JPH04310214A - 酸性ガスの除去法 - Google Patents
酸性ガスの除去法Info
- Publication number
- JPH04310214A JPH04310214A JP4034072A JP3407292A JPH04310214A JP H04310214 A JPH04310214 A JP H04310214A JP 4034072 A JP4034072 A JP 4034072A JP 3407292 A JP3407292 A JP 3407292A JP H04310214 A JPH04310214 A JP H04310214A
- Authority
- JP
- Japan
- Prior art keywords
- soln
- gas
- acid gas
- column
- absorbent
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Withdrawn
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 13
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 title claims description 3
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims abstract description 21
- UEEJHVSXFDXPFK-UHFFFAOYSA-N N-dimethylaminoethanol Chemical compound CN(C)CCO UEEJHVSXFDXPFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 13
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 claims abstract description 13
- 229960002887 deanol Drugs 0.000 claims abstract description 13
- 239000012972 dimethylethanolamine Substances 0.000 claims abstract description 13
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 9
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 35
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims description 22
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 claims description 11
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 claims description 11
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims description 6
- 230000002745 absorbent Effects 0.000 abstract description 6
- 239000002250 absorbent Substances 0.000 abstract description 6
- 238000001816 cooling Methods 0.000 abstract 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 7
- ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N diethanolamine Chemical compound OCCNCCO ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-M Bicarbonate Chemical compound OC([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 3
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 3
- 239000006096 absorbing agent Substances 0.000 description 2
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 150000004657 carbamic acid derivatives Chemical class 0.000 description 2
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 2
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 2
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910000851 Alloy steel Inorganic materials 0.000 description 1
- LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-M Bisulfite Chemical compound OS([O-])=O LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- KXDHJXZQYSOELW-UHFFFAOYSA-M Carbamate Chemical compound NC([O-])=O KXDHJXZQYSOELW-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000012190 activator Substances 0.000 description 1
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 1
- 150000001408 amides Chemical class 0.000 description 1
- 150000001413 amino acids Chemical class 0.000 description 1
- 150000001642 boronic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 1
- 239000008246 gaseous mixture Substances 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 150000003951 lactams Chemical class 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 229920000570 polyether Polymers 0.000 description 1
- 229920000151 polyglycol Polymers 0.000 description 1
- 239000010695 polyglycol Substances 0.000 description 1
- 150000003141 primary amines Chemical class 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 150000003335 secondary amines Chemical class 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- 231100000331 toxic Toxicity 0.000 description 1
- 230000002588 toxic effect Effects 0.000 description 1
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
- B01D53/1493—Selection of liquid materials for use as absorbents
Abstract
(57)【要約】本公報は電子出願前の出願データであるた
め要約のデータは記録されません。
め要約のデータは記録されません。
Description
【0001】本発明は、ガス状混合物から吸収によりH
2S及び/又はCO2の如き酸性ガスを除去するための
方法に係る。
2S及び/又はCO2の如き酸性ガスを除去するための
方法に係る。
【0002】H2S及び/又はCO2の除去は、常に有
効で、経済的かつ効果的な解決策が未だに見出されてい
ない産業上の重大な問題である。その可能な利用分野は
多数あり、主な例(ただし絶対的な例ではない)は天然
ガスの処理である。CO2はこのガスの不活性成分であ
り、所望の熱量及びWobbeインデックスにより定め
られる限度までの量でガス中に残留できる。数10%(
容量)以下で含有する原料を使用する場合、処理後のガ
スはCO2 1ないし3%を含有できる。H2Sの除去
は、使用に際して有毒かつ有害な成分を全く含有しない
ガスとなるように完全でなければならない。数%(容量
)以下で含有する原料を使用する場合、処理後のガスに
おけるH2S含量は1−3ppm以下でなければならな
い。ガス混合物からのCO2及びH2Sの如き酸性ガス
の除去に関し、吸収法(物理的又は化学的)の使用は公
知である。記述を簡単にするため、公知の方法は使用す
る溶媒のタイプによって分類される。詳述すれば、次の
とおりである。 a)アルコール、アミド、ラクタム、ポリグリコール、
ポリエーテル等:これらのタイプの溶媒は、特に酸性ガ
ス分圧が高い場合に使用される。 b)MEA又はDEAの如き第1級又は第2級アミンの
水溶液:この種の溶媒は、酸性ガス分圧が低い場合及び
非常に過酷な要件を満さなければならない場合に使用さ
れる。 c)アミン、ホウ酸塩、アミノ酸等の如き物質によって
活性化されたアルカリ炭酸塩水溶液:この種の溶媒は、
通常、高分圧において多量の酸性ガスを除去するために
使用される。特に、活性化剤が共存する場合に、興味深
い結果が得られる。
効で、経済的かつ効果的な解決策が未だに見出されてい
ない産業上の重大な問題である。その可能な利用分野は
多数あり、主な例(ただし絶対的な例ではない)は天然
ガスの処理である。CO2はこのガスの不活性成分であ
り、所望の熱量及びWobbeインデックスにより定め
られる限度までの量でガス中に残留できる。数10%(
容量)以下で含有する原料を使用する場合、処理後のガ
スはCO2 1ないし3%を含有できる。H2Sの除去
は、使用に際して有毒かつ有害な成分を全く含有しない
ガスとなるように完全でなければならない。数%(容量
)以下で含有する原料を使用する場合、処理後のガスに
おけるH2S含量は1−3ppm以下でなければならな
い。ガス混合物からのCO2及びH2Sの如き酸性ガス
の除去に関し、吸収法(物理的又は化学的)の使用は公
知である。記述を簡単にするため、公知の方法は使用す
る溶媒のタイプによって分類される。詳述すれば、次の
とおりである。 a)アルコール、アミド、ラクタム、ポリグリコール、
ポリエーテル等:これらのタイプの溶媒は、特に酸性ガ
ス分圧が高い場合に使用される。 b)MEA又はDEAの如き第1級又は第2級アミンの
水溶液:この種の溶媒は、酸性ガス分圧が低い場合及び
非常に過酷な要件を満さなければならない場合に使用さ
れる。 c)アミン、ホウ酸塩、アミノ酸等の如き物質によって
活性化されたアルカリ炭酸塩水溶液:この種の溶媒は、
通常、高分圧において多量の酸性ガスを除去するために
使用される。特に、活性化剤が共存する場合に、興味深
い結果が得られる。
【0003】吸収により酸性ガスを分離する工業的方法
は、本質的に2つの価値、すなわち除去される酸性ガス
の単位量当たりの設備コスト及び操作コストによって特
徴づけられる。設備コストは、吸収塔及び再生塔(リボ
イラー及び冷却器を含む)のサイズ、従って必要な溶媒
の流量に実質的に比例する。操作コストは、溶媒を再生
するために必要な熱量に実質的に比例する。溶媒の流量
が多ければ多いほど、該溶媒のポンプ送給に大きいエネ
ルギーを消費するため操作コストが大きくなる。 上記タイプa)の溶媒は、除去される酸性ガスの単位量
当たりの操作コストが低いことによって特徴づけられる
が、特に酸性ガスの量が多くないため分圧が低い場合に
設備コストが高くなることによっても特徴づけられる。 タイプb)の溶媒は、吸収工程ではCO2の存在下にお
いてカルバメートの生成を招くため操作コストが高いこ
とによって特徴づけられる。再生塔で行われる逆反応は
強い吸熱性であり、従ってコスト高である。 タイプc)の溶媒は、炭酸水素塩の生成を招き、従って
分解反応を必要とするが、吸熱性が低いためカルバメー
ト用のものよりも低コストであり、従ってタイプb)の
ものよりも操作コストが低いことによって特徴づけられ
る。しかしながら、タイプc)の溶媒は、腐食現象を防
止するため比較的低い濃度で使用されなければならない
ため、設備コストが比較的高い(又は高品質鋼又は合金
鋼を使用しなければならないため、設備コストがかなり
増大する)。さらに、タイプb)の溶媒も、かかる問題
点を呈する。従って、MEA及びDEA溶液は、高濃度
のカルバメートによる重大な腐食の問題を防止するため
に15−25重量%溶液として使用され、このため設備
コストが高くなる。
は、本質的に2つの価値、すなわち除去される酸性ガス
の単位量当たりの設備コスト及び操作コストによって特
徴づけられる。設備コストは、吸収塔及び再生塔(リボ
イラー及び冷却器を含む)のサイズ、従って必要な溶媒
の流量に実質的に比例する。操作コストは、溶媒を再生
するために必要な熱量に実質的に比例する。溶媒の流量
が多ければ多いほど、該溶媒のポンプ送給に大きいエネ
ルギーを消費するため操作コストが大きくなる。 上記タイプa)の溶媒は、除去される酸性ガスの単位量
当たりの操作コストが低いことによって特徴づけられる
が、特に酸性ガスの量が多くないため分圧が低い場合に
設備コストが高くなることによっても特徴づけられる。 タイプb)の溶媒は、吸収工程ではCO2の存在下にお
いてカルバメートの生成を招くため操作コストが高いこ
とによって特徴づけられる。再生塔で行われる逆反応は
強い吸熱性であり、従ってコスト高である。 タイプc)の溶媒は、炭酸水素塩の生成を招き、従って
分解反応を必要とするが、吸熱性が低いためカルバメー
ト用のものよりも低コストであり、従ってタイプb)の
ものよりも操作コストが低いことによって特徴づけられ
る。しかしながら、タイプc)の溶媒は、腐食現象を防
止するため比較的低い濃度で使用されなければならない
ため、設備コストが比較的高い(又は高品質鋼又は合金
鋼を使用しなければならないため、設備コストがかなり
増大する)。さらに、タイプb)の溶媒も、かかる問題
点を呈する。従って、MEA及びDEA溶液は、高濃度
のカルバメートによる重大な腐食の問題を防止するため
に15−25重量%溶液として使用され、このため設備
コストが高くなる。
【0004】発明者らは、溶媒として好適濃度のジメチ
ルエタノールアミン水溶液を使用することによって公知
の方法の欠点を解消できることを見出し、本発明に至っ
た。本質的にH2S及び/又はCO2の如き酸性ガスの
溶媒による吸収及び使用済溶媒の再生を包含してなる再
生ガス含有ガス混合物から前記再生ガスを除去する本発
明による方法は、ジメチルエタノールアミン濃度30な
いし70重量%、好ましくは40ないし55重量%のジ
メチルエタノールアミン(DMEA)水性混合物でなる
溶媒を使用することを特徴とする。この化合物は、炭酸
水素塩(又はH2Sが存在する場合には亜硫酸水素塩)
の生成を招き、CO2分圧が比較的低い場合にも腐食又
は送給に関連する問題を生ずることなく高濃度水溶液で
の使用を可能にする。炭酸水素塩の再生は、コスト高の
操作ではないことに留意する必要がある。本発明の方法
は、酸性ガス含量1ないし90容量%のガス混合物、特
に酸性ガス含量3ないし60容量%のガス混合物を精製
できる。この方法を使用することにより、CO2含量0
.5ないし5容量%を有する塔頂流が吸収塔から得られ
る。
ルエタノールアミン水溶液を使用することによって公知
の方法の欠点を解消できることを見出し、本発明に至っ
た。本質的にH2S及び/又はCO2の如き酸性ガスの
溶媒による吸収及び使用済溶媒の再生を包含してなる再
生ガス含有ガス混合物から前記再生ガスを除去する本発
明による方法は、ジメチルエタノールアミン濃度30な
いし70重量%、好ましくは40ないし55重量%のジ
メチルエタノールアミン(DMEA)水性混合物でなる
溶媒を使用することを特徴とする。この化合物は、炭酸
水素塩(又はH2Sが存在する場合には亜硫酸水素塩)
の生成を招き、CO2分圧が比較的低い場合にも腐食又
は送給に関連する問題を生ずることなく高濃度水溶液で
の使用を可能にする。炭酸水素塩の再生は、コスト高の
操作ではないことに留意する必要がある。本発明の方法
は、酸性ガス含量1ないし90容量%のガス混合物、特
に酸性ガス含量3ないし60容量%のガス混合物を精製
できる。この方法を使用することにより、CO2含量0
.5ないし5容量%を有する塔頂流が吸収塔から得られ
る。
【0005】本発明による方法の実施に適するスキーム
を、図面を参照して実施例(本発明はこれに限定されな
い)によって詳述する。処理すべきガスをライン1を介
して吸収器2に供給すると共に、該吸収塔にライン3を
介して吸収剤溶液を供給する。処理されたガスをライン
4を介して取出す。塔底5から使用済の溶液を取出し、
弁6で圧力を解放した後、熱交換器7で予熱し、再生塔
8に供給する。塔8(リボイラー9を具備する)の塔底
から再生溶液10を、熱交換器7及び冷却器12で冷却
した後、ポンプ11によって塔2に供給する。一方、塔
8から排出された酸性ガス(13)を冷却器14で冷却
し、セパレーター15において液流(16)(ポンプ1
7によって再循環される)及び酸性ガス(18)(最終
的に除去される)に分離する。塔2及び8の頂部からの
各ガス及び蒸気を少量の水で洗浄して、英国特許公開第
2167738号に開示された如くガス状排出流中への
溶媒のロスを防止するようにしてもよい。また、吸収塔
は、厳格な温度制御が必要とされる場合には、補助的な
中間熱交換器を具備していてもよい。アミン除去のため
の水ライン及び補助熱交換器は図面中には記載されてい
ない。
を、図面を参照して実施例(本発明はこれに限定されな
い)によって詳述する。処理すべきガスをライン1を介
して吸収器2に供給すると共に、該吸収塔にライン3を
介して吸収剤溶液を供給する。処理されたガスをライン
4を介して取出す。塔底5から使用済の溶液を取出し、
弁6で圧力を解放した後、熱交換器7で予熱し、再生塔
8に供給する。塔8(リボイラー9を具備する)の塔底
から再生溶液10を、熱交換器7及び冷却器12で冷却
した後、ポンプ11によって塔2に供給する。一方、塔
8から排出された酸性ガス(13)を冷却器14で冷却
し、セパレーター15において液流(16)(ポンプ1
7によって再循環される)及び酸性ガス(18)(最終
的に除去される)に分離する。塔2及び8の頂部からの
各ガス及び蒸気を少量の水で洗浄して、英国特許公開第
2167738号に開示された如くガス状排出流中への
溶媒のロスを防止するようにしてもよい。また、吸収塔
は、厳格な温度制御が必要とされる場合には、補助的な
中間熱交換器を具備していてもよい。アミン除去のため
の水ライン及び補助熱交換器は図面中には記載されてい
ない。
【0006】本発明を限定することなくさらに詳述する
ために、2つの例(1つは比較例である)を例示する。 実施例 2泡鐘(two−cap)プレート44段を包含する直
径約5cm(2”)の塔において、ジメチルエタノール
アミン(DMEA)の50重量%水溶液を使用して操作
を行った。原料天然ガス(2Nm3/h)はCO2 2
0%を含有し、70Kg/cm2である。塔底温度70
℃、塔頂プレート温度50℃で操作を行ったところ、処
理後のガスは、溶媒流量3.5Kg/hに関して残留C
O2含量1%を有していた。 比較例 同じ塔において同じ温度及び圧力条件下において、ただ
しジエタノールアミン(DEA)の25重量%水溶液を
使用して同じ原料について処理を行ったところ、CO2
含量1%のガスを得るためには流量7Kg/hが必要で
あった。 いずれの場合にも、再生塔(2泡鐘プレート44段,φ
=約5cm(2”),塔頂圧力=1.2Kg/cm2,
塔底温度=120℃)における熱の消費量を直接に測定
することはできない。しかしながら、DEAの使用では
、DMEAによる操作の場合よりも30%熱消費量が大
きいことが算定された。従って、DEAによる操作は、
溶媒の取扱いによる多いエネルギーを消費するため、設
備コストのかなりの増大及び操作コストの増大を生ずる
。
ために、2つの例(1つは比較例である)を例示する。 実施例 2泡鐘(two−cap)プレート44段を包含する直
径約5cm(2”)の塔において、ジメチルエタノール
アミン(DMEA)の50重量%水溶液を使用して操作
を行った。原料天然ガス(2Nm3/h)はCO2 2
0%を含有し、70Kg/cm2である。塔底温度70
℃、塔頂プレート温度50℃で操作を行ったところ、処
理後のガスは、溶媒流量3.5Kg/hに関して残留C
O2含量1%を有していた。 比較例 同じ塔において同じ温度及び圧力条件下において、ただ
しジエタノールアミン(DEA)の25重量%水溶液を
使用して同じ原料について処理を行ったところ、CO2
含量1%のガスを得るためには流量7Kg/hが必要で
あった。 いずれの場合にも、再生塔(2泡鐘プレート44段,φ
=約5cm(2”),塔頂圧力=1.2Kg/cm2,
塔底温度=120℃)における熱の消費量を直接に測定
することはできない。しかしながら、DEAの使用では
、DMEAによる操作の場合よりも30%熱消費量が大
きいことが算定された。従って、DEAによる操作は、
溶媒の取扱いによる多いエネルギーを消費するため、設
備コストのかなりの増大及び操作コストの増大を生ずる
。
【図1】本発明の方法の実施に好適な1具体例の概略図
である。
である。
2 吸収器
8 再生塔
9 リボイラー
15 セパレーター
Claims (2)
- 【請求項1】本質的にH2S及び/又はCO2の如き酸
性ガスの溶媒による吸収及び使用済溶媒の再生を包含し
てなる再生ガス含有ガス混合物から前記再生ガスを除去
する方法において、ジメチルエタノールアミン濃度30
ないし70重量%のジメチルエタノールアミン(DME
A)水性混合物でなる溶媒を使用することを特徴とする
、酸性ガスの除去法。 - 【請求項2】請求項1記載の方法において、前記水溶液
中におけるジメチルエタノールアミン(DMEA)の濃
度が40ないし55重量%である、酸性ガスの除去法。
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
ITMI910171A IT1244687B (it) | 1991-01-24 | 1991-01-24 | Processo per la rimozione di gas acidi da miscele gassose |
IT91A000171 | 1991-01-24 |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
JPH04310214A true JPH04310214A (ja) | 1992-11-02 |
Family
ID=11358249
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
JP4034072A Withdrawn JPH04310214A (ja) | 1991-01-24 | 1992-01-24 | 酸性ガスの除去法 |
Country Status (6)
Country | Link |
---|---|
JP (1) | JPH04310214A (ja) |
CN (1) | CN1063422A (ja) |
DE (1) | DE4201920C2 (ja) |
GB (1) | GB2252308B (ja) |
IT (1) | IT1244687B (ja) |
RU (1) | RU2087181C1 (ja) |
Families Citing this family (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
DE19538614C2 (de) * | 1995-10-17 | 1997-06-05 | Dillinger Stahlbau | Verfahren und Anlage zum Aufbereiten von stickstoffhaltigem Erdgas |
CN1717274A (zh) | 2002-11-28 | 2006-01-04 | 国际壳牌研究有限公司 | 从气体物流中脱除包括硫化氢和硫醇的含硫化合物的方法 |
CN102151456A (zh) * | 2011-01-28 | 2011-08-17 | 北京化工大学 | 化学试剂法脱除沼气及类似气源中co2和h2s的方法及装置 |
RU2500460C1 (ru) * | 2012-07-20 | 2013-12-10 | Андрей Владиславович Курочкин | Устройство для аминовой очистки газа и способ ее осуществления |
RU2505344C1 (ru) * | 2012-07-27 | 2014-01-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ очистки газов от сероводорода |
CN107485969B (zh) * | 2017-09-15 | 2019-07-30 | 东莞理工学院 | 一种二氧化碳气体吸收剂及其制备方法和应用 |
Family Cites Families (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
IT8423739V0 (it) * | 1984-11-09 | 1984-11-09 | Rockwell Rimoldi Spa | Dispositivo taglia catenella con struttura perfezionata, in particolare per macchina da cucire di uso industriale. |
IT1177324B (it) * | 1984-11-26 | 1987-08-26 | Snam Progetti | Procedimento per rimuovere selettivamente l'idrogeno solforato da miscele gassose contenenti anche anidride carbonica |
IT1177325B (it) * | 1984-11-26 | 1987-08-26 | Snam Progetti | Procedimento per la rimozione selettiva dell'idrogeno solforato da miscele gassose contenenti anche anidride carbonica |
US4814104A (en) * | 1987-02-05 | 1989-03-21 | Uop | Tertiary alkanolamine absorbent containing an ethyleneamine promoter and its method of use |
-
1991
- 1991-01-24 IT ITMI910171A patent/IT1244687B/it active IP Right Grant
-
1992
- 1992-01-21 GB GB9201267A patent/GB2252308B/en not_active Expired - Fee Related
- 1992-01-23 RU SU925010758A patent/RU2087181C1/ru active
- 1992-01-24 JP JP4034072A patent/JPH04310214A/ja not_active Withdrawn
- 1992-01-24 DE DE4201920A patent/DE4201920C2/de not_active Expired - Fee Related
- 1992-01-24 CN CN92100441.9A patent/CN1063422A/zh active Pending
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
DE4201920C2 (de) | 1997-03-20 |
GB2252308A (en) | 1992-08-05 |
ITMI910171A0 (it) | 1991-01-24 |
ITMI910171A1 (it) | 1992-07-24 |
GB2252308B (en) | 1994-09-07 |
CN1063422A (zh) | 1992-08-12 |
RU2087181C1 (ru) | 1997-08-20 |
DE4201920A1 (de) | 1992-07-30 |
GB9201267D0 (en) | 1992-03-11 |
IT1244687B (it) | 1994-08-08 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US4146569A (en) | Process for removing gaseous impurities from a gaseous mixture containing the same | |
RU2072886C1 (ru) | Способ удаления двуокиси углерода и/или сероводорода из газообразных смесей | |
JP2012183537A (ja) | 酸性ガスを流体の流れから除去することによって高い圧力下にある酸性ガス流を取得する方法 | |
US4409191A (en) | Integrated cyclic scrubbing and condensate stripping process for the removal of gaseous impurities from gaseous mixtures | |
US20110146489A1 (en) | Ammonia removal, following removal of co2, from a gas stream | |
JPH0576326B2 (ja) | ||
JP2003535209A (ja) | 炭化水素の流体流の脱酸法 | |
EP0013151B1 (en) | Process for maintaining the performance of aqueous hindered amine scrubbing liquid in acid gas scrubbing | |
RU2547021C1 (ru) | Способ и установка очистки природного газа от диоксида углерода и сероводорода | |
EP0945162B1 (en) | Process for the removal of carbon dioxide present in gases | |
JP2006522079A (ja) | アセチレンに含まれる溶媒の除去方法及び前記方法を実施するための装置 | |
US4299801A (en) | Regenerating alkanolamine desulfurizer solutions | |
EP0067013B1 (en) | Process for removal of cyclic urea reaction product from amine gas - treating solution | |
JPH04310214A (ja) | 酸性ガスの除去法 | |
JPS647801B2 (ja) | ||
US3685960A (en) | Separation of co2 and h2s from gas mixtures | |
JP4724418B2 (ja) | メタノールから二酸化炭素を除去するためのシステムユニット | |
RU2381823C1 (ru) | Способ очистки газа от кислых компонентов и установка для его осуществления | |
SU1477454A1 (ru) | Способ очистки газа от диоксида углерода | |
JPS6058744B2 (ja) | Nh↓3とco↓2から尿素溶液を製造する方法 | |
JPS60193931A (ja) | ブタジエンの回収法 | |
JPS63112552A (ja) | 未転化物の分離方法 | |
JPH0140875B2 (ja) | ||
JPH04247217A (ja) | H2 s、cos及びco2 を含有したガス混合物の脱硫方法及びそのための洗浄溶液 | |
KR101998929B1 (ko) | 개미산을 동시 생산하는 부생 가스 정제 공정 |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
A300 | Application deemed to be withdrawn because no request for examination was validly filed |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A300 Effective date: 19990408 |