallsulfamat, metallfosforamidat eller metallkarboksylat, av minst ett hindret sekundært eller tertiært amin, hvori metallsulfonatet, -sulfomatet, -fosfonatet, -fosfatet, eller -fosforamidatet er festet til aminets nitrogen gjennom en gruppe inneholdende minst én kjedet karbon, fortrinnsvis 1 til 4 kjedete karboner, mer foretrukket alkylengruppe med to til fire kjedete karboner, og metallkarboksylatet festes til aminets nitrogen gjennom en alkylengruppe inneholdende 2 eller flere kjedete karboner.
Absorbentene representeres generelt ved de følgende formlene:
hvori R1, R2, R3 og R4 er like eller forskjellige og velges fra H, C1-C9 substituert eller ikke-substituert rett eller C3-C9 substituert eller ikke-substituert forgrenet kjede alkyl, C3-C9 sykloalkyl, C6-C9 aryl, alkylaryl, arylalkyl, C2-C9 rett eller forgrenet hydroksyalkyl, sykloalkyl og blandinger derav forutsatt at både R1 og R2 ikke er hydrogen, og hvori når n er 2 eller mer, kan R3 og R4 på sidestilte karbon eller karboner separert av én eller flere karboner være en sykloalkyl eller arylring, og hvori når substituert er substituentene heteroatominneholdende substituenter, fortrinnsvis
gruppe hvori R5 og R6 er like eller forskjellige og velges fra H, C1-C9 rett eller C3-C9 forgrenet kjedet alkyl, C3-C9 sykloalkyl, C6-C9 aryl, alkylaryl, arylalkyl, C2 til C9 rett eller forgrenet kjedet hydroksyalkyl, sykloalkyl og blandinger derav, forutsatt at R5 og R6 ikke begge er H, og videre hvori eventuelt når R1 er H, og n er 2 eller mer, kan R2 og R3 eller R4 på karbonet i det minste ett karbon fjernet fra aminets nitrogen danne en ring,
n er et heltall på 1 eller mer, fortrinnsvis 1 til 4, mer foretrukket 2 til 4, og hvori, når n er minst 2, kan absorberingsmidlet være et metallkarboksylat fra aminet,
metallkation er ett eller flere monovalente, divalente eller trivalente metallkationer tilstrekkelig for å tilfredsstille valenskravene for anionet eller anionklyngen, fortrinnsvis magnesium, barium, aluminium, jern, litium, kalium, kalsium, nikkel, kobolt. Salter dannet fra divalente kationer kan være halvsalter eller fullsalter. Salter dannet fra trivalente kationer kan være en tredjedel, to tredjedeler eller fullsalter. Med anionklynge menes to eller flere anioner hvor valenskravene tilfredsstilles ved f.eks. et enkelt divalent eller trivalent metallkation.
Fortrinnsvis er R1 og R2 like eller forskjellige og velges fra H, C4-C6 substituert eller ikke-substituert rett eller forgrenet kjedet alkyl, syklisk alkyl, C6-C7 aryl, alkylaryl, arylalkyl, C4-C6 rett eller forgrenet kjedet hydroksyalkyl, sykloalkyl og blandinger derav, mer foretrukket C4 til C6 rett eller forgrenet kjedet alkyl, mest foretrukket tertiærbutyl, forutsatt at både R1 og R2 ikke er hydrogen.
Eksempler på foretrukne materialer er av formelen:
Absorbentene beskrevet ovenfor utviser høy selektivitet for H2S og andre gassformige syrekomponent(er)s fjerning fra blandinger av nevnte gassformige syrekomponenter, ikke-syrekomponenter, og CO2 og holder på sin høye selektivitets- og lastkapasitet, selv etter regenerering.
Fremgangsmåten som spesielt benyttes for den selektive absorpsjonen av gassformige syrekomponenter, f.eks. H2S fra en normalt gassformig blanding inneholdende gassformige syrekomponenter, f.eks. H2S, og ikke-syrekomponenter og CO2, omfatter å:
a) sette nevnte normalt gassformige blanding i kontakt med en amininneholdende absorbentløsning som angitt i krav 1, karakterisert til å være i stand til selektiv absorpsjon av én eller flere gassformige syrekomponenter, f.eks. H2S fra nevnte blanding;
b) regenerere, i det minste delvis, nevnte absorbentløsning inneholdende absorbentgassformige syrekomponenter, f.eks. H2S; og
c) resirkulere den regenererte løsningen for den selektive absorpsjonen av én eller flere gassformige syrekomponenter, f.eks. H2S ved kontaktering som i trinn (a).
Fortrinnsvis utføres regenereringstrinnet ved å varme opp og strippe, og mer foretrukket ved å varme opp og strippe med damp.
Uttrykket ”absorbentløsning” som brukt heri inkluderer, men er ikke begrenset til løsninger hvori aminforbindelsen oppløses i et løsningsmiddel valgt fra vann eller en fysikalsk absorbent, eller blandinger derav. Løsningsmidler som er fysikalske absorbenter (i motsetning til aminforbindelsene, som er kjemiske absorbenter) er f.eks. beskrevet i USP 4112051, inkluderer f.eks. alifatiske syreamider, N-alkylerte pyrrolidoner, sulfoner, sulfoksider, glykoler og mono- og dietere derav. De foretrukne fysikalske absorbentene heri er sulfoner, og mest spesielt sulfolan. Det foretrukne flytende medium omfatter vann.
Absorbentløsningen har ordinært en konsentrasjon av aminforbindelsen på omtrent 0,1 til 6 mol/liter av den totale løsningen, og fortrinnsvis 1 til 4 mol/liter, primært avhengig av den spesifikke aminforbindelsen som brukes og løsningsmiddelsystemet som benyttes. Dersom løsningsmiddelsystemet er en blanding av vann og en fysikalsk absorbent, kan den typiske effektive mengden av den fysikalske absorbenten som brukes, variere fra 0,1 til 5 mol/liter av total løsning, og fortrinnsvis fra 0,5 til 3 mol/liter, hovedsakelig avhengig av typen aminforbindelse som benyttes. Avhengigheten av konsentrasjonen for aminforbindelsen for den særskilte forbindelsen som benyttes er signifikant, pga. at økning i konsentrasjonen for aminforbindelsen kan redusere basisiteten for absorbentløsningen, og derved på en ugunstig måte påvirke dens selektivitet for H2S-fjerning, spesielt dersom aminforbindelsen har en spesifikk vandig løselighetsgrense som vil bestemme maksimale konsentrasjonsnivåer innenfor området gitt ovenfor. Det er derfor viktig at det riktige konsentrasjonsnivået som passer for hver særskilte aminforbindelse, opprettholdes for å sikre tilfredsstillende resultater.
Løsningen ved denne oppfinnelsen kan inkludere en rekke additiver som typisk brukes i selektiv gassfjerningsprosesser, f.eks. antiskummingsmidler, antioksidanter, korrosjonsinhibitorer, o.l. Mengden av disse additivene vil typisk være i området slik at de er effektive, dvs. en effektiv mengde.
Dessuten, aminoforbindelsene beskrevet her kan sammenblandes med andre aminforbindelser som en blanding. Forholdet av de respektive aminforbindelsene kan variere bredt, f.eks. fra 1 til 99 vektprosent av aminforbindelsene beskrevet her.
Tre karakteristikker, som er av ytterste betydning i bestemmelse av effektiviteten for aminforbindelsene her for H2S-fjerning, er ”selektivitet”, ”lasting” og ”kapasitet”. Uttrykket ”selektivitet” som brukt gjennom hele beskrivelsen er definert som den følgende molforholdsfraksjonen:
Jo høyere denne fraksjonen er jo større er selektiviteten for absorbentløsningen for H2S i gassblandingen.
Med uttrykket ”lasting” menes konsentrasjonen av H2S- og CO2-gasser som fysikalsk oppløses og kjemisk kombineres i absorbentløsningen som uttrykt i mol gass per mol amin. De beste aminforbindelsene er de som utviser god selektivitet, opp til et relativt høyt lastingsnivå. Aminforbindelsene anvendt i praktisering av den foreliggende oppfinnelsen har typisk en ”selektivitet” på ikke vesentlig mindre enn 10 ved en ”lasting” på 0,1 mol, fortrinnsvis en ”selektivitet” på ikke vesentlig mindre enn 10 ved en lasting på 0,2 eller flere mol av H2S og CO2 per mol av aminforbindelsen.
”Kapasitet” defineres som mol H2S lastet i absorbentløsningen i slutten av absorpsjonstrinnet minus mol H2S lastet i absorbentløsningen ved slutten av desorpsjonstrinnet. Høy kapasitet gjør det mulig å redusere mengden av aminløsning som skal sirkuleres og bruke mindre varme eller damp under regenerering.
Syregassblandingen her inkluderer nødvendigvis H2S, og kan eventuelt inkludere andre gasser, så som CO2, N2, CO4, H2, CO, H2O, COS, HCN, C2H4, NH3 o.l. Ofte finnes slike gassblandinger i forbrenningsgasser, raffinerigasser, bygass, naturgass, syngass, vanngass, propan, propylen, tunge hydrokarbongasser, etc. Absorbentløsningen her er spesielt effektiv når gassblandingen er en gass, f.eks. fått fra skiferoljeretorte, kullkondensering eller -gassifisering, gassifisering av tungolje med damp, luft/damp eller oksygen/damp, termisk omdanning av tung restolje til væsker og gasser med lavere molekylvekt, f.eks. fluidkoksanlegg, fleksikoksanlegg eller forsinket koksanlegg eller i renseoperasjoner for halegass fra svovelanlegg.
Absorpsjonstrinnet av denne oppfinnelsen innebærer generelt å sette den normalt gassformige strømmen i kontakt med absorbentløsningen i en hvilken som helst egnet kontakteringsbeholder. I slike prosesser kan denne normalt gassformige blandingen inneholdende H2S og CO2, hvorfra H2S så vel som andre syrekomponenter så som karbondisulfid, karbonylsulfid og oksygen- og svovelderivater av C1-C4 hydrokarboner, selektivt fjernes ved å bringes i intim kontakt med absorbentløsningen ved anvendelse av konvensjonelle midler så som et tårn eller en beholder pakket med f.eks. ringer eller siktplater eller en boblereaktor. Andre syregasskomponenter vil også bli fjernet.
I en typisk modus for å praktisere oppfinnelsen utføres absorpsjonstrinnet ved å mate den normalt gassformige blandingen inn i den lavere delen av absorpsjonstårnet, mens fersk absorbentløsning mates til det øvre området av tårnet. Den gassformige blandingen, hovedsakelig frigjort for H2S, går ut fra den øvre delen av tårnet, og den lastede absorbentløsnigen, som inneholder det selektivt absorberte H2S, forlater tårnet i nærheten av eller ved dets bunn. Fortrinnsvis er innløpstemperaturen for absorbentløsningen under absorpsjonstrinnet i området fra omtrent 20 °C til omtrent 100 °C, og mer foretrukket fra 30 °C til omtrent 60 °C. Trykk kan variere bredt; akseptable trykk er på mellom 5 og 2000 psia, fortrinnsvis 20 til 1500 psia, og mest foretrukket 25 til 1000 psia i absorpsjonsenheten. Kontakten finner sted under betingelser slik at H2S selektivt absorberes av løsningen. Absorpsjonsbetingelsene og -apparaturen konstrueres for å minimere oppholdstiden for væsken i absorpsjonsenheten for å redusere CO2-opptak, mens det samtidig opprettholdes tilstrekkelig oppholdstid for gassblandingen med væske for å absorbere en maksimal mengde av H2S-gassen. Væskemengden som er nødvendig å sirkulere for å oppnå en gitt grad av H2S-fjerning vil avhenge av den kjemiske strukturen og basisiteten for aminforbindelsen, og av partialtrykket for H2S i fødegassen. Gassblandinger med lave partialtrykk, slik som de man møter i termiske omdanningsprosesser, vil kreve mer væske under de samme absorpsjonsbetingelsene enn gasser med høyere partialtrykk, så som skiferoljeretortegasser.
En typisk prosedyre for den selektive H2S-fjerningsfasen i prosessen omfatter selektiv absorpsjon av H2S via en motstrømskontaktering av den gassformige blandingen, inneholdende H2S og CO2, med løsningen av aminforbindelsen i en kolonne som inneholder flere brett ved en lav temperatur, f.eks. under 45 °C, og ved en gasshastighet på minst omtrent 9,144 cm/sek (basert på ”aktiv” eller ventilert brettflate), avhengig av driftstrykket for gassen, nevnte brettkolonne som har færre enn 20 kontakterende brett, f.eks. med 4 til 16 brett som typisk anvendes.
Etter kontaktering av den normalt gassformige blandingen med absorbentløsnigen, som blir mettet eller delvis mettet med H2S, kan løsningen i det minste delvis regenereres, slik at den kan resirkuleres tilbake til absorpsjonsenheten. Som med absorpsjon, kan regenereringen finne sted i en enkel væskefase. Regenerering eller desorpsjon av absorbentløsningen kan utføres på konvensjonelle måter, så som trykkreduksjon for løsningen eller temperaturøkning til et punkt hvor den absorbere H2S avgasses, eller ved å bypasse løsningen i en beholder av tilsvarende konstruksjon som den som brukes i absorpsjonstrinnet, i den øvre delen av beholderen, og føre en inert gass så som luft eller nitrogen, eller fortrinnsvis damp oppover gjennom beholderen. Løsningens temperatur under regenereringstrinnet bør være i området fra omtrent 50 °C til omtrent 170 °C, og fortrinnsvis fra omtrent 80 °C til 120 °C, og trykket på løsningen ved regenerering bør strekke seg fra omtrent 0,5 til omtrent 100 psia, fortrinnsvis 1 til omtrent 50 psia. Absorbentløsningen, etter å ha blitt renset av minst en del av H2S-gassen, kan resirkuleres tilbake til absorpsjonsbeholderen. Påfyllingsabsorbent kan tilsettes ved behov.
I den foretrukne regenereringsteknikken sendes den H2S-rike løsningen til regeneratoren, hvori de absorberte komponentene strippes med damp, som genereres ved gjentatt koking av løsningen. Trykk i avgassingsbeholderen og stripperen er vanligvis 1 til omtrent 50 psia, fortrinnsvis 15 til omtrent 30 psia, og temperaturen er typisk i området fra omtrent 50 °C til 170 °C, fortrinnsvis omtrent 80 °C til 120 °C, stripper- og avgassingstemperaturer vil selvsagt avhenge av strippertrykket, således ved omtrent 15 til 30 psia strippertrykk, vil temperaturen være omtrent 80 °C til omtrent 120 °C under desorpsjon. Oppvarming av løsningen som skal regenereres kan på en meget egnet måte effektueres ved hjelp av indirekte oppvarming med lavtrykksdamp. Det er imidlertid også mulig å benytte direkte injeksjon av damp.
I en utførelsesform for praktisering av hele prosessen her, som illustrert i figur 1, tilføres gassblandingen som skal renses gjennom ledning 1 gjennom den nedre delen av en kontakteringskolonne 2 med gass-væske i motstrøm, kontakteringskolonnen har en nedre seksjon 3 og en øvre seksjon 4. Den øvre og nedre seksjonen kan være atskilt med ett eller flere pakkede sjikt etter behov. Absorbentløsningen som beskrevet ovenfor tilføres den øvre delen av kolonnen gjennom en rørledning 5. Løsningen som strømmer til bunnen av kolonnen møter gassen som strømmer motstrøms og løser opp H2S preferensielt. Gassen frigjort for det meste av H2S går ut gjennom rørledning 6, for endelig bruk. Løsningen, hovedsakelig inneholdende H2S og noe CO2 strømmer mot den nedre delen av kolonnen, hvorfra den slippes ut gjennom rør 7. Løsningen pumpes deretter via valgfri pumpe 8 gjennom en valgfri varmeveksler og en kjøler 9 avsatt i rør 7, som tillater den varme løsningen fra regeneratoren 12 å veksle varme med kjøleløsningen fra absorpsjonskolonnen 2 for energibesparelse. Løsningen går inn via rør 7 til en avgassingsbeholder 10, utstyrt med en ledning (ikke vist) som ventilerer til ledning 13 og blir deretter tilført med ledning 11 inn i den øvre delen av regeneratoren 12, som er utstyrt med flere plater og effektuerer desorpsjonen av H2S- og CO2-gasser båret sammen i løsningen. Denne syregassen føres gjennom et rør 13 inn i en kondensator 14, hvori avkjøling og kondensasjon av vann og aminløsningen fra gassen skjer. Gassen går deretter inn i en separator 15, hvor ytterligere kondensasjon effektueres. Den kondenserte løsningen returneres gjennom rør 16 til den øvre delen av regeneratoren 12. Gassen som blir igjen fra kondensasjonen, som innholder H2S og noe CO2, fjernes gjennom rør 17 for endelig avhending (f.eks. til en lufting eller forbrenningsenhet eller til en apparatur som omdanner H2S til svovel, så som en Claus-enhet eller en Stretford omdanningsenhet (ikke vist)).
Løsningen frigjøres for det meste av gassen som den inneholder mens den strømmer nedover gjennom regeneratoren 12, og går ut gjennom rør 18 i bunnen av regeneratoren for overføring til en kjel 19. Kjelen 19, utstyrt med en ekstern varmekilde (f.eks. damp injisert gjennom rør 20 og kondensatet går ut gjennom et andre rør (ikke vist)), fordamper en del av denne løsningen (hovedsakelig vann) for å drive ytterligere H2S ut derfra. H2S og dampen som drives ut, returneres via rør 21 til den lavere seksjonen av regeneratoren 12 og slippes ut gjennom rør 13 for å gå inn i kondensasjonstrinnene for gassbehandling. Løsningen som forblir i kjelen 19, trekkes ut gjennom rør 22, avkjøles i varmeveksleren 9, og tilføres via virkningen av pumpe 23 (valgfritt dersom trykket er tilstrekkelig høyt) gjennom rør 5 inn i absorpsjonskolonnen 2.
Typisk vil en gassformig strøm som skal behandles og som har et 1:10 molforhold av H2S:CO2 fra en apparatur for termisk omdanning av tung restolje, eller en Lurgikullgass som har et molforhold av H2S:CO2 på mindre enn 1:10, gi en syregass som har et molforhold av H2S:CO2 på omtrent 1:1, etter behandling med fremgangsmåten ifølge den foreliggende oppfinnelsen. Fremgangsmåten her kan anvendes sammen med en annen H2S-selektiv fjerningsprosess: imidlertid er det foretrukket å utføre prosessen av denne oppfinnelsen for seg selv, siden aminforbindelsene er ekstremt effektive for seg selv i preferensiell absorpsjon av H2S.
FREMSTILLING AV PRØVETAKINGER
Fremstilling av natrium tert-butylaminmetylsulfonat
37 % formaldehydløsning (18 g, 0,22 mol) ble tilsatt en suspensjon av natriumbisulfitt (22 g, 0,2 mol) i vann (25 ml). Til denne blandingen ble det tilsatt tertbutylamin (28 ml, 19,4 g, 0,26 mol) ved en slik hastighet at temperaturen i reaksjonsblandingen ikke overskred 30 °C. Når tilsatsen var fullført, ble et destillasjonsapparat innstilt og blandingen ble omrørt ved 70 til 75 °C i 10 minutter (overskudd av tert-butylamin ble destillert av) og avkjølt til 10-15 °C. Den dannede utfellingen ble filtrert, vasket med metanol og tørket ved 20 til 25 °C for å gi natrium tertbutylaminmetylsulfonat (30 g, 80 %) som hvite plater, dekomponering uten smelting over 180 til 190 °C (amin-lukt), 1H NMR (DMSO-d6) δ 1,02 (s, 9H), 3,32 (s, 2H); 13C NMR δ 28,9, 49,9, 60,8.
Natrium 2-(tert-butylamin) etylsulfonat
tert-butylamin (127 ml, 88 g, 1,2 mol) ble tilsatt en løsning av natrium 2-hydroksyetylsulfonat) (29,6 g, 0,2 mol) og dinatriumfosfat (1,1 g, 8 mmol) i vann (50ml). Blandingen ble omrørt ved 240 til 245 °C (6,5 MPa) i en autoklav i 3 timer. Blandingen ble deretter avkjølt til 50-60 °C og oppkonsentrert til 50 ml under normalt trykk. Etter avkjøling til 10 til 15 °C ble den dannede utfellingen filtrert, vasket med metanol og tørket ved 20 til 25 °C. Utbytte 10 g. Filtratet ble konsentrert under normalt trykk til omtrent 25 til 30 ml, som gir ytterligere 5,6 g av produkt. Totalt utbytte av natrium 2-(tert-butylamin)etylsulfonat er 15,6 g, 38 %, som hvite plater, dekomponering 145 til 150 °C (blir semi-fluid), 1H NMR (DMSO-d6) δ 1,00 (s, 9H), 2,56 (t, J = 6,6 Hz, 2H), 2,72 (t, J = 6,6 Hz, 2H); 13C NMR δ 28,9, 38,6, 49,6, 52,2.
3-(tert-butylamin)propylsulfonsyre
Til en løsning av 1,3-propansulfon (20 g, 0,164 g) i toluen (100 ml) ble det tilsatt tert-butylamin (90 ml, 62,1 g, 0,85 mol). Blandingen ble omrørt under forsiktig tilbakeføring i 1 time. Utfellingen ble filtrert, vasket med dietyleter og tørket med 20 til 25 °C. Utbyttet av 3-(tert-butylamin)propylsulfonsyre 32 g (omtrent 100 %), som hvite mikrokrystaller, smeltepunkt over 280 °C, 1H NMR (D2O) δ 1,33 (s, 9H), 2,07 (p, J = 7,6 Hz, 2H), 2,99 (t, J = 7,6 Hz, 2H), 3,15 (t, J = 7,7 Hz, 2H); 13C NMR δ 21,3, 24,3, 39,4, 47,4, 56,5.
Natrium 3-(tert-butylamin)propylsulfonat
3-(tert-butylamin)propylsulfonsyre (18 g) ble tilsatt en løsning av natriumhydroksid (3,69 g, 0,092 mol) i metanol (300 ml). Blandingen ble omrørt til den ble klar. Løsningen ble fjernet og den faste resten ble tørket i vakuum for å gi natrium 3-(tertbutylamin)propylsulfonat (18,7 g), som hvite mikrokrystaller, dekomponering ved 170 °C, 1H NMR (D2O) δ 1,08 (s, 9H), 1,80-1,90 (m, 2H), 2,64 (t, J = 7,6 Hz, 2H), 2,91-2,96(m, 2H); 13C NMR δ 24,4, 26,9, 39,8, 48,7, 49,6.
Fremstilling av dinatrium tert-butylaminmetylfosfonat
N-metylen-tert-butylamin ble fremstilt ifølge publisert prosedyre [USP 2750416] med noen modifikasjoner som følger:
37 % vandig formaldehyd (89 g løsning, 33 g, 1,1 mol) ble tilsatt dråpevis med omrøring til tert-butylamin (73 g, 1mol) og i løpet av 20 minutter og temperaturen holdt ved under 20 °C (kjøling i isbad). Reaksjonsblandingen ble omrørt i 30 minutter ved 20 til 22 °C, avkjølt til 5 til 10 °C, og kaliumhydroksid (30 g) ble tilsatt porsjonsvis ved avkjøling ved 15 til 20 °C. Det organiske laget ble separert og tørket over pellets med kaliumhydroksid. Den rensingen som ble forsøkt ved destillasjon ga utilfredsstillende resultater pga. trimerisering av N-metylen-tert-butylamin ved elevert temperatur. Rensing av råproduktet ble oppnådd ved destillasjon i nærvær av katalytisk p-toluensulfonsyre (på 10 cm kolonne, oljebad 115 til 120 °C) for å gi rent N-metylen-tert-butylamin i 87 % utbytte (74 g), kokepunkt 66 til 67 °C (lit. [USP 2750416] 64-65 °C); 1H NMR (CDCl3) 1,20 (s, 9H) 7,26 (d, J = 16,0 Hz, 1H), 7,41 (d,J = 16,0 Hz, 1H).
Dietyl tert-butylaminmetylfosfonat
Dietylfosfitt (41,4 g, 0,3 mol) ble tilsatt N-metylen-tert-butylamin (25,6 g, 0,3 mol) i nitrogenatmosfære. Innen 1-2 minutter steg temperaturen i blandingen spontant opp til 60-70 °C. Blandingen ble omrørt ved 80 °C i 30 minutter og deretter ved 20 til 25 °C i 12 timer. NMR-testen for blandingen viste ren dietyl tert-butylaminmetylfosfonat, som en fargeløs olje, 1H NMR (CDCl3) δ 1,08 (s, 9H), 1,34 (t, J = 7,0 Hz, 6H), 2,93 (d, J = 15,1 Hz, 2H), 4,11-4,22 (m,4H); 13-c NMR δ 16,4 (d, J = 5,7 Hz), 28,4, 38,6 (d, J = 159,2 Hz), 50,8 (d, J =17,8 Hz) 62,1 (d, J = 6,9 Hz). ”Novel Synthesis of Aminometythyl Phosphoric Acid”, Moedritzer, K., Synthesis in Inorganic and Metal-Organic Chemistry, 1972, 2, 317.
Tert-butylaminmetylfosfonsyre
Ovenstående råester (65 g) ble tilsatt dråpevis til konsentrert saltsyre (200 ml). Blandingen ble omrørt ved 90 °C i 20 timer. Blandingen ble konsentrert i vakuum til den ble fast, og etanol (300 ml) ble tilsatt residuet. Blandingen ble avkjølt til -5 °C i 30 minutter. Utfellingen ble filtrert og vasket med dietyleter for å gi 44 g (90 %) av råsyre (kontaminert med adsorbert saltsyre).
Råsyren ble oppløst i kokende vann (60 ml) etterfulgt ved tilsats av metanol (500 ml) og, umiddelbart, propylenoksid (20 ml). Blandingen ble avkjølt i -5 °C i 1 time, og utfellingen ble filtrert og vasket med metanol og dietyleter for å gi 40,5 g av tert-butylaminmetylfosfonsyre, hvite nåler, smeltepunkt, 295 °C dekomponering (Moedritzer, K., op. Cit.) 289 °C dekomponering); 1H NMR (D2O) δ 1,31 (s, 9H), 3,03 (d, J = 13,9 Hz, 2H); 13C NMR δ 23,9, 37,6 (d, J = 137,4 Hz), 58,1 (d, J = 7,4 Hz).
Dinatrium tert-butylaminmetylfosfonat
Tert-butylaminmetylfosfonsyre (18,4 g, 0,11 mol) ble tilsatt natriumhydroksid (8,8 g, 0,22 mol-løsning i metanol (100 ml). Blandingen ble omrørt under tilbakeføring i 2 timer. Blandingen ble konsentrert i vakuum inntil den ble fast (omtrent 1/3 av volumet) og dietyleter ble tilsatt (200 ml). Utfellingen ble filtrert og vasket med dietyleter for å gi dinatriumtert-butylaminmetylfosfonat (20 g, 86 %), hvite mikrokrystaller, dekomponering 350 °C; 1H NMR (D2O) δ 1,02 (s, 9H), 2,47 (d, J = 15,0 Hz, 2H); 13C NMR δ 26,4, 40,1 (d, J = 136,3 Hz), 50,6 (d, J = 12,0 Hz).
EKSPERIMENTELL PROSEDYRE
1. Absorpsjonstester ble utført ved 35 °C på 0,15 molar vandige løsninger av absorbent ved anvendelse av en gassblanding av nitrogen:karbondioksid:hydrogensulfid på 89:10:1 i 2 timer.
2. Desorpsjonseksperimenter ble utført ved 85 °C i strømmende nitrogen i 2 timer ved den samme strømningshastigheten som testgassblandingen.
Absorbentene testet og absorpsjonsresultatene for både fersk absorbent og regenerert absorbent er presentert i tabell 1
TABELL 1
Selektivitet = (H2S/CO2) i løsning/(H2S/CO2) i fødegass Belastning = mol H2S/mol absorbentforbindelse Kapasitet =

Claims (14)

  1. Patentkrav 1. Fremgangsmåte for selektiv absorpsjon av H2S fra gassformige blandinger av nevnte H2S, ikke-syrekomponenter og CO2 ved å kontakte nevnte blanding med en amininneholdende absorbentløsning omfattende: et metallsulfonat av minst et blokkert sekundært eller tertiært amin, hvori metallsulfonatet er bundet til aminonitrogenet gjennom en alkylengruppe inneholdende minst ett karbonatom og hvor aminonitrogenet er substituert med minst en C4-C6 rett eller forgrenet alkylkjede, under forhold hvorved H2S selektivt absorberes fra nevnte blanding.
  2. 2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvori absorbentløsningen omfatter en absorbent som har formelen:
    hvori R1er en C4-C6 rett eller forgrenet alkylkjede; R2, R3 og R4 er like eller forskjellige, og velges fra hydrogen, C1-C9 substituert eller ikke-substituert alkyl, C3-C9 substituert eller ikke-substituert forgrenet alkyl, C3-C9 cykloalkyl, C6-C9 aryl, alkylaryl eller arylalkyl, C2-C9 rett eller forgrenet hydroksyalkyl, hydroksycykloalkyl og blandinger derav; og hvori når n er 2 eller mer, kan R3 og R4 på et sidestilt karbonatom eller karbonatomer som er separert med én eller flere karbonatomer, være en cykloalkyl- eller arylring, og hvori, når substituert, så er substituentene heteroatominneholdende substituenter, n er et heltall på 1 eller mer, og metallkationet er et monovalent, divalent eller trivalent metallkation tilstrekkelig til å tilfredsstille valenskravet for anionene eller anionklyngen.
  3. 3. Fremgangsmåte ifølge krav 2, hvor R2 er valgt fra H, C4-C6 substituert eller ikke-substituert rett eller forgrenet alkyl, cykloalkyl, C6-C7 aryl, alkylaryl, arylalkyl, C4-C6 rett eller forgrenet hydroksylalkyl, cykloalkyl og blandinger derav, foretrukket C4-C6 rett eller forgrenet alkyl, mer foretrukket tertiær-butyl.
  4. 4. Fremgangsmåte ifølge krav 2, hvor n er 2 til 4.
  5. 5. Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av kravene 1 til 4, hvor R1 er en tertiær-butyl.
  6. 6. Anvendelse av selektiv absorpsjon av H2S fra gassformige blandinger av nevnte H2S, ikke-syrekomponenter og CO2 av en absorbant omfattende et metallsulfonat av minst ett blokkert sekundært eller tertiært amin, hvori metallsulfonatet er bundet til aminonitrogenet gjennom en alkylengruppe inneholdende minst ett karbonatom og hvor aminonitrogenet er substituert med minst en C4-C6 rett eller forgrenet alkylkjede.
  7. 7. Anvendelse ifølge krav 6, hvori absorbenten har formelen:
    hvori R1er en C4-C6 rett eller forgrenet alkylkjede; R2, R3 og R4 er like eller forskjellige, og velges fra hydrogen, C1-C9 substituert eller ikke-substituert alkyl, C3-C9 substituert eller ikke-substituert forgrenet alkyl, C3-C9 cykloalkyl, C6-C9 aryl, alkylaryl eller arylalkyl, C2-C9 rett eller forgrenet hydroksyalkyl, hydroksycykloalkyl og blandinger derav; og hvori, når n er 2 eller mer, kan R3 og R4 på sidestilt karbonatom eller karbonatomer separert med én eller flere karbonatomer, være en cykloalkyl- eller arylring, og hvori, når substituert, så er substituentene heteroatominneholdende substituenter, n er et heltall på 1 eller mer, og metallkationet er et monovalent, divalent eller trivalent metallkation tilstrekkelig til å tilfredsstille valenskravet for anionene eller anionklyngen.
  8. 8. Anvendelse ifølge krav 7, hvor R2 er valgt fra H, C4-C6 substituert eller ikkesubstituert rett eller forgrenet alkyl, cykloalkyl, C6-C7 aryl, alkylaryl, arylalkyl, C4-C6 rett eller forgrenet hydroksylalkyl, cykloalkyl og blandinger derav, foretrukket C4-C6 rett eller forgrenet alkyl, mer foretrukket tertiær-butyl.
  9. 9. Anvendelse ifølge krav 7, hvor n er 1 til 4, foretrukket 2 til 4.
  10. 10. Anvendelse ifølge et hvilket som helst av kravene 6 til 9, hvor R1 er en tertiær-butyl.
  11. 11. Absorbenter for selektiv absorpsjon av H2S fra blandinger omfattende nevnte H2S, gassformig ikke-syrekomponenter og CO2, idet nevnte absorbenter omfatter et metallsulfonat av minst ett blokkert sekundært eller tertiært amin, hvori metallsulfonatet er bundet til aminonitrogenet gjennom en alkylengruppe inneholdende minst ett karbonatom og hvor aminonitrogenet er substituert med minst en tertiærbutyl.
  12. 12. Absorbent ifølge krav 11 med formelen:
    hvori R1er en tertiær-butyl; R2, R3 og R4 er like eller forskjellige, og velges fra hydrogen, C1-C9 substituert eller ikke-substituert alkyl, C3-C9 substituert eller ikke-substituert forgrenet alkyl, C3-C9 cykloalkyl, C6-C9 aryl, alkylaryl eller arylalkyl, C2-C9 rett eller forgrenet hydroksyalkyl, hydroksycykloalkyl og blandinger derav; og hvori når n er 2 eller mer, kan R3 og R4 på sidestilt karbonatom eller karbonatomer separert med én eller flere karbonatomer være en cykloalkyl- eller arylring, og hvori, når substituert, så er substituentene heteroatominneholdende substituenter, er n et heltall på 1 eller mer, og metallkation er monovalent, divalent eller trivalent metallkation tilstrekkelig til å tilfredsstille valenskravet for anionene eller anionklyngen.
  13. 13. Absorbent ifølge krav 12, hvor R2 er valgt fra H, C4-C6 substituert eller ikkesubstituert rett eller forgrenet alkyl, cykloalkyl, C6-C7 aryl, alkylaryl, arylalkyl, C4-C6 rett eller forgrenet hydroksylalkyl, cykloalkyl og blandinger derav, foretrukket C4-C6 rett eller forgrenet alkyl, mer foretrukket tertiær-butyl.
  14. 14. Absorbent ifølge krav 12, hvor n er 1 til 4, foretrukket 2 til 4.
NO20081203A 2005-08-09 2008-03-07 Absorbentsammensetning inneholdende molekyler med et hindret amin og et metallsurfonat, -fosfonat eller -karboksylat struktur for syregass scrubbingprosess NO344828B1 (no)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US70661505P 2005-08-09 2005-08-09
PCT/US2006/029894 WO2007021531A1 (en) 2005-08-09 2006-08-01 Absorbent composition containing molecules with a hindered amine and a metal sulfonate, phosphonate or carboxylate structure for acid gas scrubbing process

Publications (2)

Publication Number Publication Date
NO20081203L NO20081203L (no) 2008-05-06
NO344828B1 true NO344828B1 (no) 2020-05-18

Family

ID=37757876

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
NO20081203A NO344828B1 (no) 2005-08-09 2008-03-07 Absorbentsammensetning inneholdende molekyler med et hindret amin og et metallsurfonat, -fosfonat eller -karboksylat struktur for syregass scrubbingprosess

Country Status (8)

Country Link
US (1) US8480795B2 (no)
EP (1) EP1922389B1 (no)
JP (1) JP5244595B2 (no)
KR (1) KR101324432B1 (no)
CN (1) CN101263216B (no)
CA (1) CA2618385C (no)
NO (1) NO344828B1 (no)
WO (1) WO2007021531A1 (no)

Families Citing this family (62)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2009064569A1 (en) 2007-11-12 2009-05-22 Exxonmobil Upstream Research Company Methods of generating and utilizing utility gas
MY158840A (en) 2008-04-30 2016-11-15 Exxonmobil Upstream Res Co Method and apparatus for removal of oil from utility gas stream
EP2127726A1 (en) 2008-05-29 2009-12-02 Shell Internationale Researchmaatschappij B.V. Method of regenerating a loaded sorbent using concentrated solar power and an apparatus therefor
CN102292139B (zh) * 2009-01-29 2014-09-03 巴斯夫欧洲公司 用于除去酸性气体的包含氨基酸和酸性促进剂的吸收剂
US8221712B2 (en) * 2009-05-12 2012-07-17 Basf Se Absorption medium for the selective removal of hydrogen sulfide from fluid streams
US20110202328A1 (en) 2009-10-02 2011-08-18 Exxonmobil Research And Engineering Company System for the determination of selective absorbent molecules through predictive correlations
CN102078700A (zh) * 2009-12-01 2011-06-01 河南宝硕焦油化工有限公司 一种负压蒸馏塔
EP2335813A1 (en) 2009-12-01 2011-06-22 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method and apparatus for the removal of a sorbate component from a process stream with subsequent regeneration of the sorbent using solar energy
US8470074B2 (en) * 2009-12-22 2013-06-25 Exxonmobil Research And Engineering Company Carbon dioxide sorbents
CN101766947B (zh) * 2010-03-11 2012-09-26 南京信息工程大学 一种用于膜接触器捕集co2气体的复合吸收剂
CN102917767B (zh) 2010-05-28 2015-11-25 埃克森美孚上游研究公司 整合吸附器头以及与其相关的阀设计和变化吸附法
TWI495501B (zh) 2010-11-15 2015-08-11 Exxonmobil Upstream Res Co 動力分餾器及用於氣體混合物之分餾的循環法
US8911539B2 (en) * 2010-12-30 2014-12-16 Chevron U.S.A. Inc. Process for the separation of carbon dioxide from flue gas
US9180403B2 (en) * 2010-12-30 2015-11-10 Chevron U.S.A. Inc. Aqueous solutions of amine functionalized ionic compounds for carbon capture processes
BR112013017622A2 (pt) 2011-03-01 2016-10-11 Exxonmobil Upstream Res Co aparelho e sistema que tem uma montagem de válvula giratória e processos de absorção de oscilação relacionados à mesma
BR112013018599A2 (pt) 2011-03-01 2019-09-24 Exxonmobil Upstream Res Co métodos de remover contaminantes de uma corrente de hidrocarbonetos por adsorção oscilante e aparelho e sistemas relacionados
CA2824991C (en) 2011-03-01 2018-02-20 Exxonmobil Upstream Research Company Methods of removing contaminants from a hydrocarbon stream by swing adsorption and related apparatus and systems
US9017457B2 (en) 2011-03-01 2015-04-28 Exxonmobil Upstream Research Company Apparatus and systems having a reciprocating valve head assembly and swing adsorption processes related thereto
EA201391255A1 (ru) 2011-03-01 2014-02-28 Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани Устройства и системы, имеющие компактную конфигурацию многочисленных слоев для цикловой адсорбции, и связанные с этим способы
US9005561B2 (en) 2011-03-01 2015-04-14 Exxonmobil Research And Engineering Company Selective sulfur removal process
SG192572A1 (en) 2011-03-01 2013-09-30 Exxonmobil Upstream Res Co Apparatus and systems having an encased adsorbent contactor and swing adsorption processes related thereto
US9352269B2 (en) 2011-03-01 2016-05-31 Exxonmobil Upstream Research Company Apparatus and systems having a rotary valve assembly and swing adsorption processes related thereto
US20130142717A1 (en) 2011-12-02 2013-06-06 Michael Siskin Offshore gas separation process
JP5868741B2 (ja) * 2012-03-09 2016-02-24 三菱重工業株式会社 酸性ガス除去装置
US20130243676A1 (en) 2012-03-14 2013-09-19 Exxonmobil Research And Engineering Company Amine treating process for acid gas separation using blends of amines and alkyloxyamines
US9458367B2 (en) 2012-03-14 2016-10-04 Exxonmobil Research And Engineering Company Low temperature transport and storage of amine gas treatment solutions
US8808426B2 (en) 2012-09-04 2014-08-19 Exxonmobil Research And Engineering Company Increasing scales, capacities, and/or efficiencies in swing adsorption processes with hydrocarbon gas feeds
US9034078B2 (en) 2012-09-05 2015-05-19 Exxonmobil Upstream Research Company Apparatus and systems having an adsorbent contactor and swing adsorption processes related thereto
US20150027055A1 (en) * 2013-07-29 2015-01-29 Exxonmobil Research And Engineering Company Separation of hydrogen sulfide from natural gas
US9675925B2 (en) 2014-07-25 2017-06-13 Exxonmobil Upstream Research Company Apparatus and system having a valve assembly and swing adsorption processes related thereto
US10307749B2 (en) 2014-11-11 2019-06-04 Exxonmobil Upstream Research Company High capacity structures and monoliths via paste imprinting
SG11201703809RA (en) 2014-12-10 2017-06-29 Exxonmobil Res & Eng Co Adsorbent-incorporated polymer fibers in packed bed and fabric contactors, and methods and devices using same
DE102014118345A1 (de) * 2014-12-10 2016-06-16 L'Air Liquide, Société Anonyme pour l'Etude et l'Exploitation des Procédés Georges Claude Verfahren und Anlage zur Reinigung von Rohsynthesegas
US9744521B2 (en) 2014-12-23 2017-08-29 Exxonmobil Upstream Research Company Structured adsorbent beds, methods of producing the same and uses thereof
SG11201707065PA (en) 2015-05-15 2017-11-29 Exxonmobil Upstream Res Co Apparatus and system for swing adsorption processes related thereto
CA2979869C (en) 2015-05-15 2019-12-03 Exxonmobil Upstream Research Company Apparatus and system for swing adsorption processes related thereto comprising mid-bed purge systems
WO2017039991A1 (en) 2015-09-02 2017-03-09 Exxonmobil Upstream Research Company Process and system for swing adsorption using an overhead stream of a demethanizer as purge gas
EP3344369B1 (en) 2015-09-02 2022-03-23 ExxonMobil Upstream Research Company Apparatus and system for rapid cycle swing adsorption processes related thereto
US10080992B2 (en) 2015-09-02 2018-09-25 Exxonmobil Upstream Research Company Apparatus and system for swing adsorption processes related thereto
JP6616011B2 (ja) 2015-10-27 2019-12-04 エクソンモービル アップストリーム リサーチ カンパニー 複数の弁を有するスイング吸着プロセス用の装置及びシステム
EA201891043A1 (ru) 2015-10-27 2018-10-31 Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани Устройство и система для осуществления процессов короткоцикловой адсорбции и способ, относящийся к ним
EP3368188A1 (en) 2015-10-27 2018-09-05 Exxonmobil Upstream Research Company Apparatus and system for swing adsorption processes related thereto having a plurality of valves
AU2016357289A1 (en) 2015-11-16 2018-06-14 Exxonmobil Upstream Research Company Adsorbent materials and methods of adsorbing carbon dioxide
CN108883358B (zh) 2016-03-18 2021-06-08 埃克森美孚上游研究公司 用于与其相关的变吸附工艺的装置和***
CN109219476A (zh) 2016-05-31 2019-01-15 埃克森美孚上游研究公司 用于变吸附方法的装置和***
CN109195685A (zh) 2016-05-31 2019-01-11 埃克森美孚上游研究公司 用于变吸附方法的装置和***
WO2018026517A1 (en) 2016-08-04 2018-02-08 Exxonmobil Research And Engineering Company Increasing scales, capacities, and/or efficiencies in swing adsorption processes with hydrocarbon gas feeds
US10434458B2 (en) 2016-08-31 2019-10-08 Exxonmobil Upstream Research Company Apparatus and system for swing adsorption processes related thereto
WO2018044501A1 (en) 2016-09-01 2018-03-08 Exxonmobil Upstream Research Company Swing adsorption processes for removing water using 3a zeolite structures
CA3035598A1 (en) * 2016-09-14 2018-03-22 Exxonmobil Upstream Research Company Apparatus and system for enhanced selective contaminant removal processes related thereto
US10328382B2 (en) 2016-09-29 2019-06-25 Exxonmobil Upstream Research Company Apparatus and system for testing swing adsorption processes
EP3558487A1 (en) 2016-12-21 2019-10-30 ExxonMobil Upstream Research Company Self-supporting structures having active materials
AU2017379685B2 (en) 2016-12-21 2020-03-12 Exxonmobil Upstream Research Company Self-supporting structures having foam-geometry structure and active materials
CN110573232A (zh) * 2017-05-12 2019-12-13 株式会社可乐丽 含硫化合物去除装置和含硫化合物去除方法
US11331620B2 (en) 2018-01-24 2022-05-17 Exxonmobil Upstream Research Company Apparatus and system for swing adsorption processes
WO2019168628A1 (en) 2018-02-28 2019-09-06 Exxonmobil Upstream Research Company Apparatus and system for swing adsorption processes
WO2020131496A1 (en) 2018-12-21 2020-06-25 Exxonmobil Upstream Research Company Flow modulation systems, apparatus, and methods for cyclical swing adsorption
US11376545B2 (en) 2019-04-30 2022-07-05 Exxonmobil Upstream Research Company Rapid cycle adsorbent bed
WO2021071755A1 (en) 2019-10-07 2021-04-15 Exxonmobil Upstream Research Company Adsorption processes and systems utilizing step lift control of hydraulically actuated poppet valves
US11433346B2 (en) 2019-10-16 2022-09-06 Exxonmobil Upstream Research Company Dehydration processes utilizing cationic zeolite RHO
US11685673B2 (en) 2021-06-06 2023-06-27 Christopher R. Moylan Systems and methods for removal of carbon dioxide from seawater
US11407667B1 (en) 2021-06-06 2022-08-09 Christopher R. Moylan Systems and methods for removal of carbon dioxide from seawater

Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3042483A (en) * 1958-07-29 1962-07-03 Hoechst Ag Process for separating carbon dioxide from gas mixtures
US3532637A (en) * 1967-04-05 1970-10-06 Gen Am Transport Solid regenerable absorber for acid gases

Family Cites Families (43)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US1990217A (en) * 1931-06-20 1935-02-05 Ig Farbenindustrie Ag Separation of hydrogen sulphide from gaseous mixturfs containing the same
GB457343A (en) * 1935-04-04 1936-11-26 Ig Farbenindustrie Ag Improvements in washing out gaseous weak acids from gases
US2288749A (en) * 1940-03-28 1942-07-07 Phillips Petroleum Co Purification of hydrocarbons
BE668916A (no) * 1957-12-06
US3065104A (en) * 1959-09-10 1962-11-20 Du Pont Film coating process
US3133950A (en) * 1959-09-18 1964-05-19 Interchem Corp Method of preparing amino alkyl sulfates
US3265710A (en) * 1961-12-26 1966-08-09 Union Oil Co Solvents extracts containing thiophene groups
US3296170A (en) * 1963-04-03 1967-01-03 Union Carbide Corp Emulsion polymerization of ethylene
US3321273A (en) * 1963-08-14 1967-05-23 Tenneco Chem Process for the preparation of metal sulfamates
GB1058304A (en) * 1964-03-12 1967-02-08 Shell Int Research Process for the purification of fluids
DE1794149C3 (de) * 1967-12-15 1980-08-21 Basf Ag, 6700 Ludwigshafen Verfahren zur Entfernung von CO2 und/oder H2 S aus Olefine und Acetylene enthaltenden Gasen
US3574551A (en) * 1968-12-09 1971-04-13 Betz Laboratories Method for determining phosphate content of liquids containing polyphosphate compounds
AU506199B2 (en) * 1975-06-26 1979-12-20 Exxon Research And Engineering Company Absorbtion of co2 from gaseous feeds
US4094957A (en) 1976-12-14 1978-06-13 Exxon Research & Engineering Co. Process for removing acid gases with hindered amines and amino acids
US4240922A (en) * 1977-09-22 1980-12-23 Exxon Research & Engineering Co. Process and amine-solvent absorbent for removing acidic gases from gaseous mixtures
NL190316C (nl) 1978-03-22 1994-01-17 Shell Int Research Werkwijze voor het verwijderen van zure gassen uit een gasmengsel.
US4525294A (en) 1981-11-13 1985-06-25 Exxon Research And Engineering Co. Amino acid mixtures, their alkali metal salts and process for preparing same
US4376102A (en) 1981-12-02 1983-03-08 Exxon Research And Engineering Co. Process for removing acid gases using a basic salt activated with a diaminoalcohol
US4405579A (en) * 1981-11-13 1983-09-20 Exxon Research And Engineering Co. Sterically hindered amino acids and tertiary amino acids as promoters in acid gas scrubbing processes
US4376101A (en) 1981-11-13 1983-03-08 Exxon Research And Engineering Co. Process for removing acid gases using a basic salt activated with a non-sterically hindered diamine
US4405583A (en) * 1982-01-18 1983-09-20 Exxon Research And Engineering Co. Process for selective removal of H2 S from mixtures containing H22 using di-severely sterically hindered secondary aminoethers
US4405581A (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 amino compounds
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
GB2129330B (en) * 1982-10-27 1986-08-20 Exxon Research Engineering Co N-aminoalkyl alkylpiperazine promoted acid gas scrubbing process
US4519994A (en) * 1984-02-27 1985-05-28 Stauffer Chemical Company Process for absorption of SO2 into phosphate absorbent
US4618481A (en) * 1985-08-30 1986-10-21 Exxon Research And Engineering Co. Absorbent composition containing a severely hindered amino compound and an amine salt and process for the absorption of H2 S using the same
US4759866A (en) * 1986-04-15 1988-07-26 Exxon Research And Engineering Company Primary hindered aminoacids for promoted acid gas scrubbing process
US5602279A (en) 1986-04-15 1997-02-11 Exxon Research And Engineering Company Primary hindered aminoacids for promoted acid gas scrubbing process
JPS62256828A (ja) 1986-04-30 1987-11-09 Toshiba Silicone Co Ltd 加水分解性シリル基で分子鎖末端が閉塞されたポリエ−テルおよびその製造方法
US4892674A (en) * 1987-10-13 1990-01-09 Exxon Research And Engineering Company Addition of severely-hindered amine salts and/or aminoacids to non-hindered amine solutions for the absorption of H2 S
US5143585A (en) * 1988-09-20 1992-09-01 Konica Corporation Method of removing organic solvents
CA2049151C (en) * 1990-08-16 2001-08-14 Dane Chang Process for absorption of sulfur compounds from fluids using certain piperidines, piperazines, or anhydrides of monocarboxylic amino acids
NL9401233A (nl) * 1994-03-25 1995-11-01 Tno Werkwijze voor membraangasabsorptie.
US5622682A (en) * 1994-04-06 1997-04-22 Atmi Ecosys Corporation Method for concentration and recovery of halocarbons from effluent gas streams
JP3543460B2 (ja) * 1995-12-08 2004-07-14 Ｎｏｋ株式会社 オイルフィルターガスケット成形用活性ハロゲン含有アクリルゴム組成物
IT1291632B1 (it) 1997-04-22 1999-01-11 Univ Degli Studi Milano Derivati di 9,10-diazatriciclo (4.2.1.1 alla 2,5)decano e di 9,10- diazatriciclo (3.3.1.1 alla 2,6) decano ad attivita' analgesica
DE19828977A1 (de) 1998-06-29 1999-12-30 Basf Ag Verfahren zur Entfernung saurer Gasbestandteile aus Gasen
CA2315544A1 (en) * 2000-08-08 2002-02-08 Alan K. Olson Fracturing method using aqueous or acid based fluids
JP4093524B2 (ja) * 2001-02-20 2008-06-04 Ｈｏｙａ株式会社 光学ガラス、プレス成形予備体および光学部品
BR0211073A (pt) * 2001-07-12 2004-12-14 Avecia Ltd Sistema de catalisador, e, processos para a preparação de um catalisador microencapsulado, de bifenilas opcionalmente substituìdas, de alcenos opcionalmente substituìdos, de um produto hidrogenado e de dióis
WO2003013701A1 (en) * 2001-08-06 2003-02-20 Cansolv Technologies Inc. Method and apparatus for nox and so2 removal
NL1020560C2 (nl) 2002-05-08 2003-11-11 Tno Methode voor absorptie van zure gassen.
US7056482B2 (en) * 2003-06-12 2006-06-06 Cansolv Technologies Inc. Method for recovery of CO2 from gas streams

Patent Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3042483A (en) * 1958-07-29 1962-07-03 Hoechst Ag Process for separating carbon dioxide from gas mixtures
US3532637A (en) * 1967-04-05 1970-10-06 Gen Am Transport Solid regenerable absorber for acid gases

Also Published As

Publication number Publication date
CN101263216B (zh) 2012-09-05
JP5244595B2 (ja) 2013-07-24
CA2618385C (en) 2013-12-24
EP1922389A1 (en) 2008-05-21
EP1922389A4 (en) 2012-02-01
CN101263216A (zh) 2008-09-10
NO20081203L (no) 2008-05-06
EP1922389B1 (en) 2019-02-20
CA2618385A1 (en) 2007-02-22
KR101324432B1 (ko) 2013-10-31
US20090308248A1 (en) 2009-12-17
WO2007021531A1 (en) 2007-02-22
US8480795B2 (en) 2013-07-09
JP2009504378A (ja) 2009-02-05
KR20080036142A (ko) 2008-04-24

Similar Documents

Publication Publication Date Title
NO344828B1 (no) Absorbentsammensetning inneholdende molekyler med et hindret amin og et metallsurfonat, -fosfonat eller -karboksylat struktur for syregass scrubbingprosess
US4405583A (en) Process for selective removal of H2 S from mixtures containing H22 using di-severely sterically hindered secondary aminoethers
CA1157841A (en) Process of removing h.sub.2s.sub.1co.sub.2 cos and mercaptans from gases by absorption
NO341954B1 (no) Alkylaminoalkyloksy (alkohol) monoalkyleter for syregass scrubbingprosess
US4417075A (en) Di-(Secondary and tertiaryalkylaminoalkoxy)alkanes
JPS6312648B2 (no)
NO159243B (no) Fremgangsmaate for fjerning av hydrogensulfid fra gassblandinger.
US20090220399A1 (en) Tetraorganoammonium and tetraorganophosphonium salts for acid gas scrubbing process
EP0087856B1 (en) A process for the removal of h2s from gaseous mixtures using diaminoethers
KR101283169B1 (ko) 산 가스 세정 공정을 위한 폴리알킬렌이민 및폴리알킬렌아크릴아마이드 염
CA2618362C (en) Hindered cyclic polyamines and their salts for acid gas scrubbing process
NO172179B (no) Diaminoeter til bruk for fjerning av h2s fra vanligvis gassformige blandinger, samt deres fremstilling

Legal Events

Date Code Title Description
MM1K Lapsed by not paying the annual fees