Водная композиция с алканоламином и способ удаления кислых газов из газовых смесей

Авторы патента:

Владельцы патента RU 2635620:

ДАУ ГЛОБАЛ ТЕКНОЛОДЖИЗ ЭлЭлСи (US)

Изобретение относится к водному раствору алканоламина для удаления сероводорода из газовых смесей. Описан водный раствор алканоламина для удаления сероводорода из газовых смесей, содержащий: (i) аминосоединение общей формулы, где R¹ и R² независимо друг от друга представлены метильной, этильной, пропильной или изопропильной группами, (ii) кислоту со значением рКа, равным 8 или меньше, или кислотообразующее вещество, способное образовывать в водной среде кислоту со значением рКа, равным 8 или меньше, и (iii) необязательно, одно или более аминосоединений, которые отличаются от (i). Также описан способ удаления сероводорода из газовой смеси. Технический результат: получен состав для эффективного удаления сероводорода из газовых смесей и/или удаления кислых газов при повышенной рабочей температуре. 2 н. и 7 з.п. ф-лы, 1 табл., 2 ил., 12 пр.

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ, К КОТОРОЙ ОТНОСИТСЯ ИЗОБРЕТЕНИЕ

Изобретение относится к композиции, содержащей водный раствор кислоты или кислотообразующего вещества и алканоламин, предпочтительно 3-(диметиламино)-1,2-пропандиол, и к способу применения указанной водной композиции для удаления кислых газов, таких как СО₂, СОS и H₂S, из газовых смесей, предпочтительно для удаления H₂S из газовых смесей в условиях, когда водный раствор обладает повышенной температурой.

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

Потоки текучих сред, поступающие из природных газовых резервуаров нефтяных или угольных пластов, часто содержат значительное количество кислых газов, например диоксида углерода (СО₂), сероводорода (H₂S), диоксида серы (SО₂), дисульфида углерода (СS₂), циановодорода (HCN), сернистого карбонила (COS) или меркаптанов, в качестве примесей. Упомянутые потоки текучих сред могут представлять собой газ, жидкость или их смеси, например, такие газы, как природный газ, газ нефтепереработки, газообразные углеводороды пиролиза сланцев, синтез-газ и т.п., и такие жидкости, как сжиженный нефтяной газ (liquefied petroleum gas - LPG) и газоконденсатная жидкость (natural gas liquid - NGL).

Известны и описаны в литературе различные способы и композиции для удаления кислых газов. Хорошо известен способ обработки газовых смесей водными аминовыми растворами с целью удаления кислых газов. Обычно водный аминовый раствор приводят в контакт с газовой смесью, содержащей кислые газы, в режиме противотока при низкой температуре и высоком давлении в абсорбционной колонне. Водный аминовый раствор, как правило, содержит алканоламин, такой как триэтаноламин (ТЕА), метилдиэтаноламин (MDEA), диэтаноламин (DEA), моноэтаноламин (МЕА), диизопропаноламин (DIPA) или 2-(2-аминоэтокси)этанол (иногда именуемый дигликольамин или DGA). В некоторых случаях в сочетании с алканоламинами используют ускоритель, например пиперазин и MDEA, как описано в USP 4336233, 4997630 и 6337059, которые во всей своей полноте включаются в настоящий документ путем ссылки. В качестве альтернативы в ЕР 0134948 описано смешивание кислоты с подобранным щелочным материалом, таким как MDEA, для обеспечения улучшенного удаления кислого газа. Однако в ЕР 0134948 указано, что только выборочный класс щелочных материалов, смешанных с кислотой, пригоден в качестве водных щелочных растворов для обеспечения улучшенного удаления кислого газа.

Было показано, что третичные амины, такие как 3-диметиламино-1,2-пропандиол (DMAPD), эффективно удаляют СО₂ из газовых смесей (см. USP 5736116). Кроме того, было показано, что в определенных процессах, таких как процесс удаления сероводорода из высокосернистого газа (Girbitol process), третичные амины эффективно удаляют H₂S, но демонстрируют снижение эффективности при повышенной температуре («Organic Amines-Girbitol Process», Bottoms, R.R., The Science of Petroleum, volume 3, Oxford University Press, 1938, рр. 1810-1815).

Хотя упомянутые выше соединения эффективны, каждому из них свойственны ограничения, которые сужают универсальность их применения. В частности, было бы желательно иметь водную композицию, содержащую алканоламин, для удаления H₂S из газовых смесей и/или водный раствор алканоламина, эффективный с точки зрения удаления кислых газов с рентабельной производительностью, когда водный раствор используется при повышенной температуре, например более 140°F (60°С).

В этой связи имеется потребность в водном растворе алканоламина и способе использования упомянутого раствора, эффективном при удалении сероводорода из газовых смесей и/или удаления кислых газов при повышенной рабочей температуре.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Изобретение относится к композиции водного раствора алканоламина и к способу использования указанной композиции водного раствора алканоламина для удаления кислых газов, предпочтительно удаления сероводорода посредством взаимодействия с газовыми смесями, содержащими указанные кислые газы, предпочтительно, когда температура водного раствора алканоламина больше или равна 140°F (60°С), при этом упомянутая композиция содержит (i) аминосоединение предпочтительно в количестве от 0,1 до 75 массовых процентов, имеющее общую формулу

R¹R²NCH₂CH(OH)CH₂OH (1)

где R¹ и R² независимо друг от друга представляют низшие алкильные группы, состоящие из 1-3 атомов углерода, например метильные, этильные, пропильные и изопропильные группы, более предпочтительными группами R¹ и R² являются метильные и этильные группы, особенно предпочтительные аминосоединения включают 3-(диметиламино)-1,2-пропандиол, в котором обе группы R¹ и R² являются метильными, и 3-(диэтиламино)-1,2-пропандиол, в котором обе группы R¹ и R² являются этильными; (ii) кислоту или кислотообразующее вещество предпочтительно в количестве от 0,1 до 25 массовых процентов, такой как органическая или неорганическая кислота со значением рКа, равным 8 или меньше, предпочтительно 7 или меньше, более предпочтительно 6 или меньше; (iii) одно или более дополнительных аминосоединений предпочтительно в количестве от 0 до 75 массовых процентов, которые отличаются от аминосоединения, описанного выше в пункте (i), предпочтительные дополнительные аминосоединения включают одну или более третичных аминогрупп, и (iv) необязательно физический растворитель, предпочтительно, выбранный из циклотетраметиленсульфона, диметиловых эфиров полиэтиленгликоля, 1,3-диметил-3,4,5,6-тетрагидро-2(1Н)-пиримидинона, N-формилморфолина, N-ацетилморфолина, монометилового эфира триэтиленгликоля или их смесей.

При этом массовые проценты даны в расчете на общую массы водного раствора алканоламина.

В одном из вариантов осуществления изобретения аминосоединение (i) предпочтительно представляет собой 3-(диметиламино)-1,2-пропандиол или 3-(диэтиламино)-1,2-пропандиол.

В одном из вариантов осуществления изобретения предпочтительно кислота (ii) является ортофосфорной кислотой, серной кислотой, борной кислотой, муравьиной кислотой или соляной кислотой.

В одном из вариантов осуществления изобретения способ дополнительно включает стадию десорбции водного раствора алканоламина паром так, что образуется обедненный сероводородом водный раствор алканоламина, который может быть использован на упомянутой стадии контакта.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

На фиг. 1 показана принципиальная технологическая схема процесса абсорбции, соответствующего изобретению.

На фиг. 2 представлен график концентрации H₂S в очищенной газовой смеси относительно скорости циркуляции абсорбента.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Водный растворитель изобретения представляет собой водный раствор амина, содержащий соединение алканоламина и кислоту или кислотообразующее вещество. Аминосоединение, пригодное для водных растворов алканоламина изобретения, имеет общую формулу

R¹R²NCH₂CH(OH)CH₂OH (1)

где R¹ и R² независимо друг от друга представляют низшие алкильные группы, состоящие из 1-3 атомов углерода, например метильные, этильные, пропильные и изопропильные группы. Более предпочтительными группами R¹ и R² являются метильные и этильные группы. Особенно предпочтительные аминосоединения включают 3-(диметиламино)-1,2-пропандиол, в котором обе группы R¹ и R² являются метильными, и 3-(диэтиламино)-1,2-пропандиол, в котором обе группы R¹ и R² являются этильными.

Водный раствор алканоламина изобретения содержит алканоламин в количестве, больше или равном 0,1 массовых процентов, предпочтительно больше или равном 5 массовым процентам, более предпочтительно больше или равном 10 массовым процентам, еще более предпочтительно больше или равном 20 массовым процентам, при этом массовые проценты даны в расчете на общую массу водного раствора. Водный раствор алканоламина изобретения содержит алканоламин в количестве, меньше или равном 75 массовым процентам, предпочтительно меньше или равном 65 массовым процентам, более предпочтительно меньше или равном 55 массовым процентам, еще более предпочтительно меньше или равном 50 массовым процентам, при этом массовые проценты даны в расчете на общую массу водного раствора.

Пригодные кислоты или кислотообразующие вещества, которые могут быть использованы в соответствии с изобретением, можно охарактеризовать как сильные кислоты, к которым относится любая органическая или неорганическая кислота со значением рКа, равным 8 или менее, предпочтительно 7 или менее, более предпочтительно 6 или менее. К пригодным для использования кислотам принадлежат ортофосфорная кислота, которая является предпочтительной из-за своей низкой коррозионной активности, фосфорная кислота, борная кислота, соляная кислота, серная кислота, сернистая кислота, азотистая кислота, пирофосфорная кислота, теллуровая кислота и т.п. В качестве пригодных кислот включаются также органические кислоты, такие как уксусная кислота, муравьиная кислота, адипиновая кислота, бензойная кислота, н-масляная кислота, хлоруксусная кислота, лимонная кислота, глутаровая кислота, молочная кислота, малоновая кислота, щавелевая кислота, о-фталевая кислота, янтарная кислота, о-толуиловая кислота и т.п. Кроме того, могут быть использованы кислотообразующие вещества, которые способны образовывать кислоты при контакте с водой. Кислоты, образовавшиеся из таких кислотообразующих веществ, пригодных в соответствии с изобретением, имеют значение рКа, равное 8 или меньше, предпочтительно 7 или меньше, более предпочтительно 6 или меньше. Пригодным кислотообразующим веществом является диоксид серы.

Водный раствор алканоламина изобретения содержит кислоту и/или кислотообразующее вещество в количестве, больше или равном 0,1 массовых процентов, предпочтительно больше или равном 0,5 массовых процентов, более предпочтительно больше или равном 1 массовому проценту, при этом массовые проценты даны в расчете на общую массу водного раствора. Водный раствор алканоламина изобретения содержит кислоту и/или кислотообразующее вещество в количестве, меньше или равном 25 массовым процентам, предпочтительно меньше или равном 10 массовым процентам, более предпочтительно меньше или равном 5 массовым процентам, еще более предпочтительно меньше или равном 2,5 массовым процентам, при этом массовые проценты даны в расчете на общую массу водного раствора.

Композиции водного абсорбента изобретения могут необязательно включать одно или более дополнительных аминосоединений. Предпочтительно дополнительное аминосоединение является отличным, или вторым, алканоламином, не описываемым формулой (1), приведенной выше, таким как трис(2-гидроксиэтил)амин (триэтаноламин, ТЕА); трис(2-гидроксипропил)амин (триизопропанол); трибутаноламин; бис(2-гидроксиэтил)метиламин (метилдиэтаноламин, MDEA); 2-диэтиламиноэтанол (диэтилэтаноламин, DЕЕА); 2-диметиламиноэтанол (диметилэтаноламин, DМЕА); 3-диметиламино-1-пропанол; 3-диэтиламино-1-пропанол; 2-диизопропиламиноэтанол (DIEA); н,н-бис(2-гидроксипропил)метиламин (метилдиизопропаноламин, MDIPA); н,н'-бис(2-гидроксиэтил)пиперазин (дигидроксиэтилпиперазин, DiНЕР); диэтаноламин (DEA); 2-(трет-бутиламино)этанол; 2-(трет-бутиламиноэтокси)этанол; или 2-амино-2-метилпропанол (АМР), 2-(2-аминоэтокси)этанол.

Предпочтительные дополнительные аминосоединения включают одну или несколько третичных аминогрупп.

Предпочтительно дополнительное аминосоединение включает одну стерически затрудненную аминогруппу. Композиции водного абсорбента, включающие соединение 1-гидроксиэтил-4-перидинилпиперазина и амин, имеющий одну или несколько стерически затрудненных аминогрупп, является особенно предпочтительным с точки зрения удаления H₂S.

Если необязательное аминосоединение присутствует, его количество в водном растворе алканоламина может лежать в диапазоне от больше или равного 0,1 массовых процентов, предпочтительно больше или равного 1 массовому проценту, более предпочтительно больше или равного 5 массовым процентам в расчете на общую массу водного раствора алканоламина. Если необязательное аминосоединение присутствует, его количество в водном растворе алканоламина может лежать в диапазоне до меньше или равного 75 массовым процентам, предпочтительно меньше или равного 50 массовым процентам, более предпочтительно меньше или равного 25 массовым процентам относительно общей массы водного раствора алканоламина.

Для удаления H₂S из газовой смеси температура водного раствора алканоламина, который приводят в контакт с подлежащим обработке газом, должна быть больше или равна 120°F (49°С), предпочтительно больше или равна 130°F (54°С), более предпочтительно больше или равна 140°F (60°С), еще более предпочтительно больше или равна 150°F (65°С).

Помимо аминосоединения и воды водный раствор алканоламина может содержать одно или более других соединений, применяемых при обработке текучих сред в соответствии с хорошо известными способами. Примерами соединений, которые могут необязательно применяться, являются, помимо прочего, одно или более соединений из следующих: пеногасители; физические растворители, включая гликоли и их простые моно- и диэфиры или сложные эфиры, амиды алифатических кислот, N-алкилированные пирролидоны, сульфоны, сульфоксиды и т.п.; антиоксиданты; ингибиторы коррозии; пленкообразователи; хелатообразующие агенты, такие как металлы; регуляторы рН, такие как щелочные соединения и т.п. Количество этих необязательных компонентов не имеет решающего значения, однако может быть применено эффективное количество, соответствующее известным способам.

Помимо аминосоединения, кислоты и необязательного одного или более других соединений, используемых при обработке текучих сред, водный раствор алканоламина может содержать физический растворитель. Предпочтительно такой растворитель, как циклотетраметиленсуфон (доступный под торговой маркой SULFOLANE), диметиловые эфиры полиэтиленгликоля (доступные под торговой маркой SELEXOL компанией Dow Chemical Company) и монометиловый эфир триэтиленгликоля (TGME или METHOXYTRIGLYCOL от Dow Chemical Company), 1,3-диметил-3,4,5,6-тетрагидро-2(1Н)-пиримидинон, N-формилморфолин, N-ацетилморфолин или их смеси.

Если физический растворитель присутствует, его количество в водном растворе алканоламина может быть больше или равно 1 массовому проценту, предпочтительно больше или равно 5 массовым процентам, более предпочтительно больше или равно 10 массовым процентам в расчете на общую массу водного раствора алканоламина. Если физический растворитель присутствует, его количество в водном растворе алканоламина может быть меньше или равно 75 массовым процентам, предпочтительно меньше или равно 65 массовым процентам, более предпочтительно меньше или равно 50 массовым процентам в расчете на общую массу водного раствора алканоламина.

Изобретение имеет широкий спектр применения в нефтехимической и энергетической промышленности. Например, изобретение может быть использовано для обработки потоков текучих сред, газов, жидкостей или смесей в ходе переработки нефти, обработки высокосернистого газа, обработки газа конверсии угля паром, обработки опасных выбросов дымовых газов, обработки свалочных газов и в новом поколении устройств для борьбы с опасными выбросами в целях безопасности человека.

Потоки текучих сред, подлежащие обработке способом изобретения, содержат смесь кислых газов, которая включает H₂S и необязательно может включать другие газы, такие как СО₂, N₂, СН₄, С₂Н₆, С₃Н₈, Н₂, СО, Н₂О, COS, HCN, NH₃, О₂, меркаптаны и т.п. Часто такие газовые смеси находятся в газообразных продуктах горения, газах нефтепереработки, бытовом газе, природном газе, синтез-газе, хвостовом газе, водяном газе, пропане, пропилене, тяжелых углеводородных газах и т.д. При этом водный раствор алканоламина особенно эффективен, когда поток текучей среды представляет собой газовую смесь, полученную, например, в виде ретортного газа при перегонке сланцевой нефти, обработке сланцевого угля или при газификации тяжелой нефти путем паровоздушной или парокислородной термической конверсии тяжелого нефтяного остатка до газов и жидкостей с меньшим молекулярным весом или в ходе операций по очистке хвостовых газов завода по извлечению серы.

Предпочтительно способ изобретения применяют для удаления H₂S из потока газа, содержащего H₂S, необязательно, в присутствии одной или более других примесей, представляющих собой кислый газ, например СО₂, N₂, СН₄, С₂Н₆, С₃Н₈, Н₂, СО, Н₂О, COS, HCN, NH₃, О₂ и/или меркаптаны. Однако изобретение может быть использовано для удаления H₂S и одного или более из СО₂, N₂, СН₄, С₂Н₆, С₃Н₈, Н₂, СО, Н₂О, COS, HCN, NH₃, О₂ и/или меркаптанов из потока газа, содержащего H₂S и один или более компонентов из СО₂, SO₂, CS₂, HCN, COS и/или меркаптанов.

Стадия абсорбции изобретения, как правило, включает приведение потока текучей среды, предпочтительно газовой смеси, в контакт с водным раствором алканоламина в любом пригодном для обеспечения контакта резервуаре, примеры характерных процессов абсорбции см. в USP 5736115 и 6337059, описание которых во всей полноте включается в настоящий документ путем ссылки. В этих процессах поток текучей среды, содержащий H₂S, необязательно СО₂ и другие примеси, из которого нужно удалить H₂S, может быть приведен в тесный контакт с водным раствором алканоламина при помощи традиционных средств, таких как колонна или резервуар, например, с кольцевой насадкой или сетчатами тарелками, или барботажным реактором.

В типичном порядке применения изобретения на практике стадию абсорбции осуществляют путем подачи потока текучей среды в нижнюю часть абсорбционной колонны, тогда как свежий водный раствор алканоламина подают в верхнюю часть этой колонны. Поток текучей среды, по большей части лишенный H₂S (иногда называемый обработанным или очищенным газом), выходит из верхней части колонны, а насыщенный водный раствор алканоламина, который содержит абсорбированный H₂S, выходит из колонны в нижней части или через дно. Температура композиции абсорбента на входе на стадию абсорбции лежит предпочтительно в диапазоне от 120°F (49°С) до 210°F (99°С), более предпочтительно от 140°F (60°С) до 200°F (93°С). Давление может изменяться в широком диапазоне; приемлемые величины давления в абсорбере составляют от 5 до 2000 psi (34 кПа – 13,8 МПа), предпочтительно от 20 до 1500 psi (138 кПа – 10,3 МПа), наиболее предпочтительно от 25 до 1000 psi (172 кПа – 6,9 МПа). Взаимодействие происходит в таких условиях, когда H₂S предпочтительно абсорбируется раствором. Условия абсорбции и условия в устройстве проектируют так, чтобы свести к минимуму время пребывания водного раствора алканоламина в абсорбере с целью уменьшения захватывания СО₂ и в то же время, чтобы времени пребывания было достаточно для того, чтобы во время контакта потока текучей среды с водной композицией абсорбента абсорбировалось максимальное количество газообразного H₂S. Для потоков текучих сред с низким парциальным давлением, которые встречаются в процессах термической конверсии, требуется меньше водного раствора алканоламина в тех же условиях абсорбции, чем для потоков текучих сред с более высоким парциальным давлением, таких как ретортные газы при перегонке сланцевой нефти.

Типичная процедура для фазы удаления H₂S данного способа включает абсорбцию H₂S в процессе противоточного контакта газообразной смеси, содержащей H₂S и СО₂, с водным раствором алканоламина, содержащим аминосоединение, в колонне, оборудованной множеством тарелок, при температуре по меньшей мере 120°F (49°С) и при скорости газа по меньшей мере 0,3 фут/с (0,09 м/с) (относительно «активной» или продуваемой поверхности тарелки) в зависимости от рабочего давления газа, при этом в указанной тарельчатой колонне имеется менее 20 тарелок, на которых происходит взаимодействие, и, как правило, используется, например, от 4 до 16 тарелок.

После взаимодействия потока текучей среды с водным раствором алканоламина, который становится насыщенным или частично насыщенным H₂S, этот раствор может быть, по меньшей мере частично, регенерирован, после чего он может быть рециркулирован в абсорбер. Как и абсорбция, регенерация может происходить в одной жидкой фазе. Регенерация или десорбция кислых газов из водного раствора алканоламина может быть осуществлена традиционными средствами нагревания, расширения, отгонки инертной текучей средой или их сочетания, например снижения давления раствора или увеличения температуры до величины, при которой абсорбированный H₂S испаряется, или путем подачи раствора в резервуар с конструкцией, подобной используемому на стадии абсорбции, в верхнюю часть этого резервуара и пропускания в восходящем направлении через этот резервуар инертного газа, такого как воздух или азот или предпочтительно пар. Температура раствора на стадии регенерации должна лежать в диапазоне от 120°F (49°С) до 210°F (99°С), предпочтительно от 140°F (60°С) до 200°F (93°С), давление раствора во время регенерации должно составлять от 0,5 psi (3 кПа) до 100 psi (689 кПа), предпочтительно от 1 psi (7 кПа) до 50 psi (345 кПа). После очистки, по меньшей мере, от части газообразного H₂S водный раствор алканоламина может быть рециркулирован в устройство абсорбции. Если нужно, может быть добавлен свежий абсорбент.

В предпочтительной процедуре регенерации обогащенный H₂S водный раствор алканоламина направляют в регенератор, где абсорбированные компоненты десорбируют паром, который получают, доводя раствор до кипения. Давление в испарительном барабане и десорбционной секции обычно составляет от 1 psi (7 кПа) до 50 psi (345 кПа), предпочтительно от 15 psi (103 кПа) до 30 psi (207 кПа), температура, как правило, лежит в диапазоне от 120°F (49°С) до 340°F (171°С), предпочтительно от 170°F (77°С) до 250°F (121°С). Температуры десорбции и вскипания, конечно, будут зависеть от давления в десорбционной секции; так, при давлении в десорбционной секции от 15 до 30 psi (103-207 кПа) температура десорбции будет составлять от 170°F до 250°F (77°С - 121°С). Нагревание раствора, подлежащего регенерации, надлежащим образом может быть достигнуто путем опосредованного нагрева паром низкого давления. Однако также возможно использование прямого впрыскивания пара. Полученный в результате обедненный сероводородом водный раствор алканоламина может быть использован для взаимодействия с газовой смесью, содержащей H₂S.

Предпочтительно чистый газ содержит H₂S в количестве, меньше или равном 10 частей на миллион H₂S, что отвечает некоторым природоохранным нормативам, более предпочтительно меньше или равном 4 части на миллион H₂S, что отвечает предпочтительным требованиям трубопроводной транспортировки.

Один из предпочтительных вариантов осуществления изобретения включает осуществление способа изобретения непрерывно, то есть как непрерывный процесс. Однако этот способ может осуществляться в периодическом или полунепрерывном режиме. Выбор типа применяемого процесса зависит от условий, используемого оборудования, типа и объема газового потока и других факторов, очевидных специалистам в данной области, основывающихся на настоящем описании.

ПРИМЕРЫ

Примеры 1-12 представляют собой водные растворы аминового абсорбента, содержащие 50 массовых частей алканоламина, 50 массовых частей деионизированной воды и, необязательно, 1 или 2 массовые части кислоты, при этом массовые части даны в расчете на общую массу водного раствора аминового абсорбента. Газовый поток, включающий синтетическую смесь, содержащую 4,2 процента H₂S, 16 процентов СО₂ и 79,8 процента N₂, при этом проценты даны по объему, обрабатывали в абсорбере экспериментального масштаба с целью удаления H₂S и СО₂. Для каждого водного раствора аминового абсорбента проводили обработку газового потока при трех различных величинах расхода. Составы, параметры процесса и остаточные концентрации H₂S и СО₂ для примеров 1-12 приведены в таблице 1.

В таблице 1:

«MDEA» означает 98% метилдиэтаноламин, поставляемый Dow Chemical Company;

«DMAPD» означает 98% 3-диметиламино-1,2-пропандиол, поставляемый АК Scientific; и

«Н₃РО₄» означает 85% ортофосфорную кислоту, поставляемую Fisher Scientific.

Водный раствор аминового абсорбента подавали в абсорбер экспериментального масштаба, показанный на фиг. 1, по подводящей линии 5 в верхнюю часть газожидкостной противоточной насадочной адсорбционной колонны 2. Поток газа подавали по подводящей линии 1 в нижнюю часть колонны 2 с расходом газа 10 литров в минуту. Давление в абсорбере поддерживали равным 238 psia (1,6 МПа абс.). Чистый газ (то есть с уменьшенным содержанием H₂S и СО₂) отводили из верхней части абсорбера 2 по линии 3, остаточные концентрации H₂S и СО₂ определяли путем газохроматографического (ГХ) анализа. Водный аминовый раствор, насыщенный H₂S и СО₂, спускался в нижнюю часть абсорбера, откуда его отводили по линии 4.

Давление водного амина в линии 4 уменьшали при помощи клапана 8 регулирования уровня и направляли по линии 7 в теплообменник 9, в котором насыщенный водный раствор нагревали. Горячий насыщенный раствор поступал в верхнюю часть регенератора 12 по линии 10. Регенератор был оборудован неупорядоченной насадкой, облегчающей десорбцию газообразных H₂S и СО₂. Давление в регенераторе установили равным 17 psia (117 кПа абс.). Газы направляли по линии 13 в конденсатор 14, где происходило охлаждение и конденсация какого-либо остаточного количества воды и амина. Затем газы подавали в сепаратор 15, где сконденсировавшуюся жидкость отделяли от паровой фазы. Сконденсировавшийся водный раствор подавали насосом 22 по линии 16 в верхнюю часть регенератора 12. Газы, оставшиеся после конденсации, отводили по линии 17 для окончательного сбора и/или ликвидации. Регенерированный водный раствор стекал в нижнюю часть регенератора 12 в спаренный с ним ребойлер 18. В ребойлере 18, оборудованном электронагревательным устройством, происходило испарение части водного раствора и отгонка каких-либо оставшихся газов. Пар поднимался из ребойлера и снова попадал в регенератор 12, смешивался со стекающей жидкостью, после чего отводился по линии 13 и направлялся на стадию конденсации данного процесса. Регенерированный водный раствор отводили из ребойлера 18 по линии 19 и охлаждали в теплообменнике 20, затем насосом 21 снова подавали в абсорбер 2 по подводящей линии 5.

Расход водного аминового абсорбента определяли путем медленного снижения до тех пор, пока не происходило резкого увеличения количества H₂S в линии 3 очищенного газа.

Результаты примеров 1-12 представлены на графике, приводимом на фиг. 2. Концентрация H₂S в объемный частях на миллион (ppmv) нанесена на график в зависимости от расхода амина в кубических сантиметрах в минуту (cc/min).

Таблица 1
Пример	1*	2*	3*	4*	5*	6*	7	8	9	10	11	12
Композиция абсорбента
MDEA	50	50	50
DMAPD				50	50	50	50	50	50	50	50	50
Н₃РО₄	1	1	1				1	1	1	2	2	2
Вода	50	50	50	50	50	50	50	50	50	50	50	50
Расход адсорбента, см³/мин	36,4	24,9	21,4	26,7	22,5	19,7	24,9	22,3	17,5	24,6	20,2	17,1
ГХ анализ газа на выходе
СО₂, ppmv	4,6	8	9,2	5,1	7,5	7,5	7,2	8,5	9,8	6	8	9,1
H₂S, ppmv	7,6	71	370	44	99	228	21,4	44	410	2,5	16	155
Температура обедненного раствора, °F (°С)	152 66,7	152 66,7	152 66,7	150 65,5	150 65,5	150 65,5	151 66,1	151 66,1	151 66,1	150 65,5	150 65,5	150 65,5
Температура газа на входе, °F (°С)	128 53,3	128 53,3	128 53,3	129 53,9	129 53,9	129 53,9	128 53,3	128 53,3	128 53,3	129 53,9	129 53,9	129 53,9
* не является примером изобретения

1. Водный раствор алканоламина для удаления сероводорода из газовых смесей, содержащий

(i) аминосоединение общей формулы

где R¹ и R² независимо друг от друга представлены метильной, этильной, пропильной или изопропильной группами,

(ii) кислоту со значением рКа, равным 8 или меньше, или кислотообразующее вещество, способное образовывать в водной среде кислоту со значением рКа, равным 8 или меньше, и

(iii) необязательно одно или более аминосоединений, которые отличаются от (i).

2. Водный раствор алканоламина по п. 1, в котором

(i) аминосоединение присутствует в количестве от 0,1 до 75 массовых процентов,

(ii) кислота присутствует в количестве от 0,1 до 25 массовых процентов, и

(iii) необязательное аминосоединение присутствует в количестве от 0 до 75 массовых процентов,

при этом массовые проценты представлены в расчете на общую массу водного раствора алканоламина.

3. Водный раствор алканоламина по п. 1, в котором аминосоединение (i) представляет собой 3-(диметиламино)-1,2-пропандиол или 3-(диэтиламино)-1,2-пропандиол.

4. Водный раствор алканоламина по п. 1, в котором кислота является ортофосфорной кислотой, серной кислотой, борной кислотой, муравьиной кислотой или соляной кислотой.

5. Водный раствор алканоламина по п. 1, дополнительно содержащий

(iv) физический растворитель.

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

7. Способ удаления сероводорода из газовой смеси, содержащей сероводород, включающий стадию приведения газовой смеси во взаимодействие с водным раствором алканоламина по любому из пп. 1-6.

8. Способ по п. 7, в котором температура водного раствора алканоламина больше или равна 140°F (60°С).

9. Способ по пп. 7 и 8, дополнительно включающий стадию десорбции водного раствора алканоламина паром с образованием обедненного сероводородом водного раствора алканоламина, который может быть использован на указанной стадии взаимодействия.

Изобретение относится к области осушки газов и паров жидкими осушителями и может быть использовано в нефтяной, газовой и химической промышленности. Способ осушки углеводородного газа включает предварительный нагрев газа и его направление в трехсекционный абсорбер, с противоточным движением раствора диэтиленгликоля, очистку газа от взвешенных капель жидкости в нижней скрубберной секции, поглощение паров воды диэтиленгликолем при движении газа через систему тарелок в средней секции и последующую очистку газа от захваченных капель раствора диэтиленгликоля в верхней скрубберной секции, вывод осушенного газа из абсорбера потребителю и последующую регенерацию использованного раствора диэтиленгликоля, при этом способ осуществляют с применением пароэжекторной холодильной машины, работающей в режиме теплового насоса.

Способ улавливания паров акрилонитрила // 2634456

Изобретение относится к способу улавливания паров акрилонитрила. Способ включает абсорбцию паров акрилонитрила из газовой смеси в колонном абсорбере охлажденным с помощью холодильной машины акрилонитрилом, расход которого устанавливают таким образом, чтобы концентрация паров воды в жидкости, находящейся в абсорбере, была меньше ее растворимости в акрилонитриле.

Регенерация энергии при производстве серной кислоты // 2632015

Группа изобретений относится к химической промышленности, в частности к вариантам производства серной кислоты. Для получения серной кислоты осуществляют сжигание серы в сухом газе, содержащем избыток кислорода, с получением потока газа, содержащего оксид и диоксид серы, кислород и возможно водяной пар.

Способ получения водорода для щелочных топливных элементов // 2631799

Изобретение может быть использовано в энергетической, нефтехимической, химической, металлургической отраслях промышленности. Способ получения водорода из газовых смесей, содержащих диоксид углерода, осуществляют путем его абсорбционного удаления абсорбентом на основе водных растворов аминов, способ включает процессы абсорбции диоксида углерода при повышенном давлении, расширения насыщенного абсорбента в турбине с получением механической энергии, регенерации насыщенного абсорбента при повышенной температуре и/или пониженном давлении с подводом тепла через кипятильник, рекуперации тепла горячего регенерированного абсорбента, сжатие регенерированного абсорбента насосом, охлаждение регенерированного абсорбента в холодильнике и подачу его в абсорбер, а также охлаждение парогазовой фазы, выделенной при регенерации абсорбента.

Устройство и способ для абсорбции отдельных компонентов в газе // 2631300

Изобретение относится к устройствам для абсорбции отдельных компонентов в газах. Устройство для абсорбции отдельных компонентов, таких как загрязняющие или рециркулируемые материалы, в газах, в котором абсорбирующий раствор контактирует с газом в абсорбционной камере, причем абсорбирующий раствор подается разбрызгивающими форсунками в абсорбционную камеру, снабженную газораспределительной решеткой, вызывающей турбулентность потока втекающего газа над отверстием входа газа, отличающееся тем, что в газораспределительной решетке предусмотрены разбрызгивающие форсунки, через которые вводится абсорбирующий раствор, при этом газораспределительная решетка образована большим количеством труб, причем разбрызгивающие форсунки расположены на трубах, а абсорбирующий раствор может подаваться в абсорбционную камеру через трубы.

Дезодорирующая сероочистка природного газа посредством мембранного контактного аппарата // 2631295

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

Способ утилизации низконапорных углеводородных газов факельных систем // 2631186

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к способам и устройствам утилизации низконапорных углеводородных газов факельных систем. Способ включает утилизацию низконапорных углеводородных газов факельных систем путем их эжектирования из факельных коллекторов потоком компримированного углеводородного газа с целью их вовлечения в поток углеводородных газов перед приемом компрессора, с целью последующего сжатия, аминовой очистки в колонне-абсорбере и дальнейшего использования в качестве топлива для технологических печей.

Система и способы удаления захваченной жидкости // 2627864

Изобретение относится к способу удаления жидкостей, захваченных из газового потока. Способ удаления захваченных жидкостей включает этапы, на которых вводят поток газа во впуск колонны, содержащей множество циклонов, заключенных в стаканы, в которых поток газа содержит захваченные жидкости, отделяют по меньшей мере часть захваченной жидкости из газового потока с использованием множества циклонов, обеспечивают протекание отделенных захваченных жидкостей противотоком к течению газового потока, вводят контактную жидкость во впуск колонны, удаляют отделенные захваченные жидкости через нижний выпуск колонны, удаляют газовый поток через верхний выпуск колонны.

Установка очистки газа от сероводорода // 2626351

Изобретение относится к устройствам для очистки газа от сероводорода и может найти применение в различных отраслях промышленности. Предложена установка, включающая установку хелатной очистки, термосифонное устройство с паровым нагревателем и узел прямого окисления сероводорода, состоящий из по меньшей мере одного реактора.

Способ и установка для очистки отходящих газов // 2624706

Изобретение относится к установке для очистки газов дыхания наливных терминалов нефтепродуктов и иных отходящих газов, содержащих летучие органические соединения, пары углеводородов, оксид углерода (II) и другие вещества, опасные в пожарном или токсическом отношении, при утилизации хвостовых и сдувочных газов в процессе нефтедобычи и нефтепереработки, при очистке от растворителей вентиляционных выбросов окрасочных производств, при утилизации побочного метана и т.п.

Система и способ для использования турбинных систем в составе систем обработки газов (варианты) // 2637247

Изобретение относится к турбинным системам, более конкретно к системам и способам для управления эксплуатационными параметрами текучей среды в системах обработки газов, таких как системы отделения кислых газов. Система для управления эксплуатационными параметрами текучей среды в системе отделения кислого газа, содержащая систему обработки газа растворителем, включает реакционный резервуар высокого давления, выполненный с возможностью отделения кислого газа от необработанного исходного газа с использованием растворителя в потоке обедненного текучего растворителя, причем реакционный резервуар высокого давления выполнен с возможностью выпускать обработанный чистый газ и первый поток текучей среды высокого давления через первый проточный канал, турбину, имеющую основное сопло, вспомогательное сопло и выпуск, причем основное сопло выполнено с возможностью принимать второй поток текучей среды высокого давления из первого проточного канала через основной проточный канал и причем второй поток текучей среды высокого давления составляет часть первого потока, при этом поток текучей среды высокого давления выполнен с возможностью приводить в движение турбину, и вспомогательный сопловой клапан, расположенный во вспомогательном проточном канале, причем вспомогательный сопловой клапан выполнен с возможностью управления протеканием третьего потока текучей среды высокого давления во вспомогательное сопло турбины, и причем третий поток текучей среды высокого давления составляет часть первого потока. Изобретение обеспечивает эффективное отделение компонентов кислых газов. 3 н. и 19 з.п. ф-лы, 5 ил.

Аминовое промотирование для улавливания co2 // 2637336

Аминовые промоторы используют для усиления поглощения CO2 стерически затрудненными или третичными аминами. Аминовые промоторы могут представлять собой циклические амины, включая ароматические циклические амины или мостиковые циклические амины. Сочетание аминового промотора со стерически затрудненными или третичными аминами позволяет улучшить кинетику поглощения, при этом уменьшая или минимизируя количество образующихся карбаматных солей. Промотированные стерически затрудненные или третичные амины можно использовать как часть системы улавливания и высвобождения CO2, которая включает фазовый переход из раствора продуктов реакции CO2 и амина в шлам осажденных твердых продуктов реакции CO2 и амина. Изобретение позволяет значительно повысить скорость образования бикарбоната. 4 н. и 10 з.п. ф-лы, 13 ил.

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

Изобретение относится к способу отделения кислых газов от содержащего воду потока текучей среды. Способ включает приведение в контакт содержащего воду потока текучей среды в зоне абсорбции с абсорбирующим средством, которое содержит амин, с получением потока текучей среды, подвергнутого удалению кислоты, и абсорбирующего средства, насыщенного кислыми газами, приведение в контакт потока текучей среды, подвергнутого удалению кислоты, с водной промывной жидкостью в зоне промывки, через которую промывную жидкость проводят за однократный проход без перекачивания насосом, чтобы перевести совместно унесенный амин в эту промывную жидкость, с получением потока текучей среды, подвергнутого удалению амина и удалению кислоты, и насыщенной амином промывной жидкости, охлаждение потока текучей среды, подвергнутого удалению амина и удалению кислоты, ниже зоны промывки по направлению движения потока, при этом конденсируется конденсат из головной части абсорбционного аппарата, подачу насыщенного абсорбирующего средства в зону десорбции, в которой кислые газы высвобождаются, при этом получают регенерированное абсорбирующее средство и десорбированные кислые газы, подачу регенерированного абсорбирующего средства обратно в зону абсорбции, чтобы организовать замкнутый цикл абсорбирующего средства, введение в замкнутый цикл абсорбирующего средства насыщенной амином промывной жидкости и конденсата из головной части абсорбционного аппарата, проведение десорбированных кислых газов через зону концентрирования и охлаждение кислых газов, выходящих из головной части зоны концентрирования, для конденсирования из них конденсата из головной части десорбционного аппарата, который частично подается обратно в зону концентрирования, а частично выводится из процесса. Изобретение обеспечивает эффективное задерживание аминов из потоков текучей среды при поддержании водного баланса установки. 16 з.п. ф-лы, 3 ил., 6 пр.

Промывочный раствор для абсорбции диоксида углерода и способ ускорения абсорбции посредством диоксида германия // 2638663

Изобретение относится к промывочному раствору для абсорбции диоксида углерода. Раствор содержит абсорбент диоксида углерода на основе солей аминокислоты и добавку, активирующую скорость абсорбции, которая представляет собой диоксид германия. Также изобретение относится к способу ускорения абсорбции диоксида углерода, в котором содержащий диоксид углерода газ приводят в контакт с указанным промывочным раствором. Диоксид углерода физически растворяют в промывочном растворе и химически абсорбируют абсорбентом. При этом диоксид германия оказывает каталитическое действие по меньшей мере на одной стадии реакции химической абсорбции диоксида углерода. Технический результат заключается в создании экологически чистого промывочного раствора с высокой степенью абсорбции и низким потреблением энергии при регенерации. 2 н. и 6 з.п. ф-лы, 6 ил., 1 пр.

Способ разделения газовых смесей, содержащих водород и диоксид углерода // 2638852

Изобретение может быть использовано в энергетической, нефтехимической, химической и металлургической отраслях промышленности. Способ разделения газовых смесей, содержащих водород и диоксид углерода, включает абсорбционное удаление диоксида углерода из газовых смесей абсорбентом на основе водных растворов карбонатов щелочных металлов при повышенном давлении, регенерацию насыщенного абсорбента при пониженном давлении и/или повышенной температуре с подводом тепла через кипятильник 5, сжатие регенерированного адсорбента насосом 6, охлаждение регенерированного абсорбента и подачу в абсорбер 1, а также охлаждение парогазовой смеси, выделяемой при регенерации абсорбента. Насыщенный абсорбент расширяют в гидравлической или парожидкостной турбине 3 с получением механической энергии, а перед его подачей на гидравлическую или парожидкостную турбину 3 дополнительно нагревают за счет косвенного теплообмена с горячим регенерированным абсорбентом в дополнительном теплообменнике 2. Охлаждение регенерированного абсорбента осуществляют в холодильнике 7. Изобретение позволяет увеличить эффективность работы гидравлической или парожидкостной турбины с повышением степени рекуперации энергии сжатого насыщенного абсорбента. 1 з.п. ф-лы, 1 ил., 2 табл., 2 пр.

Устройство и процесс, применяемый для восстановления фтора из дыма после абсорбции фосфора путем гидратации в процессе обжига в печи для получения фосфорной кислоты // 2638982

Изобретение относится к химической промышленности и охране окружающей среды и может быть использовано при получении фосфорной кислоты и очистке газов от фтора. Установка содержит одинаковые колонны 5 и 6 двух ступеней абсорбции, являющиеся противоточными скрубберами, предназначенными для очистки от фтора дымового газа, поступающего из башни гидратации фтора. Абсорбционные колонны 5 и 6 обеих ступеней оснащены отбойными газожидкостными сепараторами 52 и 62 кремнефтористой кислоты и промывными трубками 51 и 61 декапировки кремнефтористой кислоты. В верхних частях отбойных газожидкостных сепараторов 52 и 62 имеются выходные отверстия 12 дымового газа и установлены слои пеноотделения. Выходные отверстия кремнефтористой кислоты абсорбционных колонн 5 и 6 посредством трубопроводов с циркуляционными насосами 2 сообщены с соплами промывных трубок 51 и 61. Кроме того, выходное отверстие 53 кремнефтористой кислоты колонны 6 второй ступени сообщено с отбойным газожидкостным сепаратором 52 колонны 5 первой ступени. Выходное отверстие 12 дымового газа колонны 5 первой ступени сообщено с промывной трубкой 61 колонны 6 второй ступени, а выходное отверстие 12 дымового газа колонны 6 второй ступени сообщено с вакуумной башней распыления 7, в верхней части которой выполнено выходное отверстие 12 дымового газа. Излишки раствора кремнефтористой кислоты из колонны 5 первой ступени подают в установку 21 для обработки на фильтр-прессе и последующей очистки в устройстве 54. Изобретение обеспечивает высокую степень улавливания фтора и отсутствие его выбросов в атмосферу. 3 н. и 7 з.п. ф-лы, 5 ил., 1 пр.

Водная алканоламиновая абсорбирующая композиция, содержащая пиперазин для улучшенного удаления сероводорода из газовых смесей, и способ ее использования // 2642071

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

Усовершенствованная очистка от диоксида серы // 2642668

Изобретение относится к способу удаления диоксида серы из отходящего газа плавильной печи, отходящему газу плавильной печи и металлургической установке, включающей плавильную печь. Способ включает обеспечение отходящего газа плавильной печи, отделение диоксида серы от отходящего газа с получением концентрированного диоксида серы и отходящего газа для выброса в атмосферу, смешивание концентрированного диоксида серы с топливным газом, нагревание полученной смеси топливного газа и диоксида серы путем сжигания топливного газа, содержащегося в смеси топливного газа и диоксида серы, с кислородом так, чтобы концентрированный диоксид серы и топливный газ вступали в реакцию с образованием смеси газообразных продуктов, содержащей серу и сероводород, и удаление большей части, предпочтительно по существу всей серы и по существу всего сероводорода из смеси газообразных продуктов, при этом оставшуюся смесь газообразных продуктов дожигают перед выбросом в атмосферу. Изобретение обеспечивает высокую эффективность извлечения серы, а также возможность использования оставшейся смеси газообразных продуктов, обеспечивая экономию топлива и отсутствие потерь серы. 6 н. и 20 з.п. ф-лы, 2 ил., 1 табл.

Способ и устройство для очистки отходящего воздуха, полученного при переработке древесины // 2645143

Изобретение относится к способу и устройству для очистки отходящего воздуха. Устройство для очистки отходящего воздуха, в частности отходящего воздуха от переработки древесных материалов, с первым контуром, который содержит по меньшей мере следующие элементы: газопромыватель для промывания отходящего воздуха промывочной жидкостью, каплеотделитель для разделения отходящего воздуха и промывочной жидкости, регенерационный резервуар для сбора отделенной промывочной жидкости и удаления твердых веществ из промывочной жидкости; и устройство подачи для возвращения промывочной жидкости из регенерационного резервуара в газопромыватель, при этом устройство содержит второй контур, который содержит следующие элементы: отводящий трубопровод для отвода по меньшей мере частичного потока промывочной жидкости из первого контура, десорбер, в частности колонный десорбер, для удаления органических веществ из отведенной промывочной жидкости отдувочным газом, подаваемым в прямотоке или противотоке относительно промывочной жидкости; и возвратный трубопровод для частичного возвращения промывочной жидкости после удаления органических веществ в первый контур. 2 н. и 15 з.п. ф-лы, 2 ил.

Установка улавливания и рекуперации углеводородных паров // 2645540

Предлагаемое изобретение предназначено для использования в нефтедобывающей, нефтехимической и нефтеперерабатывающей промышленности в системе распределения и транспорта нефти и нефтепродуктов, в частности в области хранения, перевалки, переработки нефти, нефтепродуктов и других углеводородных жидкостей. Установка улавливания и рекуперации углеводородных паров содержит резервуар с приемным трубопроводом, холодильный блок, абсорберы первой и второй ступени абсорбции с орошающими трубопроводами, соединяющими верхние части абсорберов с соответствующими патрубками из холодильного блока, приемный газопровод с газодувкой, соединяющий паровую зону резервуара с нижней частью абсорбера первой ступени, насос, подающий абсорбент в холодильный блок, выходной адсорбер. Установка снабжена емкостью охлажденного абсорбента, сообщенной с насосом. Приемный газопровод снабжен дополнительным теплообменником, оснащенным патрубком отвода конденсата воды, отбираемого из углеводородных паров. Выходной адсорбер выполнен двухступенчатым с возможностью поочередной работы и продувки и сообщен после продувки через вакуумный насос с дополнительным теплообменником. Первая и вторая ступени абсорбции помещены друг над другом в один корпус, нижней частью сообщающийся с емкостью охлажденного абсорбента. Первая - нижняя ступень, орошаемая абсорбентом температурой -5°С - -10°С, снабжена контактными насадками номинальным размером от 60 до 35 мм с суммарным объемом, составляющим 30-35 об. % от общего объема насадочной части, а вторая ступень, орошаемая абсорбентом температурой -20°С - -42°С, - контактными насадками номинальным размером от 24 до 12 мм. Первая и вторая ступени выполнены с возможностью орошения охлажденным абсорбентом в пропорции 1:2. Емкость охлажденного абсорбента может быть выполнена с возможностью накопления и использования в качестве абсорбента углеводородного конденсата уловленных углеводородных паров. Установка улавливания и рекуперации углеводородных паров благодаря использованию вертикального единого корпуса, совмещающего первую и вторую ступени абсорбции, применению дополнительного теплообменника и осуществлению раздельной подачи абсорбента на орошение (при условии сохранения требуемой степени улавливания паров углеводородов) позволяет снизить металлоемкость установки и энергетические затраты на отогрев абсорберов и регенерацию адсорберов, что в итоге приводит к снижению потребляемой мощности установки. Использование в качестве абсорбента углеводородного конденсата уловленных углеводородных паров из емкости охлажденного абсорбента расширяет область применения установки (функциональные возможности) при условии отсутствия или недостаточного количества абсорбента на объектах. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.