RU2402373C2 - Способ рекуперации двуокиси углерода - Google Patents
Способ рекуперации двуокиси углерода Download PDFInfo
- Publication number
- RU2402373C2 RU2402373C2 RU2008128113/15A RU2008128113A RU2402373C2 RU 2402373 C2 RU2402373 C2 RU 2402373C2 RU 2008128113/15 A RU2008128113/15 A RU 2008128113/15A RU 2008128113 A RU2008128113 A RU 2008128113A RU 2402373 C2 RU2402373 C2 RU 2402373C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- carbon dioxide
- amino alcohol
- aliphatic amino
- tertiary aliphatic
- pressure
- Prior art date
Links
Images
Classifications
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
- B01D53/14—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
- B01D53/1425—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
- B01D53/1475—Removing carbon dioxide
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
- B01D53/14—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
- B01D2257/00—Components to be removed
- B01D2257/50—Carbon oxides
- B01D2257/504—Carbon dioxide
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02C—CAPTURE, STORAGE, SEQUESTRATION OR DISPOSAL OF GREENHOUSE GASES [GHG]
- Y02C20/00—Capture or disposal of greenhouse gases
- Y02C20/40—Capture or disposal of greenhouse gases of CO2
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Gas Separation By Absorption (AREA)
- Treating Waste Gases (AREA)
- Carbon And Carbon Compounds (AREA)
Abstract
Изобретение относится к способу рекуперации двуокиси углерода из газовых потоков, содержащих двуокись углерода. Способ рекуперации двуокиси углерода содержит стадию абсорбции приведением потока подаваемого газа в контакт газ-жидкость с абсорбирующей жидкостью, посредством чего, по меньше мере, часть двуокиси углерода, присутствующей в газовом потоке, абсорбируется в абсорбирующей жидкости, чтобы произвести очищенный газовый поток, имеющий пониженное содержание двуокиси углерода, и абсорбирующую жидкость, обогащенную двуокисью углерода; стадию регенерации обработки абсорбирующей жидкости, обогащенной двуокисью углерода, при давлении более 0,3 МПа, чтобы освободить двуокись углерода и регенерировать абсорбирующую жидкость, обедненную двуокисью углерода, которую повторно вводят в цикл для использования в стадии абсорбции. Абсорбирующая жидкость представляет собой водный раствор амина, содержащий третичный алифатический аминоспирт, отличный от N-метилдиэтаноламина и 0,5-20 вес.% промотора абсорбции двуокиси углерода, причем третичный алифатический аминоспирт проявляет менее 5% разложения, когда водный раствор третичного алифатического аминоспирта при концентрации 4 моль/л сохраняют в течение 300 часов при условии равновесия пар-жидкость при температуре 162°С и полном давлении 0,63 МПа при сосуществовании этого водного раствора и двуокиси углерода. Технический результат: абсорбирующая способность абсорбирующей жидкости поддерживается в долгосрочной перспективе. 2 н. и 18 з.п. ф-лы, 2 ил., 1 табл.
Description
Настоящее изобретение относится к способу рекуперации двуокиси углерода из газовых потоков, содержащих двуокись углерода, где двуокись углерода рекуперируют при давлении выше атмосферного давления.
Природный газ, получаемый в месторождениях газа, обычно содержит заметное количество двуокиси углерода. Чтобы снизить стоимость транспортировки такого природного газа от места его производства до удаленного места потребления и отрегулировать его теплотворную способность к стандарту в месте потребления, часть двуокиси углерода предварительно удаляют из него, чтобы произвести очищенный природный газ с пониженным содержанием двуокиси углерода.
В промышленном масштабе часто используют водные растворы органических оснований, например аминоспиртов, в качестве поглощающих жидкостей, чтобы удалять двуокись углерода из газообразных потоков. Когда двуокись углерода растворяется, образуются ионные продукты из основания и двуокиси углерода. Поглощающая жидкость может быть регенерирована расширением при более низком давлении либо отгонкой легких фракций, причем ионные продукты обратной реакцией освобождают двуокись углерода и/или двуокись углерода отгоняют с паром. Поглощающая жидкость может быть повторно использована после процесса регенерации. Обычные алканоламины, используемые при удалении загрязнений на основе кислых газов из потоков газообразных углеводородов, включают моноэтаноламин (МЭА), диэтаноламин (ДЭА), триэтаноламин (ТЭА), диэтилэтаноламин (ДЭЭА), диизопропиламин (ДИПА), аминоэтоксиэтанол (АЭЭ) и метилдиэтаноламин (МДЭА).
Обычно двуокись углерода, отделенную от природного газа, в месте производства используют редко. То есть такую двуокись углерода выбрасывают прямо в атмосферу или изредка используют в качестве инжекционного газа для улавливания нефти из коллектора в месторождениях нефти. Соответственно, мало внимания уделяют давлению двуокиси углерода, отделяемой при указанных выше процессах очистки.
В последние годы глобальное потепление вследствие увеличения содержания двуокиси углерода в атмосфере расценивают как важную проблему. Соответственно, современная ситуация такова, что двуокись углерода, выделяемая описанным выше образом, должна быть сжата, чтобы ввести ее в подземные хранилища для цели постоянного хранения или использовать ее с пользой для цели улучшенного улавливания нефти.
Однако, несмотря на обработку природного газа при высоком давлении, двуокись углерода, отделенная от природного газа обычно используемым способом, имеет низкое давление, близкое к атмосферному давлению. Это невыгодно тем, что для описанной выше цели постоянного хранения или улучшенного улавливания нефти двуокись углерода должна быть сжата от низкого давления до давления около 150 бар (абсолютное давление), которое требуется для ее введения.
Предшествующие технологии раскрывают несколько способов, в которых двуокись углерода рекуперируют при давлении выше атмосферного давления. Преимущество проведения стадии регенерации при давлении выше атмосферного состоит в том, что стадии низкого давления могут быть устранены.
Так, заявка ЕПВ ЕР-А 768365 указывает способ удаления высоко концентрированной двуокиси углерода из природного газа высокого давления, который содержит стадию абсорбции приведением природного газа, имеющего давление 30 кг/см2 (30 бар абсолютного давления) или больше, в контакт газ-жидкость с абсорбирующей жидкостью; и стадию регенерации нагреванием абсорбирующей жидкости, обогащенной двуокисью углерода, без снижения ее давления, посредством чего освобождается двуокись углерода с высоким давлением. Специфические примеры абсорбирующей жидкости, упомянутые в этой ссылке, представляют собой водный раствор N-метилдиэтаноламина (МДЭА), водный раствор триэтаноламина и водный раствор карбоната калия. Установлено, что эти растворы могут иметь промотор абсорбции СО2 (например, пиперазин), добавленный к ним.
Патент США 6497852 описывает способ удаления двуокиси углерода предпочтительно абсорбцией двуокиси углерода из потока подачи в абсорбирующую жидкость, сжатие полученного потока до давления, достаточного, чтобы давать потоку возможность достигать верхней части отгонной секции при давлении 35 фунтов на квадратный дюйм (2,4 бара абсолютного давления) или больше, и отгонкой двуокиси углерода из потока в растворе при давлении в отгонной секции 35 фунтов на квадратный дюйм (2,4 бара абсолютного давления) или больше. Абсорбирующая жидкость представляет собой предпочтительно водный раствор алканоламина. Указанные специфические примеры представляют собой моноэтаноламин, диэтаноламин и N-метилдиэтаноламин.
Международная заявка WO 2004/082809 раскрывает способ удаления кислого газа из потока подаваемого газа, включающий стадию регенерации нагреванием абсорбирующей жидкости, обогащенной кислым газом, при давлении больше атмосферного давления. Абсорбирующая жидкость содержит водный раствор третичных алкиламинов, выбранных из диаминов, триаминов и тетраминов, таких как тетраметилэтилендиамин, тетраэтилэтилендиамин, тетраметил-1,3-пропандиамин, тетраэтил-1,3-пропандиамин, тетраметил-1,3-бутандиамин, тетраметил-1,4-бутандиамин, тетраэтил-1,3-бутандиамин, тетраэтил-1,4-бутандиамин, пентаметилдиэтилентриамин, пентаэтилдиэтилентриамин, пентаметилдипропилентриамин и пентаметил-(2-аминоэтил)-1,3-пропантриамин или гексаметилтриэтилентетрамин и гексаэтилтриэтилентетрамин. Заявлено, что эти амины имеют большую устойчивость при температуре нагревания стадии регенерации и имеют высокое поглощение кислого газа. Однако эти амины показывают недостаточные скорости переноса двуокиси углерода.
Международная заявка 2005/009592 относится к способу регенерации кислого газа, который проводят под давлением, которое превышает 50 фунтов на квадратный дюйм (3,5 бара абсолютного давления) и не превышает 300 фунтов на квадратный дюйм (20 бар абсолютного давления). Отделенный газовый поток, выходящий из регенератора, сжимают и вводят в глубинный резервуар. Абсорбирующая жидкость, как иллюстрируется рабочими примерами, состоит из 43% по весу N-метилдиэтаноламина (МДЭА) и 57% по весу воды.
Международная заявка 03/076049 раскрывает промывочную жидкость для раскисления газообразных потоков, содержащую 3-диметиламино-1-пропанол и вторичный амин в качестве активатора. Эта ссылка предлагает, чтобы абсорбирующая жидкость была регенерирована продувкой до давления от 0,1 до 0,2 МПа (абсолютное давление) или отгонкой при давлении от 0,1 до 0,3 МПа (абсолютное давление).
Чем выше давление, при котором двуокись углерода рекуперируют в стадии регенерации, тем выше температура, до которой должна быть нагрета поглощающая жидкость, обогащенная двуокисью углерода, чтобы освободить двуокись углерода и регенерировать абсорбирующую жидкость. Высокие температуры налагают термическую нагрузку на абсорбирующую жидкость. Было обнаружено, что с известными способами, использующими водные растворы аминоспиртов, абсорбирующая способность абсорбирующей жидкости ослабляется в долгосрочной перспективе и полностью не восстанавливается при регенерации. Вероятно, что амины, присутствующие в абсорбирующей жидкости, постепенно подвергаются термическому разложению.
Задача, лежащая в основе изобретения, состоит в том, чтобы определить абсорбирующую жидкость и способ раскисления газообразных потоков, причем абсорбирующая способность абсорбирующей жидкости поддерживается в долгосрочной перспективе.
В первом объекте изобретение обеспечивает способ рекуперации двуокиси углерода, содержащий:
а) стадию абсорбции приведением потока подаваемого газа, содержащего двуокись углерода, в контакт газ-жидкость с абсорбирующей жидкостью, посредством чего, по меньшей мере, часть двуокиси углерода, присутствующей в газообразном потоке, абсорбируется в абсорбирующую жидкость, давая (1) очищенный газообразный поток, имеющий пониженное содержание двуокиси углерода, и (2) абсорбирующую жидкость, обогащенную двуокисью углерода,
б) стадию регенерации обработкой абсорбирующей жидкости, обогащенной двуокисью углерода, при давлении более 0,3 МПа (абсолютное давление), чтобы освободить двуокись углерода и регенерировать поглощающую жидкость, обедненную двуокисью углерода, которую повторно вводят в цикл для использования в стадии абсорбции, где абсорбирующая жидкость представляет собой водный раствор амина, содержащий третичный алифатический аминоспирт и 0,5-20 вес.% промотора абсорбции двуокиси углерода, причем третичный алифатический аминоспирт показывает менее 5% разложения, когда водный раствор третичного алифатического аминоспирта при концентрации 4 моль/л сохраняют в течение 300 часов при условии равновесия пap-жидкость при температуре 162°С и общем давлении 0,63 МПа (абсолютное давление) при сосуществовании водного раствора и двуокиси углерода.
Авторы настоящего изобретения предусмотрели испытание для оценки пригодности третичного алифатического аминоспирта в способе изобретения. Это испытание включает выдержку водного раствора третичного алифатического аминоспирта (без добавления промотора абсорбции двуокиси углерода) при концентрации 4 моль/л третичного алифатического аминоспирта в течение 300 часов при условии равновесия пар-жидкость при температуре 162°С и полном давлении 0,63 МПа (абсолютное давление) при сосуществовании водного раствора и двуокиси углерода. Образцы извлекали из водного раствора в начале и после периода 300 часов и анализировали, например, методом газовой хроматографии. Количество неизмененного амина рассчитывают из определенных сигналов. Подходящие амины показывают разложение менее 5% по весу исходного амина, предпочтительно менее 3% по весу. Это испытание описано более подробно в рабочих примерах, которые следуют далее. Анализ на стабильность по изобретению проводят в присутствии высоко концентрированной двуокиси углерода. Неожиданно, термическая устойчивость аминоспиртов, как она определена при этих условиях, может значительно отличаться от термической устойчивости в отсутствие двуокиси углерода. Следовательно, испытание по изобретению позволяет дать значимую оценку устойчивости аминоспиртов при условиях, с которыми сталкиваются в стадии регенерации среды для регенерации абсорбирующей жидкости, обогащенной двуокисью углерода, при высоком давлении. Во втором объекте изобретение обеспечивает способ рекуперации двуокиси углерода, содержащий:
а) стадию абсорбции приведением потока подаваемого газа, содержащего двуокись углерода, в контакт газ-жидкость с абсорбирующей жидкостью, посредством чего, по меньшей мере, часть двуокиси углерода, присутствующей в газообразном потоке, абсорбируют в абсорбирующую жидкость, чтобы произвести (1) очищенный газовый поток, имеющий пониженное содержание двуокиси углерода, и (2) абсорбирующую жидкость, обогащенную двуокисью углерода,
б) стадию регенерации обработкой абсорбирующей жидкости, обогащенной двуокисью углерода, при давлении более 0,3 МПа (абсолютное давление), чтобы освободить двуокись углерода и регенерировать абсорбирующую жидкость, обедненную двуокисью углерода, которую повторно вводят в цикл для использования в стадии абсорбции, где абсорбирующая жидкость представляет собой водный раствор амина, содержащий третичный алифатический аминоспирт, отличный от N-метилдиэтаноламина, и 0,5-20 вес.% промотора абсорбции двуокиси углерода.
Абсорбирующая жидкость содержит третичный алифатический аминоспирт, отличный от N-метилдиэтаноламина. Показано, что третичный аминоспирт превосходит первичный и вторичный аминоспирты в отношении устойчивости при условиях высокой температуры и высокого давления двуокиси углерода.
Третичный амин, используемый в настоящем изобретении, представляет собой аминоспирт, то есть он содержит в своей молекулярной структуре атом азота, который замещен, по меньшей мере, одной гидроксиалкильной группой. В общем, третичный алифатический аминоспирт содержит от 4 до 12 атомов углерода. Предпочтительно третичный алифатический аминоспирт содержит один атом азота в его молекулярной структуре, то есть третичный алифатический аминоспирт предпочтительно представляет собой моноамин.
Как правило, гидроксиалкильная структура имеет от 2 до 4 атомов углерода, предпочтительно 2 или 3 атома углерода. Предпочтительно гидроксиалкильная структура выбрана из группы, состоящей из 2-гидроксиэтила, 3-гидроксипропила, 2-гидроксипропила и 2-гидроксибутила. Заместитель(и) у атома(ов) азота помимо гидроксиалкильных структур представляет(ют) собой предпочтительно алкильные структуры предпочтительно из от 1 до 3 атомов углерода, такие как метил, этил, пропил или изопропил.
Обнаружили, что третичный алифатический аминоспирт, содержащий в своей молекулярной структуре атом азота, который замещен более одной 2-гидроксиэтильной группой, либо атом азота, который замещен как 2-гидроксиэтильной группой, так и метильной группой, такой как, например, N-метилдиэтаноламин (МДЭА), имеет ограниченную термическую устойчивость в определенном выше способе.
В предпочтительных вариантах осуществления изобретения третичный алифатический аминоспирт, следовательно, не содержит в своей молекулярной структуре атома азота, который замещен более одной 2-гидроксиэтильной группой. В других предпочтительных вариантах осуществления изобретения третичный алифатический аминоспирт не содержит в своей молекулярной структуре атома азота, который замещен как 2-гидроксиэтильной группой, так и метильной группой. В предпочтительных вариантах осуществления изобретения третичный алифатический аминоспирт содержит в своей молекулярной структуре один атом азота, причем этот атом азота замещен одной гидроксиалкильной группой и двумя алкильными группами.
Специфические примеры используемых третичных алифатических аминоспиртов включают N-этилдиэтаноламин (2-[этил-(2-гидроксиэтил)амино]этанол, ЭДЭА), 2-(диметиламино)этанол (N,N-диметиламиноэтанол, ДМЭА), 2-(диэтиламино)этанол (N,N-диэтилэтаноламин, ДЭЭА), 3-(диметиламино)-1-пропанол (ДМАП), 3-(диэтиламино)-1-пропанол, 1-(диметиламино)-2-пропанол (N,N-диметилизопропаноламин) и 2-(диизопропиламино)этанол (N,N-диизопропилэтаноламин).
Особенно предпочтительный третичный алифатический аминоспирт для использования в настоящем изобретении представляет собой 3-(диметиламино)-1-пропанол (ДМАП). Другой предпочтительный третичный алифатический аминоспирт представляет собой 2-(диэтиламино)этанол (N,N-диэтилэтаноламин, ДЭЭА).
Целесообразно указывать несущий азот атом углерода как α и смежный с ним атом(ы) углерода как β. Предполагается, что, как только атом азота становится протонированным или кватернизованным, замена или замещение азота на α-углероде нуклеофильным агентом происходит в реакции разложения. Природа заместителей, если таковые у β-углерода есть, имеет влияние на легкость такого нуклеофильного замещения. Принимается во внимание, что гидроксильная группа у β-углерода, такая как та, которая присутствует в 2-гидроксиэтильной структуре, посредничает в такой нуклеофильной атаке. Мы далее полагаем, что число гидроксиэтильных структур, присоединенных к одному атому азота, связано со стабильностью аминоспиртов. Соединения, включающие атом(ы) азота, который(е) замещен(ны) более одной 2-гидроксиэтильной группой, более подвержены разложению. С другой стороны, если β-углерод несет, помимо гидроксильной группы, алкильную группу, такую как, например, в 2-гидроксипропильная группа, β-эффект гидроксильной группы снижается за счет стерического эффекта алкильной группы. Соответственно, 2-гидроксипропильная группа или 2-гидроксибутильная группа представляют собой предпочтительные гидроксиалкильные группы в контексте этого изобретения.
Эффект посредника 2-гидроксиэтильной группы представляется возможным также, по меньшей мере, частично отнести к легкости, с которой формируются промежуточная 3-членная циклическая структура. Так как 4-членная циклическая структура формируются менее легко, 3-гидроксипропильная структура не оказывает существенного посреднического влияния. Следовательно, 3-гидроксипропильная группа представляет собой предпочтительную гидроксиалкильную группу в контексте этого изобретения. Фактически, эксперименты показали, что, когда 3-(диметиламино)-1-пропанол подвергают достаточной термической нагрузке, 3-гидроксипропильная группа освобождается в виде аллилового спирта, а не как 4-членная циклическая структура.
Отступив от теории, можно представить, что начальные стадии разложения МДЭА могут быть иллюстрированы следующей схемой реакции:
Таким образом, молекула МДЭА вначале протоноруется кислотным протоном от угольной кислоты, которая формируется из двуокиси углерода и воды. Протонированная молекула МДЭА может затем переносить один из ее метильных остатков к другой молекуле МДЭА, давая катион ди(2-гидроксиэтил)диметиламмония и молекулу диэтаноламина. Катион, формируемый таким образом, может отщеплять молекулу окиси этилена (которая, в свою очередь, может реагировать с молекулой воды, давая молекулу этиленгликоля). Диэтаноламин может реагировать с двуокисью углерода с формированием 5-членной циклической структуры 3-(2-гидроксиэтил)-1,3-оксазолид-2-она, которая подвергается дальнейшему разложению.
Абсорбирующая жидкость, используемая в способе изобретения, далее содержит эффективное количество промотора абсорбции двуокиси углерода. Промотор абсорбции обычно выбирают из первичных или вторичных аминов, предпочтительно вторичных аминов, и он служит, чтобы ускорять поглощение двуокиси углерода промежуточным образованием карбаматной структуры. Специфические примеры используемых промоторов абсорбции включают пиперазин, 2-метилпиперазин, N-метилпиперазин, N-этилпиперазин, N-гидроксиэтилпиперазин, N-(2-аминоэтил)пиперазин, гомопиперазин, пиперидин и морфолин.
В общем, абсорбирующая жидкость содержит от 20 до 60% по весу, предпочтительно от 25 до 55% по весу, третичного алифатического аминоспирта.
Абсорбирующая жидкость предпочтительно содержит от 1 до 15% по весу промотора абсорбции двуокиси углерода.
Поток подаваемого газа может быть потоком подаваемого газа высокого давления, например потоком природного газа высокого давления или потоком синтез-газа. В ином случае, поток подаваемого газа может быть потоком подаваемого газа с низким давлением, например потоком горючего газа от электростанции или нефтеперерабатывающего завода. Под потоком подаваемого газа высокого давления понимают газовый поток, имеющий давление 1 МПа (абсолютное давление) или больше, например от 1 МПа до 15 МПа. Под потоком подаваемого газа с низким давлением понимают газовый поток, имеющий атмосферное давление или близкое к нему.
Помимо двуокиси углерода, газовый поток может содержать другие кислые газы, в частности сероводород (H2S), и/или SO2, CS2, HCN, COS, дисульфиды или меркаптаны. Если они присутствуют, эти кислые компоненты, по меньшей мере, частично удаляют из газового потока наряду с двуокисью углерода, когда газовый поток подвергают обработке способом по изобретению.
Предпочтительно количество двуокиси углерода в потоке подаваемого газа высокого давления находится в интервале от 1 до 95% по объему. Как правило, поток неочищенного природного газа высокого давления содержит от 1 до 40% по объему двуокиси углерода, предпочтительно от 5 до 25% по объему, например от 10 до 15% по объему. Соответственно, количество сероводорода в потоке неочищенного природного газа высокого давления составляет, по меньшей мере, 0,02% по объему (по меньшей мере, 200 млн. долей по объему). Там, где очищенный поток природного газа высокого давления должен быть транспортирован по трубопроводу, например, к генерирующей электростанции или в бытовую газовую распределительную систему, желательно снижать количество двуокиси углерода в очищенном потоке природного газа высокого давления до уровня менее 3% по объему, предпочтительно менее 2% по объему. Предпочтительно количество двуокиси углерода в очищенном потоке природного газа высокого давления далее может быть понижено с использованием способа по настоящему изобретению. Например, там где поток очищенного природного газа высокого давления надо использовать как поток подачи к криогенной установке переработки для генерирования сжиженного природного газа (СПГ), желательно снижать количество двуокиси углерода в очищенном потоке природного газа высокого давления до уровня менее 100 млн. долей по объему, предпочтительно до уровня 50 млн. долей по объему или меньше. В обоих случаях предпочтительно снижать количество сероводорода в очищенном потоке природного газа высокого давления до уровня менее 10 млн. долей по объему, более предпочтительно 4 млн. долей по объему или меньше.
Количество двуокиси углерода в потоке подаваемого газа низкого давления составляет, по меньшей мере, 1,5% по объему. Предпочтительно количество двуокиси углерода в очищенном газовом потоке низкого давления снижают до величины менее 100 млн. долей по объему, более предпочтительно 50 млн. долей по объему или меньше.
В стадии абсорбции поток подаваемого газа, содержащего двуокись углерода, приводят в контакт газ-жидкость с абсорбирующей жидкостью. В этом случае может быть использован любой подходящий абсорбер. Этот абсорбер может содержать средства контакта, такие как тарелки, насадки или другие контактные устройства, которые обеспечивают тесный контакт между газовым потоком и абсорбирующей жидкостью. Газовый поток может быть введен в нижнюю секцию абсорбера и проходить к верхней части абсорбера. Абсорбирующая жидкость может быть введена в верхнюю часть абсорбера и проходить к нижней части абсорбера в противотоке потоку газа.
В стадии абсорбции температура абсорбирующей жидкости не должна превышать 100°С, так как при более высоких температурах достижимая загрузка двуокиси углерода меньше, и обычно высокие температуры вызывают нежелательную коррозию. Стадию абсорбции, как правило, проводят при температуре в верхней части абсорбера от 60 до 80°С, хотя температура может достигать 95°С. Эта стадия абсорбции также может быть проведена при более низких температурах, например от 40°С и выше; однако такие низкие температуры приводят к увеличенному расходу энергии, особенно, если регенерацию проводят отгонкой. Температура нижней части абсорбера не должна быть выше 100°С.
В стадии регенерации абсорбирующую жидкость, обогащенную двуокисью углерода, обрабатывают, чтобы освободить двуокись углерода (и другие кислые газы, если они присутствуют в потоке подаваемого газа) и регенерировать обедненную двуокисью углерода абсорбирующую жидкость, которую повторно вводят в цикл для использования в стадии абсорбции. Стадия регенерации требует нагревания абсорбирующей жидкости, обогащенной двуокисью углерода, обычно до температуры выше 130°С, предпочтительно выше 150°С.
Когда стадию абсорбции проводят при высоком давлении (обычно в обработке потока подаваемого газа высокого давления), стадия регенерации обычно представляет собой расширение или быстрое испарение абсорбирующей жидкости, обогащенной двуокисью углерода, от высокого давления, преобладающего в абсорбере, к более низкому давлению. Снижение давления может быть проведено, например, с использованием дроссельного клапана. Кроме того, или в ином случае, абсорбирующая жидкость может быть пропущена через турбину расширения, которая может приводить в движение генератор и производить электрическую энергию. В этой стадии быстрого испарения предпочтительно освобождают инертные газы, такие как абсорбированные компоненты в потоке подаваемого газа.
Когда стадию абсорбции проводят при низком давлении (обычно в обработке потока подаваемого газа с низким давлением), абсорбирующая жидкость, обогащенная двуокисью углерода, должна быть сжата до, по меньшей мере, давления, используемого в стадии регенерации, перед тем как абсорбирующую жидкость, обогащенную двуокисью углерода, вводят в стадию регенерации.
Предпочтительно стадия регенерации представляет собой отгонку легких фракций из абсорбирующей жидкости с помощью инертной жидкости. Для этой цели абсорбирующую жидкость и среду для отгонки легких фракций (предпочтительно горячий инертный газ, азот или водяной пар) пропускают в противотоке через колонну десорбции, снабженную неплотными упаковками, упорядоченными упаковками или тарелками.
Перед подачей в абсорбер абсорбирующей жидкости, обедненной двуокисью углерода, ее обычно пропускают через теплообменник и приводят к температуре, требуемой для стадии абсорбции. Тепло, удаленное из регенерированной абсорбирующей жидкости, покидающей колонну отгонки легких фракций, может быть использовано, чтобы подогревать абсорбирующую жидкость, обогащенную двуокисью углерода, покидающую стадию абсорбции.
По этому изобретению стадию регенерации проводят при давлении более 0,3 МПа, предпочтительно от более 0,3 МПа до 1 МПа, например от 0,35 МПа до 1 МПа. Предпочтительно поток, содержащий двуокись углерода, которая освобождена в ходе стадии регенерации, выгружают в подземную зону для цели хранения. Например, поток, содержащий двуокись углерода, может быть введен в углеводород, предназначенный для подземного формирования, в частности подземного формирования нефти для хранения и/или улучшенного улавливания нефти из отходов. Освобожденный газовый поток будет требовать сжатия до давления, которое является достаточно высоким, чтобы позволять ввод в подземную зону. Преимущество проведения стадии регенерации при давлении выше атмосферного состоит в том, что стадии сжатия при низком давлении могут быть устранены. Например, проведение стадии регенерации при давлении 0,5 МПа (абсолютное давление) позволяет устранять, по меньшей мере, одну стадию сжатия, в то время как проведение стадии регенерации при давлении 0,9 МПа имеет потенциал устранять до 2 стадий сжатия по сравнению с освобождением кислого газа при атмосферном давлении.
Изобретение будет теперь описано более подробно на основе сопутствующих чертежей и примеров в дальнейшем.
Фиг.1 показывает предпочтительное оборудование для проведения способа по изобретению и
фиг.2 показывает оборудование, используемое для оценки термической устойчивости водных растворов аминоспиртов в присутствии двуокиси углерода.
В отношении фиг.1, поток подаваемого газа, который представляет собой, например, природный газ при давлении около 5 МПа и содержит кислые газы, такие как H2S, СO2 и COS, пропускают через линию подачи 1 в абсорбционную колонну 2. Абсорбционная колонна 2 гарантирует тесный контакт потока подаваемого газа с абсорбирующей жидкостью. Абсорбирующую жидкость вводят через линию подачи 3 в верхнюю часть поглотительной колонны 2 и пропускают в противотоке с потоком подаваемого газа. Газовый поток, который, по существу, освобожден от составных кислых газов, покидает абсорбционную колонну 2 через верхнее отверстие 4.
Абсорбирующая жидкость, обогащенная двуокисью углерода, покидает абсорбционную колонну 2 через линию 5 и проходит в верхнюю часть колонны расширения 6. В колонне расширения 6 давление абсорбирующей жидкости резко снижают до величины от около 0,5 до 0,9 МПа так, чтобы легкие компоненты газового потока могли испаряться из абсорбирующей жидкости. Эти компоненты могут быть сожжены или направлены обратно в абсорбционную колонну 2. Абсорбирующая жидкость покидает первую колонну расширения 6 через линию 8 в нижней части этой колонны, в то время как испаренные компоненты газового потока удаляют через линию 7 в верхней части колонны расширения 6.
Абсорбирующая жидкость затем проходит в колонну 10. Двуокись углерода, освобожденная в колонне 10, покидает колонну в ее верхней части. Дефлегматор 11 с собирающим сосудом 12 возвращает уносимые капельки поглощающей жидкости в колонну 10. Двуокись углерода выпускают через линию 13, и она может быть сжата посредством устройства сжатия 19 и введена через линию 20 в устройство хранения. Часть регенерированной абсорбирующей жидкости, покидающую нижнюю часть колонны 10, нагревают посредством ребойлера 18 и возвращают в колонну 10.
Регенерированную абсорбирующую жидкость, покидающую нижнюю часть колонны 10, закачивают с помощью насоса 16 через теплообменник 9, где она служит, чтобы подогревать абсорбирующую жидкость, обогащенную двуокисью углерода, проходящую через линию 8. Регенерированная абсорбирующая жидкость может затем проходить возможный обедняющий холодильник 21, где ее температура далее регулируется. Абсорбирующая жидкость входит в абсорбционную колонну 2 через линию 3. Свежая абсорбирующая жидкость может быть добавлена в линии 17.
В отношении фиг.2, установка, используемая для оценки термической устойчивости водных растворов аминоспиртов, содержит реактор 1 (имеющий объем около 1 литра), оборудованный электромеханической лопастной мешалкой 2, газовой входной линией 3 с редукционным клапаном 4, продувочной газовой линией 5 с клапаном 6 и термопарой 7. Реактор 1 может поддерживаться с контролируемой температурой посредством прозрачного нагревателя (не показан), установленного к поверхности сосуда. Образцы могут быть извлечены из содержимого реакторов через линию для образцов 8. Сигналы давления и температуры могут быть непрерывно введены в самописец данных (не показан) через электрические линии передачи данных 9 и 10.
Пример.
Установку, которая показана на фиг.2, используют для испытаний термической устойчивости. Для типичного эксперимента в автоклав с перемешиванием помещают 600 мл раствора амина с желательной концентрацией амина. Автоклав и жидкость продували газообразной СO2, поочередно сжимая и снимая давление в автоклаве (от 0 до 0,5 МПа выше атмосферного) с помощью CO2 десять раз. Автоклав постепенно нагревали и поддерживали при желательной температуре. Отогнанную CO2 выдували и давление поддерживали при желательном уровне. Испаренные пары воды охлаждали при 5°С и сконденсированную воду нагревали с обратным холодильником в автоклаве. После того как температура и давление в автоклаве были стабилизированы при требуемых значениях, начинали эксперимент разложения. Подготовительная процедура до эксперимента занимала около 30 минут.
Жидкие образцы извлекали из автоклава в соответствующие интервалы и анализировали методом газовой хроматографии.
Эксперимент разложения проводили при температуре 162°С и давлении (абсолютном давлении) 0,63 МПа более 300 часов. Промотора абсорбции двуокиси углерода не добавляли.
Условия, использованные для газовой хроматографии, были следующие: модель: Shimadzu GC-14A, оборудованная капиллярной колонкой ТС-5 (внутренние размеры 30 м на 0,32 мм, GL Science Inc. Токио, Япония); температура колонки: 40°С (5 мин) -10°С/мин - 280°С (15 мин); газ-носитель: Не; объем введенного образца: 1 мкл; датчик: пламенно-ионизационный.
Результаты сведены в таблицу ниже. Со обозначает концентрацию амина в начале эксперимента; С обозначает концентрацию не измененного амина после 300 часов.
Тепловая устойчивость третичных алифатических аминоспиртов при температуре 162°С и давлении 0,63 МПа | |||
Амин | С0 [моль/л] | С/С0 | Разложение [%] |
МЭА | 3 | 0,68 | 32 |
ДЭА | 3 | 0,32 | 68 |
ДИПА | 2 | 0,78 | 22 |
ДМАП | 4 | 0,99 | 1 |
МДЭА | 4 | 0,94 | 6 |
ДМЭА | 4 | 0,96 | 4 |
ДЭЭА | 4 | 0,99 | 1 |
ЭДЭА | 4 | 0,99 | 1 |
DEAP | 4 | 0,99 | 1 |
МЭА означает 2-гидроксиэтиламин (также называемый как моноэтаноламин) ДЭА означает бис(2-гидроксиэтил)амин (также называемый как диэтаноламин) ДИПА означает 1-(2-гидроксипропиламино)пропан-2-ол (также называемый как диизопропаноламин) ДМАП означает 3-диметиламино-1-пропанол МДЭА означает 2-(2-гидроксиэтилметиламино)этанол (также называемый как N-метилдиэтаноламин) ДМЭА означает 2-(диметиламино)этанол (также называемый как N,N-диметилэтаноламин) ДЭЭА означает 2-(диэтиламино)этанол (также называемый как N,N-диэтилэтаноламин) ЭДЭА означает 2-[этил-(2-гидроксиэтил)амино]этанол (также называемый как N-этилдиэтаноламин) ДЭАП означает 3-диэтиламинопропанол |
Результаты показывают, что устойчивость первичных и вторичных аминоспиртов (таких как МЭА, ДЭА или ДИПА) значительно ниже таковой у третичных аминоспиртов. Испытание также показывает, что МДЭА (имеющий две гидроксиэтильных группы на его атоме азота) менее устойчив, чем ДМАП и ДЭАП (имеющие только одну 3-гидроксипропильную структуру) или ДМЭА и ДЭЭА (имеющие только одну 2-гидроксиэтильную структуру). Это неожиданно, хотя как МДЭА, так и ЭДЭА имеют две гидроксиэтильные структуры на их соответствующих атомах азота, ЭДЭА, как оказывается, более устойчив, чем МДЭА. Это может зависеть от того факта, что отщепление или замещение этильной группы (которая содержится в молекуле ЭДЭА) протекают с меньшей легкостью, чем таковые у метильной группы (которая содержится в молекуле МДЭА).
Claims (20)
1. Способ рекуперации двуокиси углерода, содержащий:
а) стадию абсорбции приведением потока подаваемого газа, содержащего двуокись углерода, в контакт газ-жидкость с абсорбирующей жидкостью, посредством чего, по меньшей мере, часть двуокиси углерода, присутствующей в газовом потоке, абсорбируется в абсорбирующей жидкости, чтобы произвести (1) очищенный газовый поток, имеющий пониженное содержание двуокиси углерода, и (2) абсорбирующую жидкость, обогащенную двуокисью углерода,
б) стадию регенерации обработки абсорбирующей жидкости, обогащенной двуокисью углерода, при давлении более 0,3 МПа (абсолютное давление), чтобы освободить двуокись углерода и регенерировать обедненную двуокисью углерода абсорбирующую жидкость, которую повторно вводят в цикл для использования в стадии абсорбции,
где абсорбирующая жидкость представляет собой водный раствор амина, содержащий третичный алифатический аминоспирт и 0,5-20 вес.% промотора абсорбции двуокиси углерода,
причем третичный алифатический аминоспирт проявляет менее 5% разложения, когда водный раствор третичного алифатического аминоспирта при концентрации 4 моль/л третичного алифатического аминоспирта сохраняют в течение 300 ч при условии равновесия пар-жидкость при температуре 162°С и полном давлении 0,63 МПа (абсолютное давление) при сосуществовании этого водного раствора и двуокиси углерода.
а) стадию абсорбции приведением потока подаваемого газа, содержащего двуокись углерода, в контакт газ-жидкость с абсорбирующей жидкостью, посредством чего, по меньшей мере, часть двуокиси углерода, присутствующей в газовом потоке, абсорбируется в абсорбирующей жидкости, чтобы произвести (1) очищенный газовый поток, имеющий пониженное содержание двуокиси углерода, и (2) абсорбирующую жидкость, обогащенную двуокисью углерода,
б) стадию регенерации обработки абсорбирующей жидкости, обогащенной двуокисью углерода, при давлении более 0,3 МПа (абсолютное давление), чтобы освободить двуокись углерода и регенерировать обедненную двуокисью углерода абсорбирующую жидкость, которую повторно вводят в цикл для использования в стадии абсорбции,
где абсорбирующая жидкость представляет собой водный раствор амина, содержащий третичный алифатический аминоспирт и 0,5-20 вес.% промотора абсорбции двуокиси углерода,
причем третичный алифатический аминоспирт проявляет менее 5% разложения, когда водный раствор третичного алифатического аминоспирта при концентрации 4 моль/л третичного алифатического аминоспирта сохраняют в течение 300 ч при условии равновесия пар-жидкость при температуре 162°С и полном давлении 0,63 МПа (абсолютное давление) при сосуществовании этого водного раствора и двуокиси углерода.
2. Способ по п.1, где третичный алифатический аминоспирт не содержит в своей молекулярной структуре атом азота, который замещен более одной 2-гидроксиэтильной группой.
3. Способ по п.1, где третичный алифатический аминоспирт не содержит в своей молекулярной структуре атом азота, который замещен как 2-гидроксиэтильной группой, так и метильной группой.
4. Способ по п.1, где третичный алифатический аминоспирт содержит в своей молекулярной структуре один атом азота, причем этот атом азота замещен одной гидроксиалкильной группой и двумя алкильными группами.
5. Способ по п.3, где гидроксиалкильная группа выбрана из группы, состоящей из 2-гидроксиэтила, 3-гидроксипропила, 2-гидроксипропила и 2-гидроксибутила.
6. Способ по п.1, где третичный алифатический аминоспирт выбран из группы, состоящей из N-этилдиэтаноламина, 2-(диметиламино)-этанола, 2-(диэтиламино)-этанола, 3-(диметиламино)-1-пропанола, 3-(диэтиламино)-1-пропанола, 1-(диметиламино)-2-пропанола и 2-(диизопропиламино)-этанола.
7. Способ по п.1, где промотор абсорбции двуокиси углерода выбран из группы, состоящей из пиперазина, 2-метилпиперазина, N-метилпиперазина, N-этилпиперазина, N-гидроксиэтилпиперазина, N-(2-аминоэтил)пиперазина, гомопиперазина, пиперидина и морфолина.
8. Способ по п.1, где абсорбирующая жидкость содержит от 20 до 60% по весу третичного алифатического аминоспирта.
9. Способ по п.1, где стадию регенерации проводят при давлении от более 0,3 МПа до 1 МПа (абсолютное давление).
10. Способ по любому из пп.1-9, где освобожденную двуокись углерода вводят в устройство сжатия.
11. Способ рекуперации двуокиси углерода, содержащий:
а) стадию абсорбции приведением потока подаваемого газа, содержащего двуокись углерода, в контакт газ-жидкость с абсорбирующей жидкостью, посредством чего, по меньшей мере, часть двуокиси углерода, присутствующей в газовом потоке, абсорбируется в абсорбирующую жидкость, чтобы произвести (1) очищенный газовый поток, имеющий пониженное содержание двуокиси углерода, и (2) абсорбирующую жидкость, обогащенную двуокисью углерода,
б) стадию регенерации обработкой абсорбирующей жидкости, обогащенной двуокисью углерода, при давлении более 0,3 МПа (абсолютное давление), чтобы освободить двуокись углерода и регенерировать обедненную двуокисью углерода абсорбирующую жидкость, которую повторно вводят в цикл для использования в стадии абсорбции, где абсорбирующая жидкость представляет собой водный раствор амина, содержащий третичный алифатический аминоспирт, отличный от N-метилдиэтаноламина, и 0,5-20 вес.% промотора абсорбции двуокиси углерода.
а) стадию абсорбции приведением потока подаваемого газа, содержащего двуокись углерода, в контакт газ-жидкость с абсорбирующей жидкостью, посредством чего, по меньшей мере, часть двуокиси углерода, присутствующей в газовом потоке, абсорбируется в абсорбирующую жидкость, чтобы произвести (1) очищенный газовый поток, имеющий пониженное содержание двуокиси углерода, и (2) абсорбирующую жидкость, обогащенную двуокисью углерода,
б) стадию регенерации обработкой абсорбирующей жидкости, обогащенной двуокисью углерода, при давлении более 0,3 МПа (абсолютное давление), чтобы освободить двуокись углерода и регенерировать обедненную двуокисью углерода абсорбирующую жидкость, которую повторно вводят в цикл для использования в стадии абсорбции, где абсорбирующая жидкость представляет собой водный раствор амина, содержащий третичный алифатический аминоспирт, отличный от N-метилдиэтаноламина, и 0,5-20 вес.% промотора абсорбции двуокиси углерода.
12. Способ по п.11, где третичный алифатический аминоспирт не содержит в своей молекулярной структуре атом азота, который замещен более одной 2-гидроксиэтильной группой.
13. Способ по п.11, где третичный алифатический аминоспирт не содержит в своей молекулярной структуре атом азота, который замещен 2-гидроксиэтильной, метильной группами.
14. Способ по п.11, где третичный алифатический аминоспирт содержит в своей молекулярной структуре один атом азота, причем этот атом азота замещен одной гидроксиалкильной группой и двумя алкильными группами.
15. Способ по п.13, где гидроксиалкильная группа выбрана из группы, состоящей из 2-гидроксиэтила, 3-гидроксипропила, 2-гидроксипропила и 2-гидроксибутила.
16. Способ по п.11, где третичный алифатический аминоспирт выбран из группы, состоящей из N-этилдиэтаноламина, 2-(диметиламино)-этанола, 2-(диэтиламино)-этанола, 3-(диметиламино)-1-пропанола, 3-(диэтиламино)-1-пропанола, 1-(диметиламино)-2-пропанола и 2-(диизопропиламино)-этанола.
17. Способ по п.11, где промотор абсорбции двуокиси углерода выбран из группы, состоящей из пиперазина, 2-метилпиперазина, N-метилпиперазина, N-этилпиперазина, N-гидроксиэтилпиперазина, N-(2-аминоэтил)пиперазина, гомопиперазина, пиперидина и морфолина.
18. Способ по п.11, где абсорбирующая жидкость содержит от 20 до 60% по весу третичного алифатического аминоспирта.
19. Способ по п.11, где стадию регенерации проводят при давлении от более 0,3 до 1 МПа (абсолютное давление).
20. Способ по любому из пп.11-19, где освобожденную двуокись углерода вводят в устройство сжатия.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
EP05027111.3 | 2005-12-12 | ||
EP05027111 | 2005-12-12 |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2008128113A RU2008128113A (ru) | 2010-01-20 |
RU2402373C2 true RU2402373C2 (ru) | 2010-10-27 |
Family
ID=37882385
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2008128113/15A RU2402373C2 (ru) | 2005-12-12 | 2006-12-12 | Способ рекуперации двуокиси углерода |
Country Status (15)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US8398749B2 (ru) |
EP (1) | EP1971413B1 (ru) |
JP (1) | JP4878375B2 (ru) |
AR (1) | AR058314A1 (ru) |
AU (1) | AU2006325350B2 (ru) |
BR (1) | BRPI0619744B1 (ru) |
CA (1) | CA2629942C (ru) |
DK (1) | DK1971413T3 (ru) |
EG (1) | EG26376A (ru) |
ES (1) | ES2394100T3 (ru) |
MY (1) | MY146930A (ru) |
NO (1) | NO340682B1 (ru) |
PE (1) | PE20071048A1 (ru) |
RU (1) | RU2402373C2 (ru) |
WO (1) | WO2007068695A1 (ru) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2820049C1 (ru) * | 2023-12-12 | 2024-05-28 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Государственный морской университет имени адмирала Ф.Ф. Ушакова" | Система рекуперации углекислого газа в процессе метанирования для судовой энергетической установки |
Families Citing this family (37)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CA2532549C (en) | 2003-07-22 | 2012-10-16 | Dow Global Technologies Inc. | Regeneration of acid gas-containing treatment fluids |
DE102004011429A1 (de) * | 2004-03-09 | 2005-09-29 | Basf Ag | Verfahren zum Entfernen von Kohlendioxid aus Gasströmen mit niedrigen Kohlendioxid-Partialdrücken |
DE102005050385A1 (de) * | 2005-10-20 | 2007-04-26 | Basf Ag | Absorptionsmittel und Verfahren zum Entfernen von Kohlendioxid aus Gasströmen |
WO2007134994A2 (de) | 2006-05-18 | 2007-11-29 | Basf Se | Kohlendioxid-absorptionsmittel mit verringertem regenerations-energiebedarf |
GB0709433D0 (en) * | 2007-05-16 | 2007-06-27 | Gasconsult Ltd | Process for removal of carbon dioxide from gases |
EP2217353B1 (de) * | 2007-11-15 | 2017-01-25 | Basf Se | Verfahren zum entfernen von kohlendioxid aus fluidströmen, insbesondere verbrennungsabgasen |
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 |
US8696797B2 (en) | 2008-05-30 | 2014-04-15 | General Electric Company | Carbon dioxide removal from synthesis gas at elevated pressure |
JP5789194B2 (ja) * | 2008-12-08 | 2015-10-07 | ハンツマン ペトロケミカル エルエルシーHuntsman Petrochemical LLC | アミン溶媒溶液に存在するアミン由来汚染物質および/またはアミン溶媒溶液の分解の低下 |
JP5619151B2 (ja) * | 2009-05-26 | 2014-11-05 | ビーエーエスエフ ソシエタス・ヨーロピアBasf Se | 流体流、特に合成ガスからの二酸化炭素の回収方法 |
EP2464444A1 (en) * | 2009-08-11 | 2012-06-20 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Absorbent composition and process for removing co2 and/or h2s from a gas comprising co2 and/or h2s |
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 |
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 |
US8991039B2 (en) | 2010-09-30 | 2015-03-31 | Dow Global Technologies Llc | Method for manufacturing flexible multilayer electrical articles with improved layer adhesion |
AU2011254003B2 (en) * | 2010-12-22 | 2013-05-16 | Kabushiki Kaisha Toshiba | Acid gas absorbent, acid gas removal method, and acid gas removal device |
JP5659128B2 (ja) * | 2010-12-22 | 2015-01-28 | 株式会社東芝 | 酸性ガス吸収剤、酸性ガス除去方法および酸性ガス除去装置 |
JP5694137B2 (ja) * | 2011-01-05 | 2015-04-01 | 株式会社東芝 | 二酸化炭素分離回収システム及びその制御方法 |
EP2481466A1 (de) * | 2011-01-31 | 2012-08-01 | Siemens Aktiengesellschaft | Vorrichtung und Verfahren zum Aufreinigen eines mit Nitrosamin verunreinigten Produktes einer Prozessanlage |
EP2532414A1 (de) * | 2011-06-10 | 2012-12-12 | Evonik Degussa GmbH | Verfahren zur Absorption von CO2 aus einer Gasmischung |
EP2749344B1 (en) * | 2011-07-28 | 2019-05-15 | IHI Corporation | Gas separation apparatus and packing |
KR101248531B1 (ko) * | 2011-12-05 | 2013-04-03 | 한국지질자원연구원 | 이산화탄소 지중저장 매질의 공극률과 투과율 측정 장치 및 방법 |
DE102012200907A1 (de) | 2012-01-23 | 2013-07-25 | Evonik Industries Ag | Verfahren und Absorptionsmedium zur Absorption von CO2 aus einer Gasmischung |
DE102012207509A1 (de) | 2012-05-07 | 2013-11-07 | Evonik Degussa Gmbh | Verfahren zur Absorption von CO2 aus einer Gasmischung |
US8961664B2 (en) * | 2012-09-20 | 2015-02-24 | Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. | Carbon dioxide recovery device |
WO2015046659A1 (ko) * | 2013-09-27 | 2015-04-02 | 한국에너지기술연구원 | 흡수속도를 개선한 3차 아민 이산화탄소 흡수제 |
JP6460629B2 (ja) * | 2014-01-27 | 2019-01-30 | 三菱重工エンジニアリング株式会社 | 気液接触装置及びco2回収装置 |
DE102015212749A1 (de) | 2015-07-08 | 2017-01-12 | Evonik Degussa Gmbh | Verfahren zur Entfeuchtung von feuchten Gasgemischen |
WO2017189297A1 (en) * | 2016-04-27 | 2017-11-02 | Dow Global Technologies Llc | Process for selective removal of acid gases from fluid streams using a hybrid solvent mixture |
DE102016210478A1 (de) | 2016-06-14 | 2017-12-14 | Evonik Degussa Gmbh | Verfahren zur Entfeuchtung von feuchten Gasgemischen |
EP3257568B1 (de) | 2016-06-14 | 2019-09-18 | Evonik Degussa GmbH | Verfahren zur entfeuchtung von feuchten gasgemischen mit ionischen flüssigkeiten |
DE102016210481B3 (de) | 2016-06-14 | 2017-06-08 | Evonik Degussa Gmbh | Verfahren zum Reinigen einer ionischen Flüssigkeit |
DE102016210483A1 (de) | 2016-06-14 | 2017-12-14 | Evonik Degussa Gmbh | Verfahren und Absorptionsmittel zur Entfeuchtung von feuchten Gasgemischen |
DE102016210484A1 (de) | 2016-06-14 | 2017-12-14 | Evonik Degussa Gmbh | Verfahren zur Entfeuchtung von feuchten Gasgemischen |
EP3257843A1 (en) | 2016-06-14 | 2017-12-20 | Evonik Degussa GmbH | Method of preparing a high purity imidazolium salt |
KR101940988B1 (ko) * | 2016-10-26 | 2019-04-15 | 한국생산기술연구원 | 혼합가스로부터 이산화탄소를 분리하는 방법 및 장치 |
KR102069099B1 (ko) * | 2019-01-15 | 2020-01-23 | 한국생산기술연구원 | 혼합가스에서 이산화탄소를 분리하는 데 사용하기 위한 흡수제 |
CN110787594B (zh) * | 2019-11-25 | 2023-09-01 | 中冶京诚工程技术有限公司 | 烟气中co2捕集利用耦合lng减压循环的方法及*** |
Family Cites Families (36)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
BE543354A (ru) | 1954-06-21 | 1955-12-30 | ||
IT1046519B (it) | 1974-11-08 | 1980-07-31 | Vetrocoke Cokapuania Spa | Procedimento migliorato per la eliminazione e il ricupero di gas acidi co 2 e o h2s da miscele gassose che li contengono |
US4278646A (en) | 1978-03-30 | 1981-07-14 | The Regents Of The University Of California | Oxidative removal of hydrogen sulfide from gaseous streams |
US4292196A (en) | 1979-12-10 | 1981-09-29 | Uop Inc. | Catalyst recovery |
US4400368A (en) | 1981-11-24 | 1983-08-23 | Shell Oil Company | H2 S Removal process |
US4405811A (en) | 1982-01-18 | 1983-09-20 | Exxon Research And Engineering Co. | Severely sterically hindered tertiary amino compounds |
US4814104A (en) | 1987-02-05 | 1989-03-21 | Uop | Tertiary alkanolamine absorbent containing an ethyleneamine promoter and its method of use |
NZ223528A (en) | 1987-02-19 | 1991-08-27 | Dow Chemical Co | Process and scrubbing solution for removal of h 2 s and/or co 2 from gas streams |
JP2925619B2 (ja) * | 1988-05-24 | 1999-07-28 | エルフ・エクスプロラシオン・プロデユクシオン | 第三級アルカノールアミン成分及びco2吸収活性剤を含有する酸性ガス吸収液体並びにco2及び任意にその他の酸性ガスを含むガスの脱酸へのその使用 |
US5019361A (en) | 1988-11-09 | 1991-05-28 | Union Carbide Canada Limited | Removal and recovery of sulphur dioxide from gas streams |
IT1244686B (it) | 1991-01-24 | 1994-08-08 | Snam Progetti | Processo per la rimozione spinta di gas acidi da miscele gassose |
KR0123107B1 (ko) | 1992-02-27 | 1997-11-12 | 아끼야마 요시히사 | 연소배기가스중의 2산화탄소의 제거방법 |
US5373048A (en) | 1993-07-30 | 1994-12-13 | Eastman Chemical Company | Aqueous coating composition |
EP0647462A1 (en) | 1993-10-06 | 1995-04-12 | The Kansai Electric Power Co., Inc. | Method for removing carbon dioxide from combustion exhaust gas |
DE69503937T2 (de) | 1994-03-09 | 1999-01-07 | The Kansai Electric Power Co., Inc., Osaka | Verfahren zur Entfernung von Kohlendioxid aus Verbrennungsabgasen |
JP3197183B2 (ja) | 1995-03-16 | 2001-08-13 | 関西電力株式会社 | 燃焼排ガス中の二酸化炭素を除去する方法 |
JP3626796B2 (ja) * | 1995-10-03 | 2005-03-09 | 三菱重工業株式会社 | 高圧天然ガス中の高濃度炭酸ガスを除去する方法 |
HU218960B (hu) | 1997-07-22 | 2001-01-29 | Huntsman Corporation Hungary Vegyipari Termelő-Fejlesztő Részvénytársaság | Abszorbens készítmény savas komponenseket tartalmazó gázok tisztítására és eljárás gázok tisztítására |
JP3771708B2 (ja) * | 1998-03-23 | 2006-04-26 | 三菱重工業株式会社 | ガス中の二酸化炭素の除去方法 |
DE10036173A1 (de) | 2000-07-25 | 2002-02-07 | Basf Ag | Verfahren zum Entsäuern eines Fluidstroms und Waschflüssigkeit zur Verwendung in einem derartigen Verfahren |
NL1015827C2 (nl) | 2000-07-27 | 2002-02-01 | Continental Engineering B V | Winning van zuiver CO2 uit rookgassen. |
US6497852B2 (en) * | 2000-12-22 | 2002-12-24 | Shrikar Chakravarti | Carbon dioxide recovery at high pressure |
DE10210729A1 (de) | 2002-03-12 | 2003-10-02 | Basf Ag | Verfahren zum Entsäuern eines Fluidstroms und Waschflüssigkeit zur Verwendung in einem derartigen Verfahren |
GB0306432D0 (en) * | 2003-03-20 | 2003-04-23 | Bp Exploration Operating | Process |
CA2532549C (en) | 2003-07-22 | 2012-10-16 | Dow Global Technologies Inc. | Regeneration of acid gas-containing treatment fluids |
US7481988B2 (en) | 2003-11-10 | 2009-01-27 | Basf Se※ | Method for obtaining a high pressure acid gas stream by removal of the acid gases from a fluid stream |
DE102004011429A1 (de) | 2004-03-09 | 2005-09-29 | Basf Ag | Verfahren zum Entfernen von Kohlendioxid aus Gasströmen mit niedrigen Kohlendioxid-Partialdrücken |
DE102004011428A1 (de) | 2004-03-09 | 2005-09-29 | Basf Ag | Verfahren zum Entfernen von Kohlendioxid aus Rauchgasen |
DE102004011427A1 (de) | 2004-03-09 | 2005-09-29 | Basf Ag | Absorptionsmittel mit verbesserter Oxidationsbeständigkeit und Verfahren zum Entsäuern von Fluidströmen |
KR100869665B1 (ko) | 2004-08-06 | 2008-11-21 | 이아이지, 인크. | Co₂의 제거를 포함하는 연소 가스의 초강력 세척 |
DE102005033837B4 (de) | 2005-07-20 | 2019-02-28 | Basf Se | Verfahren zum Entfernen von sauren Gasen und Ammoniak aus einem Fluidstrom |
DE102005050385A1 (de) | 2005-10-20 | 2007-04-26 | Basf Ag | Absorptionsmittel und Verfahren zum Entfernen von Kohlendioxid aus Gasströmen |
AU2007226476B2 (en) | 2006-03-16 | 2011-03-31 | Basf Se | Process for contacting two phases whose contact is accompanied by heat evolution |
WO2007134994A2 (de) | 2006-05-18 | 2007-11-29 | Basf Se | Kohlendioxid-absorptionsmittel mit verringertem regenerations-energiebedarf |
CA2653659C (en) | 2006-06-13 | 2013-10-22 | Basf Se | Removal of carbon dioxide from flue gases |
EP2217353B1 (de) | 2007-11-15 | 2017-01-25 | Basf Se | Verfahren zum entfernen von kohlendioxid aus fluidströmen, insbesondere verbrennungsabgasen |
-
2006
- 2006-12-11 PE PE2006001588A patent/PE20071048A1/es not_active Application Discontinuation
- 2006-12-12 EP EP06841335A patent/EP1971413B1/en active Active
- 2006-12-12 DK DK06841335.0T patent/DK1971413T3/da active
- 2006-12-12 ES ES06841335T patent/ES2394100T3/es active Active
- 2006-12-12 WO PCT/EP2006/069597 patent/WO2007068695A1/en active Application Filing
- 2006-12-12 RU RU2008128113/15A patent/RU2402373C2/ru active
- 2006-12-12 BR BRPI0619744-2A patent/BRPI0619744B1/pt not_active IP Right Cessation
- 2006-12-12 CA CA2629942A patent/CA2629942C/en active Active
- 2006-12-12 MY MYPI20081749A patent/MY146930A/en unknown
- 2006-12-12 JP JP2008544988A patent/JP4878375B2/ja active Active
- 2006-12-12 US US12/096,917 patent/US8398749B2/en active Active
- 2006-12-12 AR ARP060105460A patent/AR058314A1/es not_active Application Discontinuation
- 2006-12-12 AU AU2006325350A patent/AU2006325350B2/en active Active
-
2008
- 2008-05-30 NO NO20082544A patent/NO340682B1/no unknown
- 2008-06-08 EG EG2008060953A patent/EG26376A/en active
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2820049C1 (ru) * | 2023-12-12 | 2024-05-28 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Государственный морской университет имени адмирала Ф.Ф. Ушакова" | Система рекуперации углекислого газа в процессе метанирования для судовой энергетической установки |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
PE20071048A1 (es) | 2007-10-18 |
AU2006325350B2 (en) | 2011-03-17 |
CA2629942C (en) | 2014-04-22 |
AR058314A1 (es) | 2008-01-30 |
WO2007068695A1 (en) | 2007-06-21 |
MY146930A (en) | 2012-10-15 |
JP4878375B2 (ja) | 2012-02-15 |
EP1971413B1 (en) | 2012-07-11 |
AU2006325350A1 (en) | 2007-06-21 |
NO20082544L (no) | 2008-09-09 |
EG26376A (en) | 2013-09-09 |
US20090211447A1 (en) | 2009-08-27 |
BRPI0619744A2 (pt) | 2013-01-08 |
US8398749B2 (en) | 2013-03-19 |
JP2009518281A (ja) | 2009-05-07 |
CA2629942A1 (en) | 2007-06-21 |
BRPI0619744B1 (pt) | 2017-06-20 |
NO340682B1 (no) | 2017-05-29 |
RU2008128113A (ru) | 2010-01-20 |
EP1971413A1 (en) | 2008-09-24 |
DK1971413T3 (da) | 2012-10-22 |
ES2394100T3 (es) | 2013-01-17 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2402373C2 (ru) | Способ рекуперации двуокиси углерода | |
US9937462B2 (en) | Aqueous absorbent composition for enhanced removal of hydrogen sulfide from gaseous mixtures and method for using the same | |
US7374734B2 (en) | Absorbing agent and method for eliminating acid gases from fluids | |
US8231719B2 (en) | Absorbent liquid, and apparatus and method for removing CO2 or H2S from gas with use of absorbent liquid | |
US9468882B2 (en) | Aqueous alkanolamine composition and process for the removal of acid gases from gaseous mixtures | |
CN107073387B (zh) | 可用于从气态混合物中去除酸性气体的2-二甲氨基-2-羟甲基-1,3-丙二醇的水溶液 | |
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 | |
KR20170067788A (ko) | 2-디메틸아미노-2-하이드록시메틸-1,3-프로판디올의 수용액을 사용하여 가스 혼합물로부터 산 가스를 제거하는 방법 | |
ES2952010T3 (es) | Proceso para la eliminación de gases ácidos de una corriente de fluido con un absorbente líquido que comprende un anillo de piperazina | |
US20150314230A1 (en) | Absorbent solution based on amines belonging to the n-alkylhydroxypiperidine family and method for removing acid compounds from a gaseous effluent with such a solution | |
MX2008006371A (en) | Process for the recovery of carbon dioxide | |
WO2023073389A1 (en) | Method for the purification of a gas mixture comprising carbon dioxide and optionally hydrogen sulfide |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
PD4A | Correction of name of patent owner | ||
PC41 | Official registration of the transfer of exclusive right |
Effective date: 20210528 |