JPS647812B2 - - Google Patents
Info
- Publication number
- JPS647812B2 JPS647812B2 JP51074596A JP7459676A JPS647812B2 JP S647812 B2 JPS647812 B2 JP S647812B2 JP 51074596 A JP51074596 A JP 51074596A JP 7459676 A JP7459676 A JP 7459676A JP S647812 B2 JPS647812 B2 JP S647812B2
- Authority
- JP
- Japan
- Prior art keywords
- amino
- methyl
- sterically hindered
- scrubbing solution
- propanediamine
- 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.)
- Expired
Links
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 claims description 69
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 claims description 36
- -1 aliphatic diamine Chemical class 0.000 claims description 33
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 30
- BWHMMNNQKKPAPP-UHFFFAOYSA-L potassium carbonate Chemical group [K+].[K+].[O-]C([O-])=O BWHMMNNQKKPAPP-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 22
- 238000005201 scrubbing Methods 0.000 claims description 19
- 238000003795 desorption Methods 0.000 claims description 16
- 229910000027 potassium carbonate Inorganic materials 0.000 claims description 11
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 10
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 claims description 9
- 125000003277 amino group Chemical group 0.000 claims description 9
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 9
- KOGSPLLRMRSADR-UHFFFAOYSA-N 4-(2-aminopropan-2-yl)-1-methylcyclohexan-1-amine Chemical compound CC(C)(N)C1CCC(C)(N)CC1 KOGSPLLRMRSADR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 claims description 8
- 229940058020 2-amino-2-methyl-1-propanol Drugs 0.000 claims description 6
- CBTVGIZVANVGBH-UHFFFAOYSA-N aminomethyl propanol Chemical compound CC(C)(N)CO CBTVGIZVANVGBH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-M hydroxide Chemical compound [OH-] XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 6
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 125000004433 nitrogen atom Chemical group N* 0.000 claims description 4
- 125000002924 primary amino group Chemical group [H]N([H])* 0.000 claims description 4
- PHRHXTTZZWUGNN-UHFFFAOYSA-N 3-amino-3-methylbutan-1-ol Chemical compound CC(C)(N)CCO PHRHXTTZZWUGNN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims description 3
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 claims description 3
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 claims description 3
- 150000004985 diamines Chemical class 0.000 claims description 3
- ITZPOSYADVYECJ-UHFFFAOYSA-N n'-cyclohexylpropane-1,3-diamine Chemical group NCCCNC1CCCCC1 ITZPOSYADVYECJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 claims description 3
- 125000000467 secondary amino group Chemical group [H]N([*:1])[*:2] 0.000 claims description 3
- XTQGXLFQVRJNFV-UHFFFAOYSA-N 2-n-(2-amino-2-methylpropyl)-2-methylpropane-1,2-diamine Chemical compound CC(C)(N)CNC(C)(C)CN XTQGXLFQVRJNFV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- ATFRXUJCSMOJPH-UHFFFAOYSA-N 3-(cyclohexylazaniumyl)propanoate Chemical compound OC(=O)CCNC1CCCCC1 ATFRXUJCSMOJPH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 125000001931 aliphatic group Chemical group 0.000 claims description 2
- 235000008206 alpha-amino acids Nutrition 0.000 claims description 2
- 239000003963 antioxidant agent Substances 0.000 claims description 2
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims description 2
- GSCPTGNMEGRVNR-UHFFFAOYSA-N n'-butan-2-yl-n-[2-(butan-2-ylamino)ethyl]ethane-1,2-diamine Chemical compound CCC(C)NCCNCCNC(C)CC GSCPTGNMEGRVNR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- GGHDAUPFEBTORZ-UHFFFAOYSA-N propane-1,1-diamine Chemical compound CCC(N)N GGHDAUPFEBTORZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 230000001172 regenerating effect Effects 0.000 claims description 2
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 claims 2
- 150000001414 amino alcohols Chemical class 0.000 claims 2
- BVVNMQQFLWWRFT-UHFFFAOYSA-N N(1)-isopropyl-2-methylpropan-1,2-diamine Chemical compound CC(C)NCC(C)(C)N BVVNMQQFLWWRFT-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 150000001371 alpha-amino acids Chemical class 0.000 claims 1
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 66
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 43
- 230000009102 absorption Effects 0.000 description 35
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 33
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 23
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 19
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 17
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 16
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 13
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 10
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 9
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 9
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 description 8
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 description 8
- 239000008246 gaseous mixture Substances 0.000 description 7
- ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N diethanolamine Chemical compound OCCNCCO ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 235000011181 potassium carbonates Nutrition 0.000 description 6
- 230000009103 reabsorption Effects 0.000 description 6
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 5
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 description 5
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- KXDHJXZQYSOELW-UHFFFAOYSA-M Carbamate Chemical compound NC([O-])=O KXDHJXZQYSOELW-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 4
- 150000001339 alkali metal compounds Chemical class 0.000 description 4
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 4
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 4
- HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 2-Aminoethan-1-ol Chemical compound NCCO HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M Potassium hydroxide Chemical compound [OH-].[K+] KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 3
- 239000003125 aqueous solvent Substances 0.000 description 3
- NAQMVNRVTILPCV-UHFFFAOYSA-N hexane-1,6-diamine Chemical compound NCCCCCCN NAQMVNRVTILPCV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-M Bicarbonate Chemical compound OC([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- DHMQDGOQFOQNFH-UHFFFAOYSA-N Glycine Chemical compound NCC(O)=O DHMQDGOQFOQNFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- LRHPLDYGYMQRHN-UHFFFAOYSA-N N-Butanol Chemical compound CCCCO LRHPLDYGYMQRHN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 2
- 125000004429 atom Chemical group 0.000 description 2
- 229910002091 carbon monoxide Inorganic materials 0.000 description 2
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 2
- 150000004679 hydroxides Chemical class 0.000 description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 2
- 235000015320 potassium carbonate Nutrition 0.000 description 2
- 239000000376 reactant Substances 0.000 description 2
- 239000011541 reaction mixture Substances 0.000 description 2
- FAGUFWYHJQFNRV-UHFFFAOYSA-N tetraethylenepentamine Chemical compound NCCNCCNCCNCCN FAGUFWYHJQFNRV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 125000003258 trimethylene group Chemical group [H]C([H])([*:2])C([H])([H])C([H])([H])[*:1] 0.000 description 2
- XFNJVJPLKCPIBV-UHFFFAOYSA-N trimethylenediamine Chemical compound NCCCN XFNJVJPLKCPIBV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VDPLLINNMXFNQX-UHFFFAOYSA-N (1-aminocyclohexyl)methanol Chemical compound OCC1(N)CCCCC1 VDPLLINNMXFNQX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ICLUUMOCEZQKLY-UHFFFAOYSA-N 1-N-propan-2-ylcyclohexene-1,4-diamine Chemical compound C(C)(C)NC1=CCC(CC1)N ICLUUMOCEZQKLY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- DZXPVTRPJUYHRK-UHFFFAOYSA-N 1-cyclohexylpropane-1,2-diamine Chemical compound CC(N)C(N)C1CCCCC1 DZXPVTRPJUYHRK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ZBJDOGKUWVTDQA-UHFFFAOYSA-N 1-cyclohexylpropane-1,3-diol Chemical compound OCCC(O)C1CCCCC1 ZBJDOGKUWVTDQA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- CNMOWRKNKWSSDH-UHFFFAOYSA-N 1-n-(2-aminoethyl)-2-methylpropane-1,2-diamine Chemical compound CC(C)(N)CNCCN CNMOWRKNKWSSDH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- HILDMLVQDDBFMP-UHFFFAOYSA-N 2-ethylhexane-1,2-diamine Chemical compound CCCCC(N)(CC)CN HILDMLVQDDBFMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VZOPQRNXEOGYNT-UHFFFAOYSA-N 3,3-diaminopropan-1-ol Chemical compound NC(N)CCO VZOPQRNXEOGYNT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- LUZNXVWOWHRXPE-UHFFFAOYSA-N 3-methylheptane-3,5-diamine 2-methylpentane-2,4-diamine Chemical compound NC(CC)(CC(CC)N)C.NC(C)(CC(C)N)C LUZNXVWOWHRXPE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VVNCNSJFMMFHPL-VKHMYHEASA-N D-penicillamine Chemical compound CC(C)(S)[C@@H](N)C(O)=O VVNCNSJFMMFHPL-VKHMYHEASA-N 0.000 description 1
- 239000004471 Glycine Substances 0.000 description 1
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XHCLAFWTIXFWPH-UHFFFAOYSA-N [O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[V+5].[V+5] Chemical class [O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[V+5].[V+5] XHCLAFWTIXFWPH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000001340 alkali metals Chemical class 0.000 description 1
- 150000001370 alpha-amino acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 235000001014 amino acid Nutrition 0.000 description 1
- 150000001413 amino acids Chemical class 0.000 description 1
- 238000007664 blowing Methods 0.000 description 1
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 1
- 229910021538 borax Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000005587 bubbling Effects 0.000 description 1
- 150000004649 carbonic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 125000003178 carboxy group Chemical group [H]OC(*)=O 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- ZCDOYSPFYFSLEW-UHFFFAOYSA-N chromate(2-) Chemical class [O-][Cr]([O-])(=O)=O ZCDOYSPFYFSLEW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000001351 cycling effect Effects 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 1
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 125000002887 hydroxy group Chemical group [H]O* 0.000 description 1
- 239000011261 inert gas Substances 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 1
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 1
- NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-K phosphate Chemical compound [O-]P([O-])([O-])=O NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- 239000010452 phosphate Substances 0.000 description 1
- 239000011591 potassium Substances 0.000 description 1
- 235000011118 potassium hydroxide Nutrition 0.000 description 1
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 1
- 150000003141 primary amines Chemical class 0.000 description 1
- 235000018102 proteins Nutrition 0.000 description 1
- 102000004169 proteins and genes Human genes 0.000 description 1
- 108090000623 proteins and genes Proteins 0.000 description 1
- 238000010926 purge Methods 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 238000010992 reflux Methods 0.000 description 1
- 229940082569 selenite Drugs 0.000 description 1
- MCAHWIHFGHIESP-UHFFFAOYSA-L selenite(2-) Chemical compound [O-][Se]([O-])=O MCAHWIHFGHIESP-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229910000030 sodium bicarbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910000029 sodium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M sodium hydroxide Inorganic materials [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 229910000162 sodium phosphate Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000010339 sodium tetraborate Nutrition 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 230000003381 solubilizing effect Effects 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 229910001220 stainless steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010935 stainless steel Substances 0.000 description 1
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 1
- SITVSCPRJNYAGV-UHFFFAOYSA-L tellurite Chemical compound [O-][Te]([O-])=O SITVSCPRJNYAGV-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- BSVBQGMMJUBVOD-UHFFFAOYSA-N trisodium borate Chemical compound [Na+].[Na+].[Na+].[O-]B([O-])[O-] BSVBQGMMJUBVOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910001935 vanadium oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000005200 wet scrubbing Methods 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
- B01D53/1456—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
-
- 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
- Y02A—TECHNOLOGIES FOR ADAPTATION TO CLIMATE CHANGE
- Y02A50/00—TECHNOLOGIES FOR ADAPTATION TO CLIMATE CHANGE in human health protection, e.g. against extreme weather
- Y02A50/20—Air quality improvement or preservation, e.g. vehicle emission control or emission reduction by using catalytic converters
-
- 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)
Description
本発明は、立体障害アミンを含有する水性吸収
溶液を使用してガス流れから二酸化炭素を除去す
る方法に関する。 CO2，H2S，SO2及びCOSの如き酸性ガスを吸
収するために苛性カリ又は他のアルカリ金属塩特
に炭酸塩の溶液を様々の非立体障害アミンと併用
することは周知である。アルカリ金属化合物と指
定のアミンとの併用は、酸性ガスに対してアミン
単独の系よりも高い容量（能力）をもたらす。 しかしながら、従来技術では、以下に限定した
如き立体障害アミンの使用が、非立体障害アミン
を用いる従来技術の方法と比較して処理容量が高
められたCO2スクラツビング法を提供することは
認識されていなかつたことが明らかである。 予想外にも、ガス状流れから二酸化炭素を除去
するための改良法において、水性溶媒中に溶解さ
せた立体障害アミンを用いることができることが
分つた。立体障害アミンを使用すると、立体障害
アミンを含まない場合と比較して吸収及び再吸収
速度、更に有意義には溶液の処理容量が向上され
たCO2スクラツビング法が提供される。立体障害
アミンは、水性溶媒中に溶解させることができ
る。水性溶媒を用いるときには、溶液は、溶液へ
の二酸化炭素の吸収を促進させるための追加的な
添加剤を含むことができる。１つの好ましい具体
例では、水溶液は、アルカリ金属塩又は水酸化物
を含む。斯界では、ガス状混合物から二酸化炭素
を吸収するための種々の水溶液が知られている。
一般的に言つて、水溶液は、元素周期率表の第
IA族の金属から選定される塩基性アルカリ金属
塩又は水酸化物を含む。更に好ましくは、水溶液
は、カリウム又はナトリウムのほう酸塩、炭酸
塩、水酸化物、燐酸塩又は重炭酸塩を含む。最と
も好ましくは、水溶液は炭酸カリウムを含む。 塩基性アルカリ金属塩又は水酸化物は10〜40重
量％更に好ましくは20〜35重量％で溶液中に存在
してよい。湿式スクラツビング法では、アルカリ
物質の濃度は、ガス流れからのCO2の吸収及び再
生工程でのCO2の脱着の全サイクルを通じて溶液
状態のまゝであるように選定される。 本法での使用が必須であるところの立体障害ア
ミンは、第二若しくは第三炭素原子のどちらかに
結合した少なくとも１個の第二アミノ基又は第三
炭素原子に結合した第一アミノ基を含有する化合
物である。これらのアミンは、用いた特定の溶媒
中に少なくとも一部分可溶性であるように選択さ
れる。水溶液では、立体障害アミンは、アミノ基
即ち追加的な立体障害アミノ基又は非立体障害ア
ミノ基例えば第一アミノ基、ヒドロキシ基及びカ
ルボキシル基よりなる群から選定することのでき
る１個以上の水可溶化基を好ましくは追加的に含
む。少なくとも１つの窒素原子が上記の立体障害
構造を有する。 本発明の方法で用いることのできる立体障害ア
ミンの例としては、次のものが挙げられる。 モノ第一脂肪族ジアミン N1―第三ブチル―１，４―ペンタンジアミン N2―イソプロピル―４―メチル―２，４―ペ
ンタンジアミン N1―イソプロピル―２―メチル―１，２―プ
ロパンジアミン ２―エチルアミノ―２―メチル―４―アミノペ
ンタン Ｎ―第三ペンチル―１，４―ブタンジアミン Ｎ―第三ブチル―１，５―ペンタンジアミン N1―イソプロピル―２―メチル―１，２―プ
ロパンジアミン N2―イソプロピル―２―メチル―１，２―プ
ロパンジアミン Ｎ―第二ブチル―１，３―プロパンジアミン N1―ジメチル―２―アミノ―２―メチルブタ
ン Ｎ―ｔ―ブチル―エチレンジアミン Ｎ―ｔ―ブチル―１，３―プロパンジアミン ２―メチルアミノ―２―メチル―４―アミノペ
ンタン N1―ｔ―ブチル―２―メチル―１，２―プロ
パンジアミン N1―ブチル―２―メチル―１，２―プロパン
ジアミン Ｎ―第二ブチル―２―メチル―１，３―プロパ
ンジアミン N1―プロピル―２―メチル―１，２―プロパ
ンジアミン N1―第二ブチル―２―メチル―１，２―プロ
パンジアミン Ｎ―ｔ―ブチル―１，４―プロパンジアミン N2―エチル―１，２―ヘキサンジアミン シクロ脂肪族ジアミン N1―シクロヘキシル―１，２―プロパンジア
ミン １―アミノ―１―（２―アミノイソプロピル）
シクロヘキサン １―メチルアミノ―１―アミノメチルシクロペ
ンタン １―アミノ―１―アミノメチルシクロヘプタン Ｎ―イソプロピル―１，２―ジアミノシクロヘ
キサン N2―シクロヘキシル―１，２―ブタンジアミ
ン N2―シクロヘキシル―１，２―プロパンジア
ミン Ｎ―シクロヘプチルエチレンジアミン N1―シクロヘキシル―２―メチル―１，２―
プロパンジアミン １―（２―アミノイソプロピル）―２―アミノ
―３―メチルシクロペンタン Ｎ―イソプロピル―１，４―ジアミノシクロヘ
キサン N1―シクロヘキシル―N2―メチルエチレンジ
アミン Ｎ―シクロヘキシルエチレンジアミン N1―シクロヘキシル―N2―エチルエチレンジ
アミン N1―シクロヘキシル―N2―メチル―１，２―
プロパンジアミン Ｎ―シクロヘキシル―１，３―プロパンジアミ
ン １，８―ｐ―メンタンジアミン １―アミノ―１―アミノメチルシクロヘキサン １，３―ジアミノ―１―メチルシクロヘキサン N2―シクロヘキシル―２―メチル―１，２―
プロパンジアミン ２個のビシナルアミノ基が５個までの炭素原子
によつて分離されたビ第一又はトリ第一脂肪族ト
リアミン ２，２―ジメチルジエチレントリアミン N1―第三ブチル―１，２，３―トリアミノプ
ロパン ２，２，５，５―テトラメチルジエチレントリ
アミン窒素原子が５個までの炭素原子によつて分
離されたビ第一脂肪族ジアミン ２，４―ジアミノ―２―メチルペンタン ３，５―ジアミノ―３―メチルヘプタン せいぜい１個の第一アミノ基を含有するジアミ
ノアルコール N1―（１―ヒドロキシ―２―ブチル）―２―
メチル―１，２―プロパンジアミン Ｎ―（１―ヒドロキシ―２―メチル―２―ブチ
ル）―１，３―プロパンジアミン N1―（１，１―ジメチル―２―ヒドロキシエ
チル）―２―メチル―１，２―プロパンジアミン N3―イソブチル―２―メチル―２，３―ジア
ミノ―１―プロパノール Ｎ―（３―ヒドロキシ―２―ブチル）―２，３
―ジアミノブタン N1―ヒドロキシエチル―２―メチル―１，２
―プロパンジアミン ２，N3，N3―トリメチル―２，３―ジアミノ
―１―プロパノール N1，２―ジメチル―N1―ヒドロキシエチル―
１，２―プロパンジアミン Ｎ―（１，１―ジメチル―２―ヒドロキシエチ
ル）―１，３―プロパンジアミン Ｎ―第三ブチル―１，３―ジアミノ―２―プロ
パノール 立体障害第一モノアミノアルコール ３―アミノ―３―メチル―２―ペンタノール １―ヒドロキシメチルシクロペンチルアミン ２，３―ジメチル―３―アミノ―１―ブタノー
ル ２―アミノ―２―エチル―１―ブタノール １―メチル―２―ヒドロキシシクロペンチルア
ミン ２―アミノ―２―メチル―３―ペンタノール ２―アミノ―２―メチル―１―プロパノール ２―アミノ―２―メチル―１―ブタノール ３―アミノ―３―メチル―１―ブタノール ３―アミノ―３―メチル―２―ブタノール ２―アミノ―２，３―ジメチル―３―ブタノー
ル ２―アミノ―２，３―ジメチル―１―ブタノー
ル １―ヒドロキシメチルシクロヘキシルアミン
β，γ，α―アミノ酸 Ｎ―シクロヘキシル―β―アラニン 上記表から推測することができるように本発明
の好ましいアミンは、非対称化合物である。ガス
流れと水溶液との接触間に、対称アミンは固体沈
殿物を与える傾向を有することが判明した。 本発明の好ましい具体例では、例えば二酸化炭
素の如き酸性ガスは、(1)ガス状供給流れをアミン
を含む水溶液と該酸性ガスを該溶液中に吸収させ
る条件で接触させ、そして(2)前記溶液を該溶液か
ら前記酸性ガスを脱着する条件で再生させること
を包含するプロセスにおいて、前記プロセスを、
処理容量即ち工程(1)及び(2)の終りに溶液中に吸収
されている酸性ガスのモル数の差が、ガス状供給
物から酸性ガスを除去するための同様の方法であ
つて立体障害アミン促進剤を使用しない方法で得
られるよりも大きい条件で操作することを特徴と
する方法によつてガス状供給物流れから除去され
る。 本明細書を通じて用語「処理容量」は、吸収条
件での溶液中のCO2吸収量（工程１）と再生条件
での溶液中のCO2量（工程２）との間の差と定義
することができる。処理容量は熱力学的循環容量
に関係し、即ち、吸収量は、平衡条件で測定され
る。この処理容量は、気液平衡等温線から、即
ち、ガス中のCO2圧と溶液中のCO2吸収量との間
の関係かれ所定温度で平衡において得ることがで
きる。熱力学的循環容量を計算するためには、次
のパラメータ即ち(1)CO2吸収圧、(2)CO2再生圧、
(3)吸収温度、(4)再生温度、(5)溶液組成即ちアミン
の重量％そしてもし該溶液中に存在するならば、
アルカリ金属塩又は水酸化物例えば炭酸カリウム
の重量％及び(6)ガス組成を通常特定しなければな
らない。本発明の改良法を記述するためのこれら
のパラメーターの使用は、以下の実施例及び第２
図に記載されている。しかしながら、当業者は、
立体障害アミンの使用によつて生じる改良法を、
立体障害アミンが水性スクラツビング溶液中に含
まれないところの方法と直接比較することによつ
て具合よく例示することができよう。例えば、２
つの同様なCO2スクラツビング法（即ち、同じガ
ス組成、同じスクラツビング溶液組成、同じ圧力
及び温度条件）を比較すると、本発明の立体障害
アミンを使用する場合には、上記の工程１（吸収
工程）及び上記の工程２（脱着工程）の終りに吸
収されたCO2の量の間の差が有意義な程に大きい
ことが分るだろう。この有意義な程向上した処理
容量は、たとえ比較しようとするスクラツビング
溶液がジエタノールアミン、１，６―ヘキサンジ
アミン等の如き従来技術のアミン促進剤を等モル
量含むとしても観察される。本発明の立体障害ア
ミンの使用は、立体障害アミンを使用しないがし
かし非立体障害アミンを含む場合があるスクラツ
ビング溶液の処理容量よりも少なくとも15％大き
い処理容量を提供することが分つた。本発明の立
体障害アミンの使用によつて20〜60％の処理容量
の増大を得ることができる。 CO2含有ガス状混合物と上記立体障害アミンを
含む水性吸収溶液との接触は、当業者によつて設
計できる適当な接触塔で行なうことができる。ガ
ス状混合物と水性吸収溶液との接触は、約25〜
200℃好ましくは35〜150℃の温度及び１〜
2000psi（0.07〜146Kg／cm2）好ましくは100〜
500psi（0.7〜35Kg／cm2）の圧力で行われる。アル
カリ金属塩及び水酸化物の他に、本発明のスクラ
ツビング溶液は、消泡剤、酸化防止剤、腐食抑制
剤等の如き様々の他の添加剤を含有することがで
きる。例えば、本発明の水性スクラツビング溶液
は、無水亜ヒ酸、亜セレン酸、亜テルル酸、たん
ぱく質、アミノ酸例えばグリシン、酸化バナジウ
ム例えばV2O3、クロム酸塩例えばK2Cr2O7を含
むことができる。ガス状混合物を水性吸収溶液と
接触する時間は、数秒から数時間まで変動してよ
く、例えば15分であつてもよい。もしアミンを加
えたアルカリ金属化合物の水溶液を用いるなら
ば、水性吸収溶液は、その容量の約80〜90％が使
い果されるまでガス状混合物と接触される。水性
吸収溶液の容量は、二酸化炭素と反応するための
溶存アルカリ金属例えば炭酸カリウムの容量並び
に二酸化炭素に対する本発明の立体障害アミンの
容量を包含する。 ガス状混合物に水性吸収溶液を該溶液の少なく
とも80％又は好ましくは少なくとも90％の容量が
利用されるまで接触させた後、それを再生しなけ
ればならない。水性吸収溶液の再生は、吸収され
た二酸化炭素が放出する点まで圧力を下げ及び
（又は）該溶液の温度を上げることによつて行な
うことができる。吸収溶液の再生間における不活
性ガス例えばN2又はスチームの添加も亦本発明
の範囲内に入る。本発明の立体障害アミンは、従
来技術のアミンと比較して同じ脱着条件下におい
てより完全な脱着を可能にする。かくして、再生
工程間に水性吸収溶液を加熱及びパージするのに
用いるスチームが節約される。 いかなる理論によつても拘束されることを望ま
ないけれども、立体障害アミンの使用は、次の理
由によつて上記改善を提供する。 CO2が水性第一アミン溶液中に吸収されるとき
には、次の反応が起こる。 (1) Ｒ−NH2＋CO2→Ｒ−NH−COO-＋H+ (2) Ｒ−NH＋COO-＋H2O→Ｒ−NH2＋HCO3 - (3) H+＋Ｒ−NH2→Ｒ−NH3 + 吸収させることのできるCO2の量は、反応(2)の
程度に左右される。もし反応(2)が無視できる程な
らば、反応(1)及び(3)の正味の結果は、次の如くで
ある。 2R−NH2＋CO2→Ｒ−NH−COO-＋Ｒ−
NH3 + 即ち、吸収させることのできるCO2の最大量
は、アミン１モル当り0.5モルである。 他方、もし反応(2)が定量的であるならば、反応
(1)，(2)及び(3)の正味結果は次の如くである。 Ｒ−NH2＋CO2＋H2O→HCO3 -＋R-−NH3 + 即ち、吸収され得るCO2の最大量は、アミン１
モル当り１モルである。 反応(2)の程度は、Ｒの性質に特にその立体配置
に左右される。もしＲが第一アルキル基であるな
らば、カルバメートは比較的安定であり、そして
その分解即ち反応(2)は不完全である。吸収させる
ことのできるCO2の最大量は、アミン１モル当り
0.5モルよりも僅かに大きい。他方、もしＲが第
三アルキル基であるならば、カルバメートは極め
て不安定であり、そしてその分解即ち反応(2)は実
質上完全である。吸収させることのできるCO2の
最大量は、アミン１モル当り１モルに近い。かく
して、アミンが立体障害を受けていると、CO2吸
収は、それが障害を受けていないときよりも完全
である。 脱着を実施するときには、反応(1)，(2)及び(3)は
右から左へ進む。もしＲが第一アルキル基である
ならば、カルバメートの分解は不完全であり、即
ち、脱着は一部分だけである。他方、もしＲが第
三アルキル基であるならば、CO2が安定な形態に
なる方法がなく、そして脱着は実質上完全であ
る。それ故に、アミン１モル当り吸収又は脱着さ
れるCO2の量は、アミンが立体障害を受けている
ときよりも多い。 立体障害アミンをK2CO3と併用するときに観
察される循環容量の増大についても同様な説明を
与えることができる。この場合には、反応(1)で形
成される水素イオンは、反応(3)でアミンによつて
捕捉されるよりはむしろと主としてCO3 --イオン
と反応して重炭酸塩イオンを生成する。 もしアミノ基が第二であるならば、それに結合
した第二アルキル基は、Ｎ―シクロヘキシル―
１，３―プロパンジアミン及び１，７―ジ第二ブ
チルジエチレントリアミンによつて示される如く
立体障害を提供するのに十分である。 処理容量並びに吸収及び脱着の速度の増大の他
に、立体障害アミノ基の使用は、カルバメートの
量が少ないことその分解が容易であることに起因
して脱着間に低いスチーム消費をもたらす。 CO2スクラツビング装置を操作するエルギー費
用の大部分は、スチームの要求数量による本発明
の方法の使用によつて、エネルギー即ち操作費用
の実質的な減少が得られる。また、本発明の方法
に従えば、新規なプラントへの投資費用の減少及
ぼ既存のプラントの問題点の打開から追加的な節
約を得ることができる。ガス混合物からのCO2の
除去は、産業上極めて重要である。 本発明のアミンは、好ましくは、立体障害の他
に他のパラメータに従つて選択される。例えば、
本発明の方法で使用するためにアミンを選択する
に当つては、それが吸収び脱着間に失われないよ
うな低い揮発度を有することも亦重要である。ア
ミンは、一般に少なくとも100℃好ましくは少な
くとも180℃の沸点を有するべきである。用いら
れるアミンは、水中に完全に可溶性である必要が
ない。と云うのは、部分的は不混和がガス状混合
物からの二酸化炭素吸収速度を増大できるからで
ある。 以下に、本発明の好ましい具体例を記載する。
CO2含有混合物は、吸収帯域において約20〜約30
重量％の炭酸カリウム及び少なくとも２重量％の
立体障害アミンを含む溶液と約35〜150℃の温度
及び100〜500psig（７〜35Kg／cm2ゲージ）の圧力
において0.1〜60分間接触され、これによつて該
溶液は、少なくとも90％の容量までCO2で飽和さ
れる。次いで、溶液は２〜10psig（0.1〜0.7Kg／cm2
ゲージ）の圧力に維持されたフラツシユ室に送ら
れ、これによつて吸収された酸性ガスの少なくと
もいくらかが放出され、次いで再生塔に送られ、
これによつて前記溶液は約100〜160℃の温度及び
約２〜75psig（0.1〜5.3Kg／cm2ゲージ）の圧力に維
持され、これによつて該溶液中のCO2含量は0.25
％以下の容量に減少される。最後に、前記の再生
された溶液は再使用のために前記吸収帯域に戻さ
れる。 次に本発明の特定の具体例を記載するが、しか
しこれによつて拘束されるものでない。 実験質的反応装置は、第１図に示される。これ
は、約2.5の容量及び10cmの直径を有しそして
加熱ジヤケツトを備えた容器である。撹拌器の軸
は２つの三枚刃プロペラを有するが、そのうちの
下方のものは液体を下方に押し進めそして下方の
ものは液体を上方に押し進める。ポンプP1は、
反応器の底部から液体を取出してそれをステンレ
ス鋼製散布器S1を経て供給して気液界面に戻す。
更に、垂直そらせ板が液体と気体との間の接触を
高める。熱電対Ｔは、液体の温度の読取りを可能
にする。還流凝縮器の頂部は、Ｕ字形開口式マノ
メーターＭに連結される。本装置は、ポンプP2
から栓T1によつて排気することができる。窒素
及びCO2は、それぞれ栓T2〜T3を用いて散布器
S2を経て容器の底部に供給することができる。シ
リンダーからくるCO2はバラストとして作用する
２つの12フラスコF1及びF2に入り、次で３
湿式テスターWTMに、次いでバツブラーB1に入
り、そこでそれは水で飽和される。Hg―バツブ
ラーB2は、空気がフラスコF2に全く吸収されな
いことを確実にする。 CO2通路では、細口管及び栓はなるべく配置し
ないようにした。かかる通路に挿入される唯一つ
のものである栓T3は、大きい孔（８mm）のキー
（Key）を有する。 吸収―脱着―再吸収実験の詳細な記載 Ａ 吸収 栓T2を通して窒素をバツブリングしそして排
出口Ｅを開き且つ栓T3を閉じて、装置に次の反
応体、 56ｇの２，２，５，５―テトラメチルジエチレ
ントリアミン（0.35モル） 187.5ｇのK2CO3（1.35モル） 520mlの水 を仕込む。全容量は610mlである。アミンは、水
性相に不完全可溶性である。液体の温度を80℃に
し、１分当り約４の液体を吸収して供給するよ
うにポンプP1を調整し、そして撹拌器を1200rpm
で回転させる。排出口Ｅ及び栓T2を閉じ、そし
て液体が沸騰し始めるまで（これは、残圧が約50
mmHgであるときに起る）装置をポンプP2によつ
て排出する。栓T1を閉じる。この点において、
栓T3を開くと、吸収が始まる。同時にタイマー
を始動させる。湿式テストメーターWTMが１
の吸収を示す毎に、時間を読み取る。開始時に
は、吸収は極めて急速であり、そして最初の１分
で13以上のCO2が吸収される。合計して34.9
のCO2が９分で吸収される。ガス空間を満たすの
に使用されるCO2の量を減じると、吸収された
CO2の量は32.9であつて、これは59.5ｇ又は
1.35モルに相当する。吸収データから計算された
全CO2含量は14.8％であるのに対して、実測値は
15.0％である。１つの相だけが存在する。圧力は
40mmHgである。 Ｂ 脱着 排出口Ｅを開き、そして栓T2及びT3を閉じる。
反応混合物を、徐々に撹拌し且つ液体循環速度を
最低に保ちながら105℃にする。温度が105℃に達
したときに、栓T2から散布器S2を経て窒素を１
モル／hrの速度で吹込む。60分後に、液体の試料
を採取する。全CO2含量は8.9％であり、これは
54ｇのCO2が脱着されたことに相当する。少量の
非水性相が存在する。 Ｃ 再吸収 窒素を吹込みそして撹拌器及びポンプP1を吸
収と同じ態様で調整して反応混合物を80℃に戻
す。排出口Ｅ及び栓T2を閉じ、そして装置を液
体が沸騰し始めるまで（これは、残留圧が約60mm
Hgであるときに起る）ポンプP2によつて排気す
る。栓T1を閉じる。栓T3を開くと、再吸収が始
まる。同時に、タイマーを始動させる。吸収間に
おける如くして時間を読む。最初の１分で10以
上のCO2が消費される。合計して、30のCO2が
９分で吸引される。ガス空間を満たすのに用いら
れるCO2の量を減じると、再吸収されたCO2の量
は28であり、これは51ｇ又は1.15モルに相当す
る。全CO2含量は15.5％である。圧力は32mmHg
である。 第１表では、様々のアミンの存在下において脱
着そして再吸収されたCO2の量が比較される。脱
着又は再吸収し得るCO2の量は、“カタカーブ
（Catacarb）”（市場で入手できるCO2スクラツビ
ング溶液）、ジエタノールアミン又はテトラエチ
レンペンタミンの場合におけるよりも立体障害ア
ミンの場合における方が高いことが明らかであ
る。 第２表には、同様の実験の結果が報告されてい
るが、アミンのモル量は第１表の実験で用いられ
るよりも２倍であつた。再び、脱着又は再吸収さ
れるCO2の量は、立体障害アミンの場合において
高い。第１表と第２表とを比較すると、立体障害
を受けていないアミン即ちジエタノールアミン、
１，６―ヘキサンジアミン及びテトラエチレンペ
ンタミンの場合においては、アミン濃度又はアミ
ノ基の数に関係なく本質上同じ量のCO2が脱着又
は再吸収されることが示されている。他方、Ｎ―
シクロヘキシル―１，３―プロパンジオールの濃
度を二倍にすると、CO2の脱着又は再吸収量の増
大がもたらされる。 第３表には、水性アミン（アルカリ金属化合物
なし）で実施されたいくつかのCO2脱着―再吸収
実験の結果が報告されている。反応装置は、上で
用いたと同じであつた。アミンの量は窒素の２ｇ
原子に相当し、そして水の量は670mlの全容量を
与える程であつた。吸収及び再吸収は40℃で実施
され、そして脱着は100℃であつた。吸収及び再
吸収では、CO2／Ｎモル比は、腐食を回避するよ
うに工業的方法で使用される条件を模擬するため
に0.47を越えさせなかつた。第３表に示す如く、
立体障害を受けていないモノエタノールアミン
は、立体障害アミンよりも少ないCO2脱着又は再
吸収量を与える。後者によつて提供される利益は
約20％である。 第3A表には、いくらかの脱着―再吸収実験の
結果が与えられているが、ここでは再び水性アミ
ンが使用された。条件は第３表の実験に対すると
同じであつて、唯一つの差異は吸収及び再吸収を
完全にさせたことである。再び、立体障害を受け
ている２―アミノ―２―メチル―１―プロパノー
ル及び３―アミノ―３―メチル―１―ブタノール
は、立体障害を受けていないアミンよりも良好に
作用する。 立体障害アミンが平衡位置の変更によつて循環
容量の拡大をもたらすことを確認するためにいく
らかの気液平衡測定を実施した。第２図には、等
しい全窒素含量におけるジエタノールアミンに及
び１，８―ｐ―メンタンジアミン促進炭酸カリウ
ム溶液に関して平衡圧が121℃での炭酸塩転化率
の函数として示されている。低いPco2値では、
炭酸化率は互いに極めて接近しており、これに対
して高いPco2値では、炭酸化率は１，８―ｐ―
メンタンジアミン溶液についてかなり高いことが
明らかである。典型的な圧力範囲を定める0.05〜
50psi（0.004〜3.5Kg／cm2）のPco2間隔では、高い
及び低いPco2（処理容量）に相当する炭酸化率の
差はメンタンジアミン促進剤の場合において約50
％大きい。これらのデータの実験測定について下
に記載する。 反応装置は、ガス用の流入及び流出管を備えた
１のオートクレーブである。次の反応剤、 41ｇの１，８―ｐ―メンタンジアミン 125ｇの炭酸カリウム 334ｇの水 を仕込む。オートクレーブを121℃にし、そして
20％のCO2及び80％のHeを含有するガス混合物
を液体中に200psi（14Kg／cm2）の圧力で徐々に吹
込む。これは、流出するガスが流入するガスと同
じ組成即ち20％のCO2を有するまで続けられる。
この点において、液体とガスとの間の平衡に達す
る。液体試料を採取し、そして全CO2に及びＫに
ついて分析する。結果は、16.4％のCO2及び13.1
％のＫである。炭酸化率即ち吸収されたCO2対初
期K2CO3のモル比は1.17である。 実験を反復するが、今度は0.2％のCO2を含有
するCO2―He混合物を用いそして50psi（3.5Kg／
cm2）で操作する。平衡に達した後、液体相の分析
は9.7％の全CO2含量及び13.8％のＫ含量を示し、
そしてこれから0.22の炭酸化率が計算される。２
組の条件下に多くの実験を行なう。高圧―高CO2
実験と低圧−低CO2実験との間の炭酸化比の変動
は約0.95である。 もしも同じ窒素濃度を有するように１，８―ｐ
―メンタンジアミンを二倍のモル量のジエタノー
ルアミンで置きかえた後に上記実験を反復する
と、炭酸化率の変動は僅か約0.66である。メンタ
ンジアミンの処理容量上の利益は、極めて明らか
である。 第４表では、同じ条件下に実施された上記実験
及び他の実験の結果が比較されている。K2CO3
の初期濃度は25重量％であり、そして全窒素含量
は0.47ｇ原子であつた。２種の立体障害を受けて
いないアミン即ちジエタノールアミン及び１，６
―ヘキサンジアミンは、立体障害を受けている
１，８―ｐ―メンタンジアミン、Ｎ―シクロヘキ
シル―１，３―プロパンジアミン及び２―アミノ
―２―メチル―１―プロパノールよりも低い処理
容量を有することが明らかである。 第５表には、他の平衡実験の結果が与えられて
いるが、この場合にK2CO3濃度は再び25％であ
り、そして窒素含量は0.94ｇ原子即ち第４表の実
験で用いられる濃度の２倍であつた。再び、立体
障害を受けているＮ―シクロヘキシル―１，３―
プロパンジアミンは、立体障害を受けていない
１，６―ヘキサジアミンよりも50％高い処理容量
を与える。 第４表と第５表とを比較すると、立体障害を受
けていないアミンの濃度の増大は処理容量の変動
をもたらさないのに対して立体障害を受けている
アミンの場合にはそれがもたらされることが示さ
れる。結果として、立体障害を受けているアミン
と立体障害を受けていないアミンとを互いに比較
するときには、少なくともある範囲内において同
じ窒素濃度を有することは必要ではない。0.70ｇ
原子の全窒素濃度において25重量％のK2CO3と
併用させる２，２，５，５―テトラメチルジエチ
レントリアミンの場合には、処理容量は0.85であ
る。 第６表には、水性アミン（アルカリ金属化合物
なし）を用いた平衡実験の結果が与えられてい
る。立体障害を受けていないモノエタノールアミ
ンが立体障害を受けている２―アミノ―２―メチ
ル―１―プロパノールと比較されている。脱着で
は高温―低CO2―低圧の条件が用いられ、これに
対して吸収では低温―高CO2―高圧の条件が用い
られる。モノエタノールアミンに優る２―アミノ
―２―メチル―１―プロパノールの容量利益は約
45％である。
溶液を使用してガス流れから二酸化炭素を除去す
る方法に関する。 CO2，H2S，SO2及びCOSの如き酸性ガスを吸
収するために苛性カリ又は他のアルカリ金属塩特
に炭酸塩の溶液を様々の非立体障害アミンと併用
することは周知である。アルカリ金属化合物と指
定のアミンとの併用は、酸性ガスに対してアミン
単独の系よりも高い容量（能力）をもたらす。 しかしながら、従来技術では、以下に限定した
如き立体障害アミンの使用が、非立体障害アミン
を用いる従来技術の方法と比較して処理容量が高
められたCO2スクラツビング法を提供することは
認識されていなかつたことが明らかである。 予想外にも、ガス状流れから二酸化炭素を除去
するための改良法において、水性溶媒中に溶解さ
せた立体障害アミンを用いることができることが
分つた。立体障害アミンを使用すると、立体障害
アミンを含まない場合と比較して吸収及び再吸収
速度、更に有意義には溶液の処理容量が向上され
たCO2スクラツビング法が提供される。立体障害
アミンは、水性溶媒中に溶解させることができ
る。水性溶媒を用いるときには、溶液は、溶液へ
の二酸化炭素の吸収を促進させるための追加的な
添加剤を含むことができる。１つの好ましい具体
例では、水溶液は、アルカリ金属塩又は水酸化物
を含む。斯界では、ガス状混合物から二酸化炭素
を吸収するための種々の水溶液が知られている。
一般的に言つて、水溶液は、元素周期率表の第
IA族の金属から選定される塩基性アルカリ金属
塩又は水酸化物を含む。更に好ましくは、水溶液
は、カリウム又はナトリウムのほう酸塩、炭酸
塩、水酸化物、燐酸塩又は重炭酸塩を含む。最と
も好ましくは、水溶液は炭酸カリウムを含む。 塩基性アルカリ金属塩又は水酸化物は10〜40重
量％更に好ましくは20〜35重量％で溶液中に存在
してよい。湿式スクラツビング法では、アルカリ
物質の濃度は、ガス流れからのCO2の吸収及び再
生工程でのCO2の脱着の全サイクルを通じて溶液
状態のまゝであるように選定される。 本法での使用が必須であるところの立体障害ア
ミンは、第二若しくは第三炭素原子のどちらかに
結合した少なくとも１個の第二アミノ基又は第三
炭素原子に結合した第一アミノ基を含有する化合
物である。これらのアミンは、用いた特定の溶媒
中に少なくとも一部分可溶性であるように選択さ
れる。水溶液では、立体障害アミンは、アミノ基
即ち追加的な立体障害アミノ基又は非立体障害ア
ミノ基例えば第一アミノ基、ヒドロキシ基及びカ
ルボキシル基よりなる群から選定することのでき
る１個以上の水可溶化基を好ましくは追加的に含
む。少なくとも１つの窒素原子が上記の立体障害
構造を有する。 本発明の方法で用いることのできる立体障害ア
ミンの例としては、次のものが挙げられる。 モノ第一脂肪族ジアミン N1―第三ブチル―１，４―ペンタンジアミン N2―イソプロピル―４―メチル―２，４―ペ
ンタンジアミン N1―イソプロピル―２―メチル―１，２―プ
ロパンジアミン ２―エチルアミノ―２―メチル―４―アミノペ
ンタン Ｎ―第三ペンチル―１，４―ブタンジアミン Ｎ―第三ブチル―１，５―ペンタンジアミン N1―イソプロピル―２―メチル―１，２―プ
ロパンジアミン N2―イソプロピル―２―メチル―１，２―プ
ロパンジアミン Ｎ―第二ブチル―１，３―プロパンジアミン N1―ジメチル―２―アミノ―２―メチルブタ
ン Ｎ―ｔ―ブチル―エチレンジアミン Ｎ―ｔ―ブチル―１，３―プロパンジアミン ２―メチルアミノ―２―メチル―４―アミノペ
ンタン N1―ｔ―ブチル―２―メチル―１，２―プロ
パンジアミン N1―ブチル―２―メチル―１，２―プロパン
ジアミン Ｎ―第二ブチル―２―メチル―１，３―プロパ
ンジアミン N1―プロピル―２―メチル―１，２―プロパ
ンジアミン N1―第二ブチル―２―メチル―１，２―プロ
パンジアミン Ｎ―ｔ―ブチル―１，４―プロパンジアミン N2―エチル―１，２―ヘキサンジアミン シクロ脂肪族ジアミン N1―シクロヘキシル―１，２―プロパンジア
ミン １―アミノ―１―（２―アミノイソプロピル）
シクロヘキサン １―メチルアミノ―１―アミノメチルシクロペ
ンタン １―アミノ―１―アミノメチルシクロヘプタン Ｎ―イソプロピル―１，２―ジアミノシクロヘ
キサン N2―シクロヘキシル―１，２―ブタンジアミ
ン N2―シクロヘキシル―１，２―プロパンジア
ミン Ｎ―シクロヘプチルエチレンジアミン N1―シクロヘキシル―２―メチル―１，２―
プロパンジアミン １―（２―アミノイソプロピル）―２―アミノ
―３―メチルシクロペンタン Ｎ―イソプロピル―１，４―ジアミノシクロヘ
キサン N1―シクロヘキシル―N2―メチルエチレンジ
アミン Ｎ―シクロヘキシルエチレンジアミン N1―シクロヘキシル―N2―エチルエチレンジ
アミン N1―シクロヘキシル―N2―メチル―１，２―
プロパンジアミン Ｎ―シクロヘキシル―１，３―プロパンジアミ
ン １，８―ｐ―メンタンジアミン １―アミノ―１―アミノメチルシクロヘキサン １，３―ジアミノ―１―メチルシクロヘキサン N2―シクロヘキシル―２―メチル―１，２―
プロパンジアミン ２個のビシナルアミノ基が５個までの炭素原子
によつて分離されたビ第一又はトリ第一脂肪族ト
リアミン ２，２―ジメチルジエチレントリアミン N1―第三ブチル―１，２，３―トリアミノプ
ロパン ２，２，５，５―テトラメチルジエチレントリ
アミン窒素原子が５個までの炭素原子によつて分
離されたビ第一脂肪族ジアミン ２，４―ジアミノ―２―メチルペンタン ３，５―ジアミノ―３―メチルヘプタン せいぜい１個の第一アミノ基を含有するジアミ
ノアルコール N1―（１―ヒドロキシ―２―ブチル）―２―
メチル―１，２―プロパンジアミン Ｎ―（１―ヒドロキシ―２―メチル―２―ブチ
ル）―１，３―プロパンジアミン N1―（１，１―ジメチル―２―ヒドロキシエ
チル）―２―メチル―１，２―プロパンジアミン N3―イソブチル―２―メチル―２，３―ジア
ミノ―１―プロパノール Ｎ―（３―ヒドロキシ―２―ブチル）―２，３
―ジアミノブタン N1―ヒドロキシエチル―２―メチル―１，２
―プロパンジアミン ２，N3，N3―トリメチル―２，３―ジアミノ
―１―プロパノール N1，２―ジメチル―N1―ヒドロキシエチル―
１，２―プロパンジアミン Ｎ―（１，１―ジメチル―２―ヒドロキシエチ
ル）―１，３―プロパンジアミン Ｎ―第三ブチル―１，３―ジアミノ―２―プロ
パノール 立体障害第一モノアミノアルコール ３―アミノ―３―メチル―２―ペンタノール １―ヒドロキシメチルシクロペンチルアミン ２，３―ジメチル―３―アミノ―１―ブタノー
ル ２―アミノ―２―エチル―１―ブタノール １―メチル―２―ヒドロキシシクロペンチルア
ミン ２―アミノ―２―メチル―３―ペンタノール ２―アミノ―２―メチル―１―プロパノール ２―アミノ―２―メチル―１―ブタノール ３―アミノ―３―メチル―１―ブタノール ３―アミノ―３―メチル―２―ブタノール ２―アミノ―２，３―ジメチル―３―ブタノー
ル ２―アミノ―２，３―ジメチル―１―ブタノー
ル １―ヒドロキシメチルシクロヘキシルアミン
β，γ，α―アミノ酸 Ｎ―シクロヘキシル―β―アラニン 上記表から推測することができるように本発明
の好ましいアミンは、非対称化合物である。ガス
流れと水溶液との接触間に、対称アミンは固体沈
殿物を与える傾向を有することが判明した。 本発明の好ましい具体例では、例えば二酸化炭
素の如き酸性ガスは、(1)ガス状供給流れをアミン
を含む水溶液と該酸性ガスを該溶液中に吸収させ
る条件で接触させ、そして(2)前記溶液を該溶液か
ら前記酸性ガスを脱着する条件で再生させること
を包含するプロセスにおいて、前記プロセスを、
処理容量即ち工程(1)及び(2)の終りに溶液中に吸収
されている酸性ガスのモル数の差が、ガス状供給
物から酸性ガスを除去するための同様の方法であ
つて立体障害アミン促進剤を使用しない方法で得
られるよりも大きい条件で操作することを特徴と
する方法によつてガス状供給物流れから除去され
る。 本明細書を通じて用語「処理容量」は、吸収条
件での溶液中のCO2吸収量（工程１）と再生条件
での溶液中のCO2量（工程２）との間の差と定義
することができる。処理容量は熱力学的循環容量
に関係し、即ち、吸収量は、平衡条件で測定され
る。この処理容量は、気液平衡等温線から、即
ち、ガス中のCO2圧と溶液中のCO2吸収量との間
の関係かれ所定温度で平衡において得ることがで
きる。熱力学的循環容量を計算するためには、次
のパラメータ即ち(1)CO2吸収圧、(2)CO2再生圧、
(3)吸収温度、(4)再生温度、(5)溶液組成即ちアミン
の重量％そしてもし該溶液中に存在するならば、
アルカリ金属塩又は水酸化物例えば炭酸カリウム
の重量％及び(6)ガス組成を通常特定しなければな
らない。本発明の改良法を記述するためのこれら
のパラメーターの使用は、以下の実施例及び第２
図に記載されている。しかしながら、当業者は、
立体障害アミンの使用によつて生じる改良法を、
立体障害アミンが水性スクラツビング溶液中に含
まれないところの方法と直接比較することによつ
て具合よく例示することができよう。例えば、２
つの同様なCO2スクラツビング法（即ち、同じガ
ス組成、同じスクラツビング溶液組成、同じ圧力
及び温度条件）を比較すると、本発明の立体障害
アミンを使用する場合には、上記の工程１（吸収
工程）及び上記の工程２（脱着工程）の終りに吸
収されたCO2の量の間の差が有意義な程に大きい
ことが分るだろう。この有意義な程向上した処理
容量は、たとえ比較しようとするスクラツビング
溶液がジエタノールアミン、１，６―ヘキサンジ
アミン等の如き従来技術のアミン促進剤を等モル
量含むとしても観察される。本発明の立体障害ア
ミンの使用は、立体障害アミンを使用しないがし
かし非立体障害アミンを含む場合があるスクラツ
ビング溶液の処理容量よりも少なくとも15％大き
い処理容量を提供することが分つた。本発明の立
体障害アミンの使用によつて20〜60％の処理容量
の増大を得ることができる。 CO2含有ガス状混合物と上記立体障害アミンを
含む水性吸収溶液との接触は、当業者によつて設
計できる適当な接触塔で行なうことができる。ガ
ス状混合物と水性吸収溶液との接触は、約25〜
200℃好ましくは35〜150℃の温度及び１〜
2000psi（0.07〜146Kg／cm2）好ましくは100〜
500psi（0.7〜35Kg／cm2）の圧力で行われる。アル
カリ金属塩及び水酸化物の他に、本発明のスクラ
ツビング溶液は、消泡剤、酸化防止剤、腐食抑制
剤等の如き様々の他の添加剤を含有することがで
きる。例えば、本発明の水性スクラツビング溶液
は、無水亜ヒ酸、亜セレン酸、亜テルル酸、たん
ぱく質、アミノ酸例えばグリシン、酸化バナジウ
ム例えばV2O3、クロム酸塩例えばK2Cr2O7を含
むことができる。ガス状混合物を水性吸収溶液と
接触する時間は、数秒から数時間まで変動してよ
く、例えば15分であつてもよい。もしアミンを加
えたアルカリ金属化合物の水溶液を用いるなら
ば、水性吸収溶液は、その容量の約80〜90％が使
い果されるまでガス状混合物と接触される。水性
吸収溶液の容量は、二酸化炭素と反応するための
溶存アルカリ金属例えば炭酸カリウムの容量並び
に二酸化炭素に対する本発明の立体障害アミンの
容量を包含する。 ガス状混合物に水性吸収溶液を該溶液の少なく
とも80％又は好ましくは少なくとも90％の容量が
利用されるまで接触させた後、それを再生しなけ
ればならない。水性吸収溶液の再生は、吸収され
た二酸化炭素が放出する点まで圧力を下げ及び
（又は）該溶液の温度を上げることによつて行な
うことができる。吸収溶液の再生間における不活
性ガス例えばN2又はスチームの添加も亦本発明
の範囲内に入る。本発明の立体障害アミンは、従
来技術のアミンと比較して同じ脱着条件下におい
てより完全な脱着を可能にする。かくして、再生
工程間に水性吸収溶液を加熱及びパージするのに
用いるスチームが節約される。 いかなる理論によつても拘束されることを望ま
ないけれども、立体障害アミンの使用は、次の理
由によつて上記改善を提供する。 CO2が水性第一アミン溶液中に吸収されるとき
には、次の反応が起こる。 (1) Ｒ−NH2＋CO2→Ｒ−NH−COO-＋H+ (2) Ｒ−NH＋COO-＋H2O→Ｒ−NH2＋HCO3 - (3) H+＋Ｒ−NH2→Ｒ−NH3 + 吸収させることのできるCO2の量は、反応(2)の
程度に左右される。もし反応(2)が無視できる程な
らば、反応(1)及び(3)の正味の結果は、次の如くで
ある。 2R−NH2＋CO2→Ｒ−NH−COO-＋Ｒ−
NH3 + 即ち、吸収させることのできるCO2の最大量
は、アミン１モル当り0.5モルである。 他方、もし反応(2)が定量的であるならば、反応
(1)，(2)及び(3)の正味結果は次の如くである。 Ｒ−NH2＋CO2＋H2O→HCO3 -＋R-−NH3 + 即ち、吸収され得るCO2の最大量は、アミン１
モル当り１モルである。 反応(2)の程度は、Ｒの性質に特にその立体配置
に左右される。もしＲが第一アルキル基であるな
らば、カルバメートは比較的安定であり、そして
その分解即ち反応(2)は不完全である。吸収させる
ことのできるCO2の最大量は、アミン１モル当り
0.5モルよりも僅かに大きい。他方、もしＲが第
三アルキル基であるならば、カルバメートは極め
て不安定であり、そしてその分解即ち反応(2)は実
質上完全である。吸収させることのできるCO2の
最大量は、アミン１モル当り１モルに近い。かく
して、アミンが立体障害を受けていると、CO2吸
収は、それが障害を受けていないときよりも完全
である。 脱着を実施するときには、反応(1)，(2)及び(3)は
右から左へ進む。もしＲが第一アルキル基である
ならば、カルバメートの分解は不完全であり、即
ち、脱着は一部分だけである。他方、もしＲが第
三アルキル基であるならば、CO2が安定な形態に
なる方法がなく、そして脱着は実質上完全であ
る。それ故に、アミン１モル当り吸収又は脱着さ
れるCO2の量は、アミンが立体障害を受けている
ときよりも多い。 立体障害アミンをK2CO3と併用するときに観
察される循環容量の増大についても同様な説明を
与えることができる。この場合には、反応(1)で形
成される水素イオンは、反応(3)でアミンによつて
捕捉されるよりはむしろと主としてCO3 --イオン
と反応して重炭酸塩イオンを生成する。 もしアミノ基が第二であるならば、それに結合
した第二アルキル基は、Ｎ―シクロヘキシル―
１，３―プロパンジアミン及び１，７―ジ第二ブ
チルジエチレントリアミンによつて示される如く
立体障害を提供するのに十分である。 処理容量並びに吸収及び脱着の速度の増大の他
に、立体障害アミノ基の使用は、カルバメートの
量が少ないことその分解が容易であることに起因
して脱着間に低いスチーム消費をもたらす。 CO2スクラツビング装置を操作するエルギー費
用の大部分は、スチームの要求数量による本発明
の方法の使用によつて、エネルギー即ち操作費用
の実質的な減少が得られる。また、本発明の方法
に従えば、新規なプラントへの投資費用の減少及
ぼ既存のプラントの問題点の打開から追加的な節
約を得ることができる。ガス混合物からのCO2の
除去は、産業上極めて重要である。 本発明のアミンは、好ましくは、立体障害の他
に他のパラメータに従つて選択される。例えば、
本発明の方法で使用するためにアミンを選択する
に当つては、それが吸収び脱着間に失われないよ
うな低い揮発度を有することも亦重要である。ア
ミンは、一般に少なくとも100℃好ましくは少な
くとも180℃の沸点を有するべきである。用いら
れるアミンは、水中に完全に可溶性である必要が
ない。と云うのは、部分的は不混和がガス状混合
物からの二酸化炭素吸収速度を増大できるからで
ある。 以下に、本発明の好ましい具体例を記載する。
CO2含有混合物は、吸収帯域において約20〜約30
重量％の炭酸カリウム及び少なくとも２重量％の
立体障害アミンを含む溶液と約35〜150℃の温度
及び100〜500psig（７〜35Kg／cm2ゲージ）の圧力
において0.1〜60分間接触され、これによつて該
溶液は、少なくとも90％の容量までCO2で飽和さ
れる。次いで、溶液は２〜10psig（0.1〜0.7Kg／cm2
ゲージ）の圧力に維持されたフラツシユ室に送ら
れ、これによつて吸収された酸性ガスの少なくと
もいくらかが放出され、次いで再生塔に送られ、
これによつて前記溶液は約100〜160℃の温度及び
約２〜75psig（0.1〜5.3Kg／cm2ゲージ）の圧力に維
持され、これによつて該溶液中のCO2含量は0.25
％以下の容量に減少される。最後に、前記の再生
された溶液は再使用のために前記吸収帯域に戻さ
れる。 次に本発明の特定の具体例を記載するが、しか
しこれによつて拘束されるものでない。 実験質的反応装置は、第１図に示される。これ
は、約2.5の容量及び10cmの直径を有しそして
加熱ジヤケツトを備えた容器である。撹拌器の軸
は２つの三枚刃プロペラを有するが、そのうちの
下方のものは液体を下方に押し進めそして下方の
ものは液体を上方に押し進める。ポンプP1は、
反応器の底部から液体を取出してそれをステンレ
ス鋼製散布器S1を経て供給して気液界面に戻す。
更に、垂直そらせ板が液体と気体との間の接触を
高める。熱電対Ｔは、液体の温度の読取りを可能
にする。還流凝縮器の頂部は、Ｕ字形開口式マノ
メーターＭに連結される。本装置は、ポンプP2
から栓T1によつて排気することができる。窒素
及びCO2は、それぞれ栓T2〜T3を用いて散布器
S2を経て容器の底部に供給することができる。シ
リンダーからくるCO2はバラストとして作用する
２つの12フラスコF1及びF2に入り、次で３
湿式テスターWTMに、次いでバツブラーB1に入
り、そこでそれは水で飽和される。Hg―バツブ
ラーB2は、空気がフラスコF2に全く吸収されな
いことを確実にする。 CO2通路では、細口管及び栓はなるべく配置し
ないようにした。かかる通路に挿入される唯一つ
のものである栓T3は、大きい孔（８mm）のキー
（Key）を有する。 吸収―脱着―再吸収実験の詳細な記載 Ａ 吸収 栓T2を通して窒素をバツブリングしそして排
出口Ｅを開き且つ栓T3を閉じて、装置に次の反
応体、 56ｇの２，２，５，５―テトラメチルジエチレ
ントリアミン（0.35モル） 187.5ｇのK2CO3（1.35モル） 520mlの水 を仕込む。全容量は610mlである。アミンは、水
性相に不完全可溶性である。液体の温度を80℃に
し、１分当り約４の液体を吸収して供給するよ
うにポンプP1を調整し、そして撹拌器を1200rpm
で回転させる。排出口Ｅ及び栓T2を閉じ、そし
て液体が沸騰し始めるまで（これは、残圧が約50
mmHgであるときに起る）装置をポンプP2によつ
て排出する。栓T1を閉じる。この点において、
栓T3を開くと、吸収が始まる。同時にタイマー
を始動させる。湿式テストメーターWTMが１
の吸収を示す毎に、時間を読み取る。開始時に
は、吸収は極めて急速であり、そして最初の１分
で13以上のCO2が吸収される。合計して34.9
のCO2が９分で吸収される。ガス空間を満たすの
に使用されるCO2の量を減じると、吸収された
CO2の量は32.9であつて、これは59.5ｇ又は
1.35モルに相当する。吸収データから計算された
全CO2含量は14.8％であるのに対して、実測値は
15.0％である。１つの相だけが存在する。圧力は
40mmHgである。 Ｂ 脱着 排出口Ｅを開き、そして栓T2及びT3を閉じる。
反応混合物を、徐々に撹拌し且つ液体循環速度を
最低に保ちながら105℃にする。温度が105℃に達
したときに、栓T2から散布器S2を経て窒素を１
モル／hrの速度で吹込む。60分後に、液体の試料
を採取する。全CO2含量は8.9％であり、これは
54ｇのCO2が脱着されたことに相当する。少量の
非水性相が存在する。 Ｃ 再吸収 窒素を吹込みそして撹拌器及びポンプP1を吸
収と同じ態様で調整して反応混合物を80℃に戻
す。排出口Ｅ及び栓T2を閉じ、そして装置を液
体が沸騰し始めるまで（これは、残留圧が約60mm
Hgであるときに起る）ポンプP2によつて排気す
る。栓T1を閉じる。栓T3を開くと、再吸収が始
まる。同時に、タイマーを始動させる。吸収間に
おける如くして時間を読む。最初の１分で10以
上のCO2が消費される。合計して、30のCO2が
９分で吸引される。ガス空間を満たすのに用いら
れるCO2の量を減じると、再吸収されたCO2の量
は28であり、これは51ｇ又は1.15モルに相当す
る。全CO2含量は15.5％である。圧力は32mmHg
である。 第１表では、様々のアミンの存在下において脱
着そして再吸収されたCO2の量が比較される。脱
着又は再吸収し得るCO2の量は、“カタカーブ
（Catacarb）”（市場で入手できるCO2スクラツビ
ング溶液）、ジエタノールアミン又はテトラエチ
レンペンタミンの場合におけるよりも立体障害ア
ミンの場合における方が高いことが明らかであ
る。 第２表には、同様の実験の結果が報告されてい
るが、アミンのモル量は第１表の実験で用いられ
るよりも２倍であつた。再び、脱着又は再吸収さ
れるCO2の量は、立体障害アミンの場合において
高い。第１表と第２表とを比較すると、立体障害
を受けていないアミン即ちジエタノールアミン、
１，６―ヘキサンジアミン及びテトラエチレンペ
ンタミンの場合においては、アミン濃度又はアミ
ノ基の数に関係なく本質上同じ量のCO2が脱着又
は再吸収されることが示されている。他方、Ｎ―
シクロヘキシル―１，３―プロパンジオールの濃
度を二倍にすると、CO2の脱着又は再吸収量の増
大がもたらされる。 第３表には、水性アミン（アルカリ金属化合物
なし）で実施されたいくつかのCO2脱着―再吸収
実験の結果が報告されている。反応装置は、上で
用いたと同じであつた。アミンの量は窒素の２ｇ
原子に相当し、そして水の量は670mlの全容量を
与える程であつた。吸収及び再吸収は40℃で実施
され、そして脱着は100℃であつた。吸収及び再
吸収では、CO2／Ｎモル比は、腐食を回避するよ
うに工業的方法で使用される条件を模擬するため
に0.47を越えさせなかつた。第３表に示す如く、
立体障害を受けていないモノエタノールアミン
は、立体障害アミンよりも少ないCO2脱着又は再
吸収量を与える。後者によつて提供される利益は
約20％である。 第3A表には、いくらかの脱着―再吸収実験の
結果が与えられているが、ここでは再び水性アミ
ンが使用された。条件は第３表の実験に対すると
同じであつて、唯一つの差異は吸収及び再吸収を
完全にさせたことである。再び、立体障害を受け
ている２―アミノ―２―メチル―１―プロパノー
ル及び３―アミノ―３―メチル―１―ブタノール
は、立体障害を受けていないアミンよりも良好に
作用する。 立体障害アミンが平衡位置の変更によつて循環
容量の拡大をもたらすことを確認するためにいく
らかの気液平衡測定を実施した。第２図には、等
しい全窒素含量におけるジエタノールアミンに及
び１，８―ｐ―メンタンジアミン促進炭酸カリウ
ム溶液に関して平衡圧が121℃での炭酸塩転化率
の函数として示されている。低いPco2値では、
炭酸化率は互いに極めて接近しており、これに対
して高いPco2値では、炭酸化率は１，８―ｐ―
メンタンジアミン溶液についてかなり高いことが
明らかである。典型的な圧力範囲を定める0.05〜
50psi（0.004〜3.5Kg／cm2）のPco2間隔では、高い
及び低いPco2（処理容量）に相当する炭酸化率の
差はメンタンジアミン促進剤の場合において約50
％大きい。これらのデータの実験測定について下
に記載する。 反応装置は、ガス用の流入及び流出管を備えた
１のオートクレーブである。次の反応剤、 41ｇの１，８―ｐ―メンタンジアミン 125ｇの炭酸カリウム 334ｇの水 を仕込む。オートクレーブを121℃にし、そして
20％のCO2及び80％のHeを含有するガス混合物
を液体中に200psi（14Kg／cm2）の圧力で徐々に吹
込む。これは、流出するガスが流入するガスと同
じ組成即ち20％のCO2を有するまで続けられる。
この点において、液体とガスとの間の平衡に達す
る。液体試料を採取し、そして全CO2に及びＫに
ついて分析する。結果は、16.4％のCO2及び13.1
％のＫである。炭酸化率即ち吸収されたCO2対初
期K2CO3のモル比は1.17である。 実験を反復するが、今度は0.2％のCO2を含有
するCO2―He混合物を用いそして50psi（3.5Kg／
cm2）で操作する。平衡に達した後、液体相の分析
は9.7％の全CO2含量及び13.8％のＫ含量を示し、
そしてこれから0.22の炭酸化率が計算される。２
組の条件下に多くの実験を行なう。高圧―高CO2
実験と低圧−低CO2実験との間の炭酸化比の変動
は約0.95である。 もしも同じ窒素濃度を有するように１，８―ｐ
―メンタンジアミンを二倍のモル量のジエタノー
ルアミンで置きかえた後に上記実験を反復する
と、炭酸化率の変動は僅か約0.66である。メンタ
ンジアミンの処理容量上の利益は、極めて明らか
である。 第４表では、同じ条件下に実施された上記実験
及び他の実験の結果が比較されている。K2CO3
の初期濃度は25重量％であり、そして全窒素含量
は0.47ｇ原子であつた。２種の立体障害を受けて
いないアミン即ちジエタノールアミン及び１，６
―ヘキサンジアミンは、立体障害を受けている
１，８―ｐ―メンタンジアミン、Ｎ―シクロヘキ
シル―１，３―プロパンジアミン及び２―アミノ
―２―メチル―１―プロパノールよりも低い処理
容量を有することが明らかである。 第５表には、他の平衡実験の結果が与えられて
いるが、この場合にK2CO3濃度は再び25％であ
り、そして窒素含量は0.94ｇ原子即ち第４表の実
験で用いられる濃度の２倍であつた。再び、立体
障害を受けているＮ―シクロヘキシル―１，３―
プロパンジアミンは、立体障害を受けていない
１，６―ヘキサジアミンよりも50％高い処理容量
を与える。 第４表と第５表とを比較すると、立体障害を受
けていないアミンの濃度の増大は処理容量の変動
をもたらさないのに対して立体障害を受けている
アミンの場合にはそれがもたらされることが示さ
れる。結果として、立体障害を受けているアミン
と立体障害を受けていないアミンとを互いに比較
するときには、少なくともある範囲内において同
じ窒素濃度を有することは必要ではない。0.70ｇ
原子の全窒素濃度において25重量％のK2CO3と
併用させる２，２，５，５―テトラメチルジエチ
レントリアミンの場合には、処理容量は0.85であ
る。 第６表には、水性アミン（アルカリ金属化合物
なし）を用いた平衡実験の結果が与えられてい
る。立体障害を受けていないモノエタノールアミ
ンが立体障害を受けている２―アミノ―２―メチ
ル―１―プロパノールと比較されている。脱着で
は高温―低CO2―低圧の条件が用いられ、これに
対して吸収では低温―高CO2―高圧の条件が用い
られる。モノエタノールアミンに優る２―アミノ
―２―メチル―１―プロパノールの容量利益は約
45％である。
【表】
エチレントリアミン
【表】
ブタノール
【表】
【表】
ン
【表】
【表】
プロパノー
ル
ル
【表】
〓プロパン
ジアミン
ジアミン
【表】
プロパノー
ル
ル
第１図は、本発明の１つの具体例を実施するた
めのフローシートである。第２図は、２種のアミ
ンについての炭酸塩化率を示すグラフである。
めのフローシートである。第２図は、２種のアミ
ンについての炭酸塩化率を示すグラフである。
Claims (1)
- 【特許請求の範囲】 １ ガス状供給物からCO2を除去するに際し、 （） 前記供給物に水性アミン溶液からなるス
クラツビング溶液を25〜200℃の温度及び１〜
2000psi（0.07〜141Kg／cm2）の圧力の条件で接
触させ、そして （） 前記スクラツビング溶液を該スクラツビ
ング溶液からCO2を脱着する条件で再生する、
逐次工程からなるCO2除去法において、 前記スクラツビング溶液中に含められるアミ
ンが、第二若しくは第三炭素原子のどちらかに
結合した少なくとも１個の第二アミノ基又は第
三炭素原子に結合した第一アミノ基を含有する
立体障害アミンであつて、しかも、モノ第一脂
肪族ジアミン、シクロ脂肪族ジアミン、２個の
ビシナルアミノ基が５個までの炭素原子によつ
て分離されたビ第一又はトリ第一脂肪族トリア
ミン、窒素原子が５個までの炭素原子によつて
分離されたビ第一脂肪族ジアミン、せいぜい１
個の第一アミノ基を含有するジアミノアルコー
ル、立体障害第一モノアミノアルコール及び
β，γ，α―アミノ酸よりなる群から選定され
る立体障害アミンであることを特徴とするガス
状供給物からのCO2除去法。 ２ 立体障害アミンがアミノアルコール、ジアミ
ン及びトリアミンよりなる群から選定される特許
請求の範囲第１項記載の方法。 ３ アミノアルコールが２―アミノ―２―メチル
―１―プロパノール及び３―アミノ―３―メチル
―１―ブタノールよりなる群から選定される特許
請求の範囲第２項記載の方法。 ４ 立体障害アミンが、Ｎ―シクロヘキシル―
１，３―プロパンジアミン、１，８―ｐ―メンタ
ンジアミン、１，７―ビス第二ブチルジエチレン
トリアミン、２，２，５，５―テトラメチルジエ
チレントリアミン、３―アミノ―３―メチル―１
―ブタノール、２―アミノ―２―メチル―１―プ
ロパノール、N1―イソプロピル―２―メチル―
１，２―プロパンジアミン、Ｎ―シクロヘキシル
―β―アラニン及びN1―（１，１―ジメチル―
２―ヒドロキシエチル）―２―メチル―１，２―
プロパンジアミンよりなる群から選定される特許
請求の範囲第２項記載の方法。 ５ スクラツビング溶液が塩基性アルカリ金属塩
又は水酸化物を更に含む特許請求の範囲第１〜４
項のいずれかに記載の方法。 ６ 塩基性アルカリ金属塩又は水酸化物が炭酸カ
リウムである特許請求の範囲第５項記載の方法。 ７ 炭酸カリウムが水性スクラツビング溶液中に
おいてスクラツビング溶液の総重量を基にして約
10〜約40重量％の範囲の量で存在する特許請求の
範囲第１〜６項のいずれかに記載の方法。 ８ 炭酸カリウムが約20〜約30重量％の範囲の量
で存在する特許請求の範囲第７項記載の方法。 ９ スクラツビング溶液が、消泡剤、酸化防止
剤、腐食防止剤及びこれらの混合物よりなる群か
ら選定される添加剤を更に含有する特許請求の範
囲第１〜８項のいずれかに記載の方法。 １０ 接触を約35〜約150℃の範囲の温度及び約
100〜500psigの範囲の圧力で0.1〜60分間行ない、
これによつてスクラツビング溶液をCO2で少なく
とも約90％の容量まで飽和させる特許請求の範囲
第１〜９項のいずれかに記載の方法。 １１ CO2含有供給物を吸収するのに工程（）
（脱着工程）からのスクラツビング溶液が連続的
に再使用される特許請求の範囲第１〜１０項のい
ずれかに記載の方法。 １２ 工程（）（吸収工程）が工程（）（脱着
工程）よりも低い温度で実施される特許請求の範
囲第１〜１１項のいずれかに記載の方法。
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US59042775A | 1975-06-26 | 1975-06-26 |
Related Child Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| JP63261667A Division JPH01159021A (ja) | 1975-06-26 | 1988-10-19 | 立体障害アミンを含有する非水性吸収溶液を使用してガス流れから二酸化炭素を除去する方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| JPS525679A JPS525679A (en) | 1977-01-17 |
| JPS647812B2 true JPS647812B2 (ja) | 1989-02-10 |
Family
ID=24362231
Family Applications (3)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| JP51074596A Granted JPS525679A (en) | 1975-06-26 | 1976-06-25 | Method and composite for eliminating carbon dioxide from gas stream |
| JP60138075A Granted JPS6171819A (ja) | 1975-06-26 | 1985-06-26 | 酸性ガススクラツビング用組成物 |
| JP63261667A Granted JPH01159021A (ja) | 1975-06-26 | 1988-10-19 | 立体障害アミンを含有する非水性吸収溶液を使用してガス流れから二酸化炭素を除去する方法 |
Family Applications After (2)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| JP60138075A Granted JPS6171819A (ja) | 1975-06-26 | 1985-06-26 | 酸性ガススクラツビング用組成物 |
| JP63261667A Granted JPH01159021A (ja) | 1975-06-26 | 1988-10-19 | 立体障害アミンを含有する非水性吸収溶液を使用してガス流れから二酸化炭素を除去する方法 |
Country Status (11)
| Country | Link |
|---|---|
| US (3) | US4112050A (ja) |
| JP (3) | JPS525679A (ja) |
| AU (1) | AU506199B2 (ja) |
| CA (1) | CA1081917A (ja) |
| DE (1) | DE2628376A1 (ja) |
| FR (1) | FR2316999A1 (ja) |
| GB (3) | GB1567945A (ja) |
| IT (1) | IT1061456B (ja) |
| MY (3) | MY8300064A (ja) |
| NL (1) | NL189750C (ja) |
| PH (1) | PH12585A (ja) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JPH065506U (ja) * | 1991-12-13 | 1994-01-25 | 茂郎 槇島 | 靴の中敷 |
| WO1994022560A1 (en) * | 1993-03-30 | 1994-10-13 | Kyowa Hakko Kogyo Co., Ltd. | Carbon dioxide absorbent |
Families Citing this family (276)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4094957A (en) * | 1976-12-14 | 1978-06-13 | Exxon Research & Engineering Co. | Process for removing acid gases with hindered amines and amino acids |
| US4101633A (en) * | 1977-02-14 | 1978-07-18 | Exxon Research & Engineering Co. | Process and composition for removing carbon dioxide containing acidic gases from gaseous mixtures |
| US4100257A (en) * | 1977-02-14 | 1978-07-11 | Exxon Research & Engineering Co. | Process and amine-solvent absorbent for removing acidic gases from gaseous mixtures |
| US4183903A (en) * | 1978-08-02 | 1980-01-15 | Exxon Research & Engineering Co. | Method of removing carbon dioxide from gases utilizing an alkaline absorption solution containing a cyclic urea anti-foaming agent |
| US4343716A (en) * | 1978-08-02 | 1982-08-10 | Exxon Research & Engineering Co. | 1-Secondary or 1-tertiary alkyl or cycloalkyl-hexahydro-2-pyrimidinones and 1-secondary or 1-tertiary alkyl or 1-cycloalkyl-2-imidazolidinones and their use as antifoaming agents |
| US4208385A (en) * | 1978-08-04 | 1980-06-17 | Exxon Research & Engineering Co. | Process for defoaming acid gas scrubbing solutions and defoaming solutions |
| US4344863A (en) * | 1978-08-04 | 1982-08-17 | Exxon Research & Engineering Co. | Process for defoaming acid gas scrubbing solutions and defoaming solutions |
| JPS5537439A (en) * | 1978-09-08 | 1980-03-15 | Idemitsu Kosan Co Ltd | Absorption-removing method for carbon dioxide |
| DE2839506C2 (de) * | 1978-09-11 | 1983-09-08 | Linde Ag, 6200 Wiesbaden | Verfahren zum Auswaschen saurer Gase aus Gasgemischen |
| US4292286A (en) * | 1978-12-22 | 1981-09-29 | Exxon Research & Engineering Co. | Process for selective removal of cyclic urea from hindered amine gas treating solution |
| US4180548A (en) | 1978-12-22 | 1979-12-25 | Exxon Research & Engineering Co. | Process for selective removal of cyclic urea from hindered amine gas treating solution |
| US4259301A (en) * | 1979-07-30 | 1981-03-31 | Exxon Research And Engineering Co. | Removal of acidic compounds from gaseous mixtures |
| US4251494A (en) * | 1979-12-21 | 1981-02-17 | Exxon Research & Engineering Co. | Process for removing acidic compounds from gaseous mixtures using a two liquid phase scrubbing solution |
| US4282194A (en) * | 1980-02-19 | 1981-08-04 | Exxon Research & Engineering Co. | Process for converting cyclic urea to corresponding diamine in a gas treating system |
| EP0034901B1 (en) * | 1980-02-19 | 1984-08-08 | Exxon Research And Engineering Company | Acid gas scrubbing process using hindered amine solution with hindered amine recovery from side-product cyclic urea |
| US4282193A (en) * | 1980-02-19 | 1981-08-04 | Exxon Research & Engineering Co. | Process for converting cyclic urea to corresponding diamine in a gas treating system |
| US4372873A (en) * | 1981-03-16 | 1983-02-08 | Texaco Inc. | Vanadium-amine corrosion inhibitor system for sour gas conditioning solutions |
| GB2095818B (en) * | 1981-03-27 | 1985-10-02 | Exxon Research Engineering Co | Staged adsorption/resorption heat pump |
| US4341746A (en) * | 1981-06-01 | 1982-07-27 | Exxon Research & Engineering Co. | Removal of degradation product from gas treating solution |
| US4460482A (en) * | 1981-09-01 | 1984-07-17 | Phillips Petroleum Company | Composition and method for corrosion inhibition |
| US4511001A (en) * | 1981-09-01 | 1985-04-16 | Yulin Wu | Composition and method for corrosion inhibition |
| US4518489A (en) * | 1981-09-22 | 1985-05-21 | Phillips Petroleum Company | Oil Treatment |
| CA1170642A (en) * | 1981-11-13 | 1984-07-10 | Guido Sartori | Process for removing acid gases using a basic salt activated with a non-sterically hindered diamino compound |
| US4405579A (en) * | 1981-11-13 | 1983-09-20 | Exxon Research And Engineering Co. | Sterically hindered amino acids and tertiary amino acids as promoters in acid gas scrubbing processes |
| US4405577A (en) * | 1981-11-13 | 1983-09-20 | Exxon Research And Engineering Co. | Non-sterically hindered-sterically hindered amine co-promoted acid gas scrubbing solution and process for using same |
| US4376102A (en) * | 1981-12-02 | 1983-03-08 | Exxon Research And Engineering Co. | Process for removing acid gases using a basic salt activated with a diaminoalcohol |
| US4525294A (en) * | 1981-11-13 | 1985-06-25 | Exxon Research And Engineering Co. | Amino acid mixtures, their alkali metal salts and process for preparing same |
| US4405586A (en) * | 1981-11-13 | 1983-09-20 | Exxon Research And Engineering Co. | N-Secondary butyl glycine promoted acid gas scrubbing process |
| US4405578A (en) * | 1981-11-13 | 1983-09-20 | Exxon Research And Engineering Co. | Co-promoted acid gas scrubbing solution and process for using same |
| US4376101A (en) * | 1981-11-13 | 1983-03-08 | Exxon Research And Engineering Co. | Process for removing acid gases using a basic salt activated with a non-sterically hindered diamine |
| US4405581A (en) * | 1982-01-18 | 1983-09-20 | Exxon Research And Engineering Co. | Process for the selective removal of hydrogen sulfide from gaseous mixtures with severely sterically hindered secondary amino compounds |
| US4508692A (en) * | 1982-01-18 | 1985-04-02 | Exxon Research & Engineering Co. | Process for the selective removal of hydrogen sulfide from gaseous mixtures with strongly basic tertiary amino compounds |
| US4762934A (en) * | 1982-01-18 | 1988-08-09 | Exxon Research And Engineering Company | Diaminoether compositions |
| US4405811A (en) * | 1982-01-18 | 1983-09-20 | Exxon Research And Engineering Co. | Severely sterically hindered tertiary amino compounds |
| US4405582A (en) * | 1982-01-18 | 1983-09-20 | Exxon Research And Engineering Co. | Process for selective removal of H2 S from mixtures containing H22 using diaminoether solutions |
| US4483833A (en) * | 1982-01-18 | 1984-11-20 | Exxon Research & Engineering Co. | Process for selective removal of H2 S from mixtures containing H22 with heterocyclic tertiary aminoalkanols |
| US4405583A (en) * | 1982-01-18 | 1983-09-20 | Exxon Research And Engineering Co. | Process for selective removal of H2 S from mixtures containing H22 using di-severely sterically hindered secondary aminoethers |
| US4417075A (en) * | 1982-01-18 | 1983-11-22 | Exxon Research And Engineering Co. | Di-(Secondary and tertiaryalkylaminoalkoxy)alkanes |
| US4471138A (en) * | 1982-01-18 | 1984-09-11 | Exxon Research And Engineering Co. | Severely sterically hindered secondary aminoether alcohols |
| US4405585A (en) * | 1982-01-18 | 1983-09-20 | Exxon Research And Engineering Co. | Process for the selective removal of hydrogen sulfide from gaseous mixtures with severely sterically hindered secondary aminoether alcohols |
| US4405580A (en) * | 1982-01-18 | 1983-09-20 | Exxon Research And Engineering Co. | Process for selective removal of H2 S from mixtures containing H22 with tertiary amino azabicyclic alcohols |
| US4590036A (en) * | 1982-02-02 | 1986-05-20 | Exxon Research And Engineering Co. | Process for corrosion inhibition utilizing an antimony-molybdenum salt corrosion inhibitor composition |
| CA1188879A (en) * | 1982-02-02 | 1985-06-18 | Z. Andrew Foroulis | Corrosion inhibitor and process for inhibiting corrosion |
| CA1220774A (en) * | 1982-07-14 | 1987-04-21 | Exxon Research And Engineering Company | Process for preventing corrosion in alkaline systems |
| US4944917A (en) * | 1982-07-14 | 1990-07-31 | Exxon Research And Engineering Company | Use of thiosulfate salt for corrosion inhibition in acid gas scrubbing processes |
| US4524050A (en) * | 1983-01-07 | 1985-06-18 | Air Products And Chemicals, Inc. | Catalytic hydrolysis of carbonyl sulfide |
| US4482529A (en) * | 1983-01-07 | 1984-11-13 | Air Products And Chemicals, Inc. | Catalytic hydrolysis of COS in acid gas removal solvents |
| DE3373633D1 (en) * | 1983-05-12 | 1987-10-22 | Exxon Research Engineering Co | A non-sterically hindered - sterically hindered amino co-promoted acid gas scrubbing solution and a process for using same |
| JPS59216615A (ja) * | 1983-05-20 | 1984-12-06 | エクソン リサーチ アンド エンヂニアリング コムパニー | 非立体障害−立体障害アミンで共促進された酸性ガススクラビング溶液およびその使用方法 |
| US4536382A (en) * | 1983-12-20 | 1985-08-20 | Shell Oil Company | Process for the conversion of H2 S and adjustment of the H2 /CO ratio in gaseous streams containing hydrogen sulfide, hydrogen, and carbon monoxide |
| US4536381A (en) * | 1983-12-20 | 1985-08-20 | Shell Oil Company | Process for the removal of H2 S and adjustment of the H2 /CO ratio in gaseous streams containing hydrogen sulfide, carbon monoxide, and hydrogen |
| US4647397A (en) * | 1984-01-23 | 1987-03-03 | Chevron Research Company | Composition for removing sulfides from industrial gas |
| US4539189A (en) * | 1984-01-23 | 1985-09-03 | Chevron Research Company | Method for removing sulfides from industrial gas |
| GB2156327A (en) * | 1984-03-26 | 1985-10-09 | Dow Chemical Co | Alkanolamine process for removal of carbon dioxide from industrial gases using copper and an additional inhibitor |
| CA1254231A (en) * | 1984-12-03 | 1989-05-16 | Guido Sartori | Diaminoalcohols, their preparation and their use as acid gas removal agents |
| US4640831A (en) * | 1984-12-18 | 1987-02-03 | The Dow Chemical Company | Method for recovering protic acids using reversible bases |
| US4624838A (en) * | 1985-04-29 | 1986-11-25 | Exxon Research And Engineering Company | Process for removing acidic gases from gaseous mixtures using aqueous scrubbing solutions containing heterocyclic nitrogen compounds |
| EP0216486B1 (en) * | 1985-09-12 | 1990-11-22 | British Gas Corporation | Acid gas removal process |
| US4919904A (en) * | 1986-04-15 | 1990-04-24 | Exxon Research And Engineering Company | Primary hindered aminoacids for promoted acid gas scrubbing process |
| IT1191805B (it) * | 1986-06-11 | 1988-03-23 | Snam Progetti | Processo per la rimozione selettiva di acido solfidrico |
| JPS63111918A (ja) * | 1986-10-30 | 1988-05-17 | Toho Chem Ind Co Ltd | 酸性ガス吸収剤用組成物 |
| US4814104A (en) * | 1987-02-05 | 1989-03-21 | Uop | Tertiary alkanolamine absorbent containing an ethyleneamine promoter and its method of use |
| US4895670A (en) * | 1987-10-13 | 1990-01-23 | Exxon Research And Engineering Company | Addition of severely-hindered aminoacids to severely-hindered amines for the absorption of H2 S |
| US4892674A (en) * | 1987-10-13 | 1990-01-09 | Exxon Research And Engineering Company | Addition of severely-hindered amine salts and/or aminoacids to non-hindered amine solutions for the absorption of H2 S |
| US4894178A (en) * | 1987-10-13 | 1990-01-16 | Exxon Research And Engineering Company | Absorbent composition containing severely-hindered amine mixture for the absorption of H2 S |
| US4961873A (en) * | 1987-10-13 | 1990-10-09 | Exxon Research And Engineering Company | Absorbent composition containing a severely-hindered amine mixture with amine salts and/or aminoacid additives for the absorption of H2 S |
| US4894179A (en) * | 1987-10-13 | 1990-01-16 | Exxon Research And Engineering Company | Absorbent composition containing a tertiary amino azabicyclic alcohol and an amine salt |
| US4869884A (en) * | 1988-05-06 | 1989-09-26 | Kerr-Mcgee Chemical Corporation | Process for recovering acidic gases |
| US5366709A (en) * | 1990-01-18 | 1994-11-22 | Societe Nationale Elf Aquitaine Production | Liquid absorbent for acidic gases and process of deacidification of a gas |
| ES2054049T5 (es) * | 1988-05-24 | 1997-12-16 | Elf Aquitaine | Liquido absorbente de gases acidos que contiene una alcanol-amina terciaria y un activador de absorcion del co2, y su aplicacion a la desacidificacion de gas conteniendo co2 y eventualmente otros gases acidos. |
| US5167479A (en) * | 1988-09-26 | 1992-12-01 | Bott John Anthony | Cargo restraint system |
| US5061465A (en) * | 1989-08-24 | 1991-10-29 | Phillips Petroleum Company | Bulk CO2 recovery process |
| US5104630A (en) * | 1990-11-13 | 1992-04-14 | Uop | Processes for removing carbonyl sulfide from hydrocarbon feedstreams |
| IT1244686B (it) * | 1991-01-24 | 1994-08-08 | Snam Progetti | Processo per la rimozione spinta di gas acidi da miscele gassose |
| US5486605A (en) * | 1991-07-11 | 1996-01-23 | Gatlin; Larry W. | Hydrogen sulfide converter |
| US5488103A (en) * | 1991-07-11 | 1996-01-30 | Gatlin; Larry W. | Hydrogen sulfide converter |
| KR0123107B1 (ko) | 1992-02-27 | 1997-11-12 | 아끼야마 요시히사 | 연소배기가스중의 2산화탄소의 제거방법 |
| CN1055872C (zh) * | 1992-03-14 | 2000-08-30 | 南京化学工业(集团)公司研究院 | 复合活化剂脱除混合气体中的二氧化碳 |
| US6689332B1 (en) | 1992-09-16 | 2004-02-10 | The Kansai Electric Power Co, Inc. | Process for removing carbon dioxide from combustion gases |
| US5603908A (en) * | 1992-09-16 | 1997-02-18 | The Kansai Electric Power Co., Inc. | Process for removing carbon dioxide from combustion gases |
| JP2895325B2 (ja) * | 1992-09-16 | 1999-05-24 | 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 |
| US5347003A (en) * | 1993-03-05 | 1994-09-13 | Quaker Chemical Corporation | Methods for regenerating a sulfur scavenging compound from a product of a sulfur scavenging reaction |
| US5508012A (en) * | 1993-03-05 | 1996-04-16 | Quaker Chemical Corporation | Methods for recovering sodium sulfides from a sulfur scavenging reaction |
| US5498707A (en) * | 1993-04-22 | 1996-03-12 | Gatlin; Larry W. | Hydrogen sulfide converter |
| EP0875280B1 (en) * | 1993-10-06 | 2001-08-22 | The Kansai Electric Power Co., Inc. | Method for removing carbon dioxide from combustion exhaust gas |
| EP0671200B1 (en) * | 1994-03-09 | 1998-08-12 | The Kansai Electric Power Co., Inc. | Method for the removal of carbon dioxide from combustion exhaust gas |
| JPH07246313A (ja) * | 1994-03-09 | 1995-09-26 | Kansai Electric Power Co Inc:The | 燃焼排ガス中の二酸化炭素と硫黄酸化物を除去する方法 |
| US5618506A (en) * | 1994-10-06 | 1997-04-08 | The Kansai Electric Power Co., Inc. | Process for removing carbon dioxide from gases |
| US5660603A (en) * | 1995-09-05 | 1997-08-26 | International Process Services, Inc. | Process for separating selected components from multi-component natural gas streams |
| US5698171A (en) * | 1996-01-10 | 1997-12-16 | Quaker Chemical Corporation | Regenerative method for removing sulfides from gas streams |
| JP3945724B2 (ja) * | 1996-04-17 | 2007-07-18 | 日揮株式会社 | 炭酸ジエステルの製造方法、ｃｏ２除去方法、ｃｏ２吸収剤および炭酸ジエステル製造装置 |
| US5885538A (en) * | 1997-07-02 | 1999-03-23 | Quaker Chemical Corporation | Method and composition for the regeneration of an aminal compound |
| US6168768B1 (en) * | 1998-01-23 | 2001-01-02 | Exxon Research And Engineering Company | Production of low sulfer syngas from natural gas with C4+/C5+ hydrocarbon recovery |
| DE19828977A1 (de) * | 1998-06-29 | 1999-12-30 | Basf Ag | Verfahren zur Entfernung saurer Gasbestandteile aus Gasen |
| US6165432A (en) * | 1998-09-30 | 2000-12-26 | The Dow Chemical Company | Composition and process for removal of acid gases |
| JP4782294B2 (ja) * | 2001-03-02 | 2011-09-28 | ディーエスエム アイピー アセッツ ビー．ブイ． | 多層被覆 |
| CA2353307A1 (fr) * | 2001-07-13 | 2003-01-13 | Carmen Parent | Appareil et procede pour le traitement des effluents gazeux |
| KR100418627B1 (ko) * | 2001-10-29 | 2004-02-11 | 한국전력공사 | 혼합가스로부터의 이산화탄소 분리용 흡수제 |
| US8273693B2 (en) | 2001-12-12 | 2012-09-25 | Clearwater International Llc | Polymeric gel system and methods for making and using same in hydrocarbon recovery |
| CA2405635A1 (en) | 2002-09-27 | 2004-03-27 | C02 Solution Inc. | A process and a plant for the production of useful carbonated species and for the recycling of carbon dioxide emissions from power plants |
| DE10313438A1 (de) * | 2003-03-26 | 2004-11-04 | Uhde Gmbh | Verfahren zur selektiven Entfernung von Schwefelwasserstoff und CO2 aus Rohgas |
| ATE551112T1 (de) | 2003-04-04 | 2012-04-15 | Univ Texas | Polyamin-/alkalisalzmischungen zur entfernung von kohlendioxid aus gasströmen |
| US7140433B2 (en) | 2003-12-12 | 2006-11-28 | Clearwater International, Llc | Diamine terminated primary amine-aldehyde sulfur converting compositions and methods for making and using same |
| US20050154069A1 (en) * | 2004-01-13 | 2005-07-14 | Syntroleum Corporation | Fischer-Tropsch process in the presence of nitrogen contaminants |
| CN1922134B (zh) * | 2004-02-17 | 2010-05-26 | 埃克森美孚研究工程公司 | 具有空间位阻的仲氨基醚醇的合成 |
| EP1718597B1 (en) * | 2004-02-17 | 2016-09-07 | ExxonMobil Research and Engineering Company | Improved synthesis of severely sterically hindered amino-ether alcohols and diaminopolyalkenyl ethers using a high activity powder catalyst |
| WO2005082836A1 (en) * | 2004-02-17 | 2005-09-09 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Synthesis of severely sterically hindered secondary aminoether alcohols from a ketene and/or carboxylic acid halide and/or carboxylic acid anhydride |
| EP1718596B1 (en) * | 2004-02-17 | 2014-08-27 | ExxonMobil Research and Engineering Company | Catalytic preparation of severely sterically hindered amino-ether alcohols using a metal loaded catalyst |
| CA2555530C (en) * | 2004-02-17 | 2012-04-10 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Synthesis of sterically hindered secondary aminoether alcohols from acid anhydride and/or acid halide and sulfur trioxide |
| EP1718599B1 (en) * | 2004-02-17 | 2012-05-02 | ExxonMobil Research and Engineering Company | Synthesis of sterically hindered secondary aminoether alcohols |
| US7022742B2 (en) * | 2004-04-08 | 2006-04-04 | Syntroleum Corporation | Process to control nitrogen-containing compounds in synthesis gas |
| US7740689B2 (en) * | 2005-02-24 | 2010-06-22 | Co2 Solution Inc. | CO2 absorption solution |
| US8563481B2 (en) | 2005-02-25 | 2013-10-22 | Clearwater International Llc | Corrosion inhibitor systems for low, moderate and high temperature fluids and methods for making and using same |
| WO2007021532A1 (en) * | 2005-08-09 | 2007-02-22 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Polyalkyleneimines and polyalkyleneacrylamide salt for acid gas scrubbing process |
| WO2007021463A2 (en) * | 2005-08-09 | 2007-02-22 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Tetraorganoammonium and tetraorganophosphonium salts for acid gas scrubbing process |
| CA2618362C (en) * | 2005-08-09 | 2012-12-04 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Hindered cyclic polyamines and their salts for acid gas scrubbing process |
| WO2007021531A1 (en) * | 2005-08-09 | 2007-02-22 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Absorbent composition containing molecules with a hindered amine and a metal sulfonate, phosphonate or carboxylate structure for acid gas scrubbing process |
| WO2007021462A2 (en) * | 2005-08-09 | 2007-02-22 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Alkylamino alkyloxy (alcohol) monoalkyl ether for acid gas scrubbing process |
| DE102005050385A1 (de) * | 2005-10-20 | 2007-04-26 | Basf Ag | Absorptionsmittel und Verfahren zum Entfernen von Kohlendioxid aus Gasströmen |
| US9334713B2 (en) | 2005-12-09 | 2016-05-10 | Ronald van Petegem | Produced sand gravel pack process |
| US8871694B2 (en) | 2005-12-09 | 2014-10-28 | Sarkis R. Kakadjian | Use of zeta potential modifiers to decrease the residual oil saturation |
| US8946130B2 (en) | 2005-12-09 | 2015-02-03 | Clearwater International Llc | Methods for increase gas production and load recovery |
| US8950493B2 (en) | 2005-12-09 | 2015-02-10 | Weatherford Technology Holding LLC | Method and system using zeta potential altering compositions as aggregating reagents for sand control |
| US8097567B2 (en) | 2006-01-09 | 2012-01-17 | Clearwater International, Llc | Well drilling fluids having clay control properties |
| US8084401B2 (en) | 2006-01-25 | 2011-12-27 | Clearwater International, Llc | Non-volatile phosphorus hydrocarbon gelling agent |
| US7763097B2 (en) * | 2006-06-08 | 2010-07-27 | University of Pittsburgh—of the Commonwealth System of Higher Education | Devices, systems and methods for reducing the concentration of a chemical entity in fluids |
| US7921046B2 (en) | 2006-06-19 | 2011-04-05 | Exegy Incorporated | High speed processing of financial information using FPGA devices |
| WO2008022437A1 (en) * | 2006-08-23 | 2008-02-28 | University Of Regina | Method for capturing carbon dioxide from gas streams |
| US20080096023A1 (en) * | 2006-10-18 | 2008-04-24 | Ppg Industries Ohio, Inc. | Process for preparing coated optical elements |
| US8366966B2 (en) * | 2006-10-25 | 2013-02-05 | Engineuity Research And Development Ltd. | Methods and systems for producing energy from carbon dioxide |
| US7712535B2 (en) * | 2006-10-31 | 2010-05-11 | Clearwater International, Llc | Oxidative systems for breaking polymer viscosified fluids |
| NO333144B1 (no) | 2006-11-24 | 2013-03-18 | Aker Clean Carbon As | Fremgangsmåte og regenerator for regenerering av absorbent som har absorbert CO2 |
| NO333560B1 (no) | 2006-11-24 | 2013-07-08 | Aker Clean Carbon As | Fremgangsmåte og regenerator for regenerering av flytende CO2 absorbent. |
| WO2008072979A1 (en) * | 2006-12-15 | 2008-06-19 | Sinvent As | Method for capturing co2 from exhaust gas |
| US7601315B2 (en) * | 2006-12-28 | 2009-10-13 | Cansolv Technologies Inc. | Process for the recovery of carbon dioxide from a gas stream |
| US8172952B2 (en) * | 2007-02-21 | 2012-05-08 | Clearwater International, Llc | Reduction of hydrogen sulfide in water treatment systems or other systems that collect and transmit bi-phasic fluids |
| NO332158B1 (no) * | 2007-03-05 | 2012-07-09 | Aker Clean Carbon As | Fremgangsmåte for fjerning av CO2 fra en eksosgass |
| US7992653B2 (en) | 2007-04-18 | 2011-08-09 | Clearwater International | Foamed fluid additive for underbalance drilling |
| NO20071983L (no) * | 2007-04-18 | 2008-10-20 | Aker Clean Carbon As | Fremgangsmate og anlegg for CO2-innfanging |
| US7565933B2 (en) * | 2007-04-18 | 2009-07-28 | Clearwater International, LLC. | Non-aqueous foam composition for gas lift injection and methods for making and using same |
| US8158562B2 (en) | 2007-04-27 | 2012-04-17 | Clearwater International, Llc | Delayed hydrocarbon gel crosslinkers and methods for making and using same |
| US7942201B2 (en) | 2007-05-11 | 2011-05-17 | Clearwater International, Llc | Apparatus, compositions, and methods of breaking fracturing fluids |
| US8034750B2 (en) * | 2007-05-14 | 2011-10-11 | Clearwater International Llc | Borozirconate systems in completion systems |
| US8728989B2 (en) | 2007-06-19 | 2014-05-20 | Clearwater International | Oil based concentrated slurries and methods for making and using same |
| US8065905B2 (en) | 2007-06-22 | 2011-11-29 | Clearwater International, Llc | Composition and method for pipeline conditioning and freezing point suppression |
| US8099997B2 (en) | 2007-06-22 | 2012-01-24 | Weatherford/Lamb, Inc. | Potassium formate gel designed for the prevention of water ingress and dewatering of pipelines or flowlines |
| US8419831B2 (en) * | 2007-06-28 | 2013-04-16 | Research Institute Of Innovative Technology For The Earth | Method for efficiently recovering carbon dioxide in gas |
| NO336193B1 (no) * | 2007-09-14 | 2015-06-08 | Aker Engineering & Technology | Forbedret fremgangsmåte ved regenerering av absorbent |
| WO2009085155A1 (en) | 2007-12-28 | 2009-07-09 | Saint-Gobain Ceramics & Plastics, Inc. | Fuel cell system |
| DE102008007087A1 (de) * | 2008-01-31 | 2009-08-06 | Universität Dortmund | Verfahren zum Abtrennen von CO2 aus Gasgemischen mit einer extraktiven Regenerationsstufe |
| EP2087930A1 (de) * | 2008-02-05 | 2009-08-12 | Evonik Degussa GmbH | Verfahren zur Absorption eines flüchtigen Stoffes in einem flüssigen Absorptionsmittel |
| US7989404B2 (en) | 2008-02-11 | 2011-08-02 | Clearwater International, Llc | Compositions and methods for gas well treatment |
| CA2725408C (en) * | 2008-02-28 | 2016-06-14 | Aker Clean Carbon As | Co2 absorbent and method for co2 capture |
| US9447310B2 (en) | 2008-04-17 | 2016-09-20 | Thomas P. Daly | Biological buffers with wide buffering ranges |
| US7635791B2 (en) * | 2008-04-17 | 2009-12-22 | Tpat Ip Llc | Biological buffers with wide buffering ranges |
| US9090638B2 (en) | 2008-04-17 | 2015-07-28 | Thomas Daly | Biological buffers with wide buffering ranges |
| US8034951B2 (en) | 2008-04-17 | 2011-10-11 | Thomas Daly | Biological buffers with wide buffering ranges |
| US7939659B2 (en) * | 2008-04-17 | 2011-05-10 | Thomas Daly | Biological buffers with wide buffering ranges |
| US8334402B2 (en) * | 2008-04-17 | 2012-12-18 | Thomas Daly | Biological buffers with wide buffering ranges |
| US20170313920A1 (en) | 2010-10-06 | 2017-11-02 | Thomas P. Daly | Biological Buffers with Wide Buffering Ranges |
| US8822728B2 (en) | 2008-04-17 | 2014-09-02 | Thomas Daly | Biological buffers with wide buffering ranges |
| US8519141B2 (en) | 2008-04-17 | 2013-08-27 | Thomas Daly | Biological buffers with wide buffering ranges |
| JP5558036B2 (ja) * | 2008-09-04 | 2014-07-23 | 株式会社東芝 | 二酸化炭素回収型汽力発電システム |
| US8141661B2 (en) * | 2008-07-02 | 2012-03-27 | Clearwater International, Llc | Enhanced oil-based foam drilling fluid compositions and method for making and using same |
| US7956217B2 (en) | 2008-07-21 | 2011-06-07 | Clearwater International, Llc | Hydrolyzed nitrilotriacetonitrile compositions, nitrilotriacetonitrile hydrolysis formulations and methods for making and using same |
| US20110223650A1 (en) * | 2008-07-31 | 2011-09-15 | Novozymes A/S | Modular Membrane Reactor and Process for Carbon Dioxide Extraction |
| WO2010014773A1 (en) * | 2008-07-31 | 2010-02-04 | Novozymes A/S | Modular reactor and process for carbon dioxide extraction |
| US8287640B2 (en) | 2008-09-29 | 2012-10-16 | Clearwater International, Llc | Stable foamed cement slurry compositions and methods for making and using same |
| US8501125B2 (en) * | 2008-10-08 | 2013-08-06 | Expansion Energy, Llc | System and method of carbon capture and sequestration, environmental remediation, and metals recovery |
| US7947240B2 (en) * | 2008-10-08 | 2011-05-24 | Expansion Energy, Llc | System and method of carbon capture and sequestration |
| US9909404B2 (en) | 2008-10-08 | 2018-03-06 | The Lubrizol Corporation | Method to consolidate solid materials during subterranean treatment operations |
| US9945220B2 (en) | 2008-10-08 | 2018-04-17 | The Lubrizol Corporation | Methods and system for creating high conductivity fractures |
| US7932214B2 (en) * | 2008-11-14 | 2011-04-26 | Clearwater International, Llc | Foamed gel systems for fracturing subterranean formations, and methods for making and using same |
| US9440182B2 (en) | 2008-12-24 | 2016-09-13 | General Electric Company | Liquid carbon dioxide absorbents, methods of using the same, and related systems |
| US20100154639A1 (en) * | 2008-12-24 | 2010-06-24 | General Electric Company | Liquid carbon dioxide absorbent and methods of using the same |
| US8011431B2 (en) | 2009-01-22 | 2011-09-06 | Clearwater International, Llc | Process and system for creating enhanced cavitation |
| US8093431B2 (en) | 2009-02-02 | 2012-01-10 | Clearwater International Llc | Aldehyde-amine formulations and method for making and using same |
| NO332812B1 (no) | 2009-03-13 | 2013-01-21 | Aker Clean Carbon As | Amin utslippskontroll |
| US9328285B2 (en) | 2009-04-02 | 2016-05-03 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Methods using low concentrations of gas bubbles to hinder proppant settling |
| US8466094B2 (en) | 2009-05-13 | 2013-06-18 | Clearwater International, Llc | Aggregating compositions, modified particulate metal-oxides, modified formation surfaces, and methods for making and using same |
| WO2010151787A1 (en) | 2009-06-26 | 2010-12-29 | Novozymes North America, Inc. | Heat-stable carbonic anhydrases and their use |
| US8524184B2 (en) * | 2009-07-08 | 2013-09-03 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Sulfur recovery plant tail gas treatment process |
| CA2673711A1 (en) * | 2009-07-23 | 2011-01-23 | Cansolv Technologies Inc. | Carbon dioxide and hydrogen sulfide absorbents and process for their use |
| AU2010226936B2 (en) * | 2009-10-07 | 2012-03-15 | Kabushiki Kaisha Toshiba | CO2 recovery system and CO2 absorption liquid |
| KR101157141B1 (ko) * | 2009-12-28 | 2012-06-22 | 한국에너지기술연구원 | 입체장애 시클릭 아민이 첨가된 알칼리탄산염계 이산화탄소 흡수제 및 이를 이용한 이산화탄소 제거방법 |
| US8795618B2 (en) | 2010-03-26 | 2014-08-05 | Babcock & Wilcox Power Generation Group, Inc. | Chemical compounds for the removal of carbon dioxide from gases |
| WO2011121635A1 (ja) * | 2010-03-29 | 2011-10-06 | 株式会社 東芝 | 酸性ガス吸収剤、酸性ガス除去装置および酸性ガス除去方法 |
| EP2554243A4 (en) | 2010-03-29 | 2015-06-03 | Toshiba Kk | ACIDIC GAS ABSORBER, ACID GAS REMOVAL DEVICE, AND ACID GAS REMOVAL METHOD |
| US9447657B2 (en) | 2010-03-30 | 2016-09-20 | The Lubrizol Corporation | System and method for scale inhibition |
| US8835364B2 (en) | 2010-04-12 | 2014-09-16 | Clearwater International, Llc | Compositions and method for breaking hydraulic fracturing fluids |
| US8851174B2 (en) | 2010-05-20 | 2014-10-07 | Clearwater International Llc | Foam resin sealant for zonal isolation and methods for making and using same |
| US8899328B2 (en) | 2010-05-20 | 2014-12-02 | Clearwater International Llc | Resin sealant for zonal isolation and methods for making and using same |
| CN103180438A (zh) | 2010-08-24 | 2013-06-26 | 诺维信公司 | 热稳定性Persephonella碳酸酐酶及其用途 |
| US8715397B2 (en) * | 2010-09-09 | 2014-05-06 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Mixed amine and non-nucleophilic base CO2 scrubbing process for improved adsorption at increased temperatures |
| US8524639B2 (en) | 2010-09-17 | 2013-09-03 | Clearwater International Llc | Complementary surfactant compositions and methods for making and using same |
| US9085724B2 (en) | 2010-09-17 | 2015-07-21 | Lubri3ol Oilfield Chemistry LLC | Environmentally friendly base fluids and methods for making and using same |
| US8846585B2 (en) | 2010-09-17 | 2014-09-30 | Clearwater International, Llc | Defoamer formulation and methods for making and using same |
| US9062241B2 (en) | 2010-09-28 | 2015-06-23 | Clearwater International Llc | Weight materials for use in cement, spacer and drilling fluids |
| DE102011077377A1 (de) | 2010-11-12 | 2012-05-16 | Evonik Degussa Gmbh | Verfahren zur Absorption von sauren Gasen aus Gasmischungen |
| AU2011254003B2 (en) * | 2010-12-22 | 2013-05-16 | Kabushiki Kaisha Toshiba | Acid gas absorbent, acid gas removal method, and acid gas removal device |
| JP5655593B2 (ja) * | 2011-01-27 | 2015-01-21 | 株式会社Ihi | 二酸化炭素の回収方法及び回収装置 |
| US8841240B2 (en) | 2011-03-21 | 2014-09-23 | Clearwater International, Llc | Enhancing drag reduction properties of slick water systems |
| US9022120B2 (en) | 2011-04-26 | 2015-05-05 | Lubrizol Oilfield Solutions, LLC | Dry polymer mixing process for forming gelled fluids |
| US9464504B2 (en) | 2011-05-06 | 2016-10-11 | Lubrizol Oilfield Solutions, Inc. | Enhancing delaying in situ gelation of water shutoff systems |
| JP5659084B2 (ja) | 2011-05-30 | 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 |
| EP2532412A1 (de) * | 2011-06-10 | 2012-12-12 | Evonik Degussa GmbH | Absorptionsmedium und Verfahren zur Absorption eines sauren Gases aus einer Gasmischung |
| US20130052109A1 (en) | 2011-08-25 | 2013-02-28 | General Electric Company | Compositions for absorbing carbon dioxide, and related processes and systems |
| US8944164B2 (en) | 2011-09-28 | 2015-02-03 | Clearwater International Llc | Aggregating reagents and methods for making and using same |
| US9475754B2 (en) | 2011-10-06 | 2016-10-25 | Thomas P. Daly | Biological buffers with wide buffering ranges |
| DE102011119327B4 (de) * | 2011-11-25 | 2013-11-07 | Hermann Büttner | Verfahren zum reversiblen Abtrennen von CO2, Verwendung des Verfahrens und Verwendung von 3-(Aminomethyl)-3,5,5-trimethylcyclohexanamin (IDA) zur reversiblen CO2-Absorption |
| US20130142717A1 (en) | 2011-12-02 | 2013-06-06 | Michael Siskin | Offshore gas separation process |
| US8932996B2 (en) | 2012-01-11 | 2015-01-13 | Clearwater International L.L.C. | Gas hydrate inhibitors and methods for making and using same |
| DE102012200907A1 (de) | 2012-01-23 | 2013-07-25 | Evonik Industries Ag | Verfahren und Absorptionsmedium zur Absorption von CO2 aus einer Gasmischung |
| US20130243676A1 (en) | 2012-03-14 | 2013-09-19 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Amine treating process for acid gas separation using blends of amines and alkyloxyamines |
| US9458367B2 (en) | 2012-03-14 | 2016-10-04 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Low temperature transport and storage of amine gas treatment solutions |
| US8741247B2 (en) * | 2012-03-27 | 2014-06-03 | Alstom Technology Ltd | Method and system for low energy carbon dioxide removal |
| DE102012207509A1 (de) | 2012-05-07 | 2013-11-07 | Evonik Degussa Gmbh | Verfahren zur Absorption von CO2 aus einer Gasmischung |
| JP5986796B2 (ja) | 2012-05-11 | 2016-09-06 | 三菱重工業株式会社 | 複合アミン吸収液、ｃｏ２又はｈ２ｓ又はその双方の除去装置及び方法 |
| US20130310623A1 (en) * | 2012-05-15 | 2013-11-21 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Amine gas treatment solutions |
| MX2014014374A (es) | 2012-05-31 | 2015-06-23 | Shell Int Research | Composicion absorbente para absorcion selectiva de sulfuro de hidrogeno y proceso para su uso. |
| WO2013181242A1 (en) | 2012-05-31 | 2013-12-05 | Shell Oil Company | An absorbent composition for the selective absorption of hydrogen sulfide |
| EP2854993B1 (en) | 2012-05-31 | 2018-12-26 | Shell International Research Maatschappij B.V. | A method of improving a process for the selective absorption of hydrogen sulfide |
| JP5868795B2 (ja) * | 2012-06-25 | 2016-02-24 | 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 |
| US9272242B2 (en) * | 2012-07-30 | 2016-03-01 | Exxonmobil Research And Engineering Company | High cyclic capacity amines for high efficiency CO2 scrubbing processes |
| US8916117B2 (en) | 2012-08-07 | 2014-12-23 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Corrosion control in acid gas removal equipment by the situ generation of polysulfide ions |
| US8668887B2 (en) | 2012-08-07 | 2014-03-11 | Exxonmobil Research And Engineering Company | In situ generation of polysulfide ions using elemental sulfur for improved corrosion control, cyanide management, mercury management, arsine management and performance and reliability of acid gas removal equipment |
| EP2892635A4 (en) | 2012-09-04 | 2016-08-10 | Blue Planet Ltd | METHODS AND SYSTEMS FOR CARBON SEQUESTRATION, AND COMPOSITIONS THUS PRODUCED |
| WO2014052238A1 (en) | 2012-09-25 | 2014-04-03 | Weatherford/Lamb, Inc. | High water and brine swell elastomeric compositions and method for making and using same |
| CN104902982A (zh) * | 2012-12-21 | 2015-09-09 | 埃克森美孚研究工程公司 | 通过胺-co2产物的相分离捕集co2 |
| CA2895228C (en) * | 2012-12-21 | 2019-03-12 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Amine promotion for co2 capture |
| US10322221B2 (en) | 2013-01-18 | 2019-06-18 | University of Pittsburgh—of the Commonwealth System of Higher Education | Removal of carbon dioxide via dialysis |
| US20140370242A1 (en) | 2013-03-15 | 2014-12-18 | Blue Planet, Ltd. | Highly reflective microcrystalline/amorphous materials, and methods for making and using the same |
| US20150027055A1 (en) | 2013-07-29 | 2015-01-29 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Separation of hydrogen sulfide from natural gas |
| US10669468B2 (en) | 2013-10-08 | 2020-06-02 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Reusable high performance water based drilling fluids |
| WO2015055651A1 (en) * | 2013-10-14 | 2015-04-23 | Karlsson Hans T | Method for removing carbon dioxide from a gas stream by means of a solution comprising 2-amino-2-methyl-1 -propanol (amp) |
| JP2015107443A (ja) | 2013-12-03 | 2015-06-11 | 株式会社東芝 | 酸性ガス吸収剤、酸性ガス除去装置および酸性ガス除去方法 |
| WO2015084579A1 (en) | 2013-12-05 | 2015-06-11 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Improved corrosion control in acid gas removal equipment by the situ generation of polysulfide ions |
| JP6616775B2 (ja) | 2014-02-13 | 2019-12-04 | アールティーアイ インターナショナル | 非水酸性ガス除去システムにおける水分制御 |
| US10202828B2 (en) | 2014-04-21 | 2019-02-12 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Self-degradable hydraulic diversion systems and methods for making and using same |
| CA2957768C (en) * | 2014-08-25 | 2022-09-27 | Basf Se | Diamine having tert-alkylamino group and primary amino group for use in gas scrubbing |
| JP6462323B2 (ja) * | 2014-11-12 | 2019-01-30 | 三菱重工業株式会社 | ガス中のｃｏ２分離装置及びその膜分離方法 |
| US10001769B2 (en) | 2014-11-18 | 2018-06-19 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Systems and methods for optimizing formation fracturing operations |
| JP6479543B2 (ja) | 2015-04-09 | 2019-03-06 | 株式会社東芝 | 酸性ガス吸収剤、酸性ガスの除去方法および酸性ガスの除去装置 |
| KR101746561B1 (ko) * | 2015-06-24 | 2017-06-13 | 광주과학기술원 | 이산화탄소 흡수제 및 이산화탄소 흡수제의 재생방법 |
| DE102015212749A1 (de) | 2015-07-08 | 2017-01-12 | Evonik Degussa Gmbh | Verfahren zur Entfeuchtung von feuchten Gasgemischen |
| NO341515B1 (en) * | 2015-09-08 | 2017-11-27 | Capsol Eop As | Fremgangsmåte og anlegg for CO2 fangst |
| JP6659293B2 (ja) * | 2015-09-30 | 2020-03-04 | 三菱重工エンジニアリング株式会社 | Ｃｏ２、ｈ２ｓ又はそれら双方の吸収液並びにそれを用いた装置及び方法 |
| JP6694642B2 (ja) * | 2015-12-07 | 2020-05-20 | 国立研究開発法人産業技術総合研究所 | 二酸化炭素吸収液および二酸化炭素分離回収方法 |
| US9962644B2 (en) | 2015-12-28 | 2018-05-08 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Process for increased selectivity and capacity for hydrogen sulfide capture from acid gases |
| US10494564B2 (en) | 2017-01-17 | 2019-12-03 | PfP INDUSTRIES, LLC | Microemulsion flowback recovery compositions and methods for making and using same |
| DE102016210478A1 (de) | 2016-06-14 | 2017-12-14 | Evonik Degussa Gmbh | Verfahren 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 |
| DE102016210483A1 (de) | 2016-06-14 | 2017-12-14 | Evonik Degussa Gmbh | Verfahren und Absorptionsmittel 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 |
| WO2018009272A1 (en) | 2016-07-05 | 2018-01-11 | Ineos Americas, Llc | Method and apparatus for recovering absorbing agents in acid gas treatment |
| WO2018017792A1 (en) | 2016-07-20 | 2018-01-25 | Novozymes A/S | Heat-stable metagenomic carbonic anhydrases and their use |
| CN110121386A (zh) | 2016-11-01 | 2019-08-13 | 国际壳牌研究有限公司 | 生产纯净气流的方法 |
| US10570718B2 (en) | 2016-11-14 | 2020-02-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Capture and recovery exhaust gas from machinery located and operated at a well site |
| CN106984152B (zh) * | 2017-03-27 | 2019-08-09 | 大连理工大学 | 一种用于捕集二氧化碳的两相混合物 |
| ES2697300B2 (es) * | 2017-07-21 | 2019-05-24 | Univ Sevilla | Composicion acuosa para la separacion de co2 y/o gases acidos |
| US10870791B2 (en) | 2017-08-14 | 2020-12-22 | PfP Industries LLC | Compositions and methods for cross-linking hydratable polymers using produced water |
| CN109569194B (zh) * | 2017-09-29 | 2022-04-15 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种用于捕集二氧化碳的离子液体 |
| GB2570549B (en) | 2017-11-28 | 2021-12-15 | Toshiba Kk | Acid gas absorbent, acid gas removal method, and acid gas removal device |
| US11236609B2 (en) | 2018-11-23 | 2022-02-01 | PfP Industries LLC | Apparatuses, systems, and methods for dynamic proppant transport fluid testing |
| US10822549B2 (en) | 2019-01-18 | 2020-11-03 | Baker Hughes Holdings Llc | Methods and compounds for removing non-acidic contaminants from hydrocarbon streams |
| WO2021037700A1 (en) | 2019-08-23 | 2021-03-04 | Schultes John W | Method and a direct reduction plant for producing direct reduced iron |
| WO2021183580A1 (en) | 2020-03-11 | 2021-09-16 | Exxonmobil Chemical Patents Inc. | Hydrocarbon pyrolysis of feeds containing sulfur |
| US11905462B2 (en) | 2020-04-16 | 2024-02-20 | PfP INDUSTRIES, LLC | Polymer compositions and fracturing fluids made therefrom including a mixture of cationic and anionic hydratable polymers and methods for making and using same |
| CN111603892A (zh) * | 2020-05-29 | 2020-09-01 | 中国华电科工集团有限公司 | 一种吸收液及其制备方法和应用 |
| US20240123425A1 (en) * | 2020-12-22 | 2024-04-18 | Mitsubishi Gas Chemical Company, Inc. | Carbon dioxide absorbent |
| CN114247266B (zh) * | 2022-03-01 | 2022-05-06 | 华能平凉发电有限责任公司 | 一种氧弹更换保护装置 |
| NL2031615B1 (en) * | 2022-04-19 | 2023-11-06 | Host Holding B V | Absorption medium and method for carbon dioxide absorption from flue gas |
| WO2024118901A2 (en) | 2022-11-30 | 2024-06-06 | Novozymes A/S | Carbonic anhydrase variants and polynucleotides encoding same |
| US11931694B1 (en) | 2023-10-11 | 2024-03-19 | Globalfoundries U.S. Inc. | Carbon dioxide and nitrogen oxides removal system for point of use abatement |
Family Cites Families (20)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CA619193A (en) * | 1961-04-25 | Relken Gunther | Process for separating carbon dioxide from gas mixtures | |
| FR685992A (fr) * | 1930-10-07 | 1930-07-21 | Girdler Corp | Perfectionnements à la séparation des gaz entre eux |
| GB457343A (en) * | 1935-04-04 | 1936-11-26 | Ig Farbenindustrie Ag | Improvements in washing out gaseous weak acids from gases |
| US2139122A (en) * | 1937-08-13 | 1938-12-06 | Purdue Research Foundation | Aliphatic aminoalcohols |
| US2139124A (en) * | 1937-08-13 | 1938-12-06 | Purdue Research Foundation | Aminoalcohols |
| US2718454A (en) * | 1947-10-11 | 1955-09-20 | Exxon Research Engineering Co | Recovery of acidic gases |
| US3039251A (en) * | 1959-10-02 | 1962-06-19 | El Paso Natural Gas Prod | Products and process for purifying gases |
| BE611855A (ja) * | 1960-12-23 | |||
| GB1063517A (en) * | 1963-12-30 | 1967-03-30 | Eickmeyer Allen Garland | Methods and composition for the purification of gases |
| GB1058304A (en) * | 1964-03-12 | 1967-02-08 | Shell Int Research | Process for the purification of fluids |
| GB1218083A (en) * | 1968-06-17 | 1971-01-06 | Ici Ltd | Process for separating and recovering acid gases from gaseous mixtures |
| GB1238696A (ja) * | 1968-12-13 | 1971-07-07 | ||
| GB1309785A (en) * | 1969-05-16 | 1973-03-14 | Exxon Research Engineering Co | Promotor for acid gas absorption |
| US3637345A (en) * | 1969-05-16 | 1972-01-25 | Exxon Research Engineering Co | Process for removing acid gases from gascous method |
| GB1305718A (ja) * | 1969-07-24 | 1973-02-07 | ||
| BE758101A (fr) * | 1969-11-04 | 1971-04-28 | Inst Francais Du Petrole | Elimination des traces d'hydrogene sulfure et de mercaptans dans les gaz |
| US3681015A (en) * | 1970-01-21 | 1972-08-01 | Lummus Co | Purification of gases |
| GB1306853A (en) * | 1970-05-13 | 1973-02-14 | Ici Ltd | Process for separating and recovering acid gases from gaseous mixtures |
| US3856921A (en) * | 1970-07-22 | 1974-12-24 | Exxon Research Engineering Co | Promoting scrubbing of acid gases |
| IT968526B (it) * | 1971-10-01 | 1974-03-20 | Exxon Research Engineering Co | Metodo per eliminare gas acidi da miscele gassose |
-
1976
- 1976-06-10 AU AU14800/76A patent/AU506199B2/en not_active Expired
- 1976-06-11 CA CA254,667A patent/CA1081917A/en not_active Expired
- 1976-06-14 IT IT24274/76A patent/IT1061456B/it active
- 1976-06-23 PH PH18604A patent/PH12585A/en unknown
- 1976-06-24 DE DE19762628376 patent/DE2628376A1/de active Granted
- 1976-06-25 JP JP51074596A patent/JPS525679A/ja active Granted
- 1976-06-25 NL NLAANVRAGE7606979,A patent/NL189750C/xx not_active IP Right Cessation
- 1976-06-25 FR FR7619524A patent/FR2316999A1/fr active Granted
- 1976-06-28 GB GB9479/79A patent/GB1567945A/en not_active Expired
- 1976-06-28 GB GB23160/76A patent/GB1567943A/en not_active Expired
- 1976-06-28 GB GB9330/79A patent/GB1567944A/en not_active Expired
-
1977
- 1977-12-19 US US05/862,196 patent/US4112050A/en not_active Expired - Lifetime
- 1977-12-19 US US05/862,197 patent/US4112052A/en not_active Expired - Lifetime
- 1977-12-19 US US05/862,195 patent/US4112051A/en not_active Expired - Lifetime
-
1983
- 1983-12-30 MY MY64/83A patent/MY8300064A/xx unknown
- 1983-12-30 MY MY63/83A patent/MY8300063A/xx unknown
- 1983-12-30 MY MY65/83A patent/MY8300065A/xx unknown
-
1985
- 1985-06-26 JP JP60138075A patent/JPS6171819A/ja active Granted
-
1988
- 1988-10-19 JP JP63261667A patent/JPH01159021A/ja active Granted
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JPH065506U (ja) * | 1991-12-13 | 1994-01-25 | 茂郎 槇島 | 靴の中敷 |
| WO1994022560A1 (en) * | 1993-03-30 | 1994-10-13 | Kyowa Hakko Kogyo Co., Ltd. | Carbon dioxide absorbent |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US4112051A (en) | 1978-09-05 |
| US4112052A (en) | 1978-09-05 |
| GB1567945A (en) | 1980-05-21 |
| FR2316999B1 (ja) | 1982-09-17 |
| AU506199B2 (en) | 1979-12-20 |
| GB1567943A (en) | 1980-05-21 |
| GB1567944A (en) | 1980-05-21 |
| JPS525679A (en) | 1977-01-17 |
| NL189750C (nl) | 1993-07-16 |
| AU1480076A (en) | 1977-12-15 |
| FR2316999A1 (fr) | 1977-02-04 |
| IT1061456B (it) | 1983-02-28 |
| MY8300065A (en) | 1983-12-31 |
| JPH0134092B2 (ja) | 1989-07-18 |
| MY8300064A (en) | 1983-12-31 |
| NL189750B (nl) | 1993-02-16 |
| CA1081917A (en) | 1980-07-22 |
| DE2628376C2 (ja) | 1990-10-04 |
| JPH048089B2 (ja) | 1992-02-14 |
| NL7606979A (nl) | 1976-12-28 |
| DE2628376A1 (de) | 1977-01-13 |
| JPH01159021A (ja) | 1989-06-22 |
| US4112050A (en) | 1978-09-05 |
| MY8300063A (en) | 1983-12-31 |
| PH12585A (en) | 1979-06-27 |
| JPS6171819A (ja) | 1986-04-12 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| JPS647812B2 (ja) | ||
| US4217237A (en) | Process for removing carbon dioxide containing acidic gases from gaseous mixtures using a basic salt activated with a hindered amine | |
| US4101633A (en) | Process and composition for removing carbon dioxide containing acidic gases from gaseous mixtures | |
| US4094957A (en) | Process for removing acid gases with hindered amines and amino acids | |
| Zhang et al. | Regeneration of 2-amino-2-methyl-1-propanol used for carbon dioxide absorption | |
| JP4865530B2 (ja) | 二酸化炭素分離用の混合吸収剤 | |
| EP2618914B1 (en) | Solvent composition for carbon dioxide recovery | |
| AU2012367110B2 (en) | Method and absorption medium for absorbing CO2 from a gas mixture | |
| JP2006240966A (ja) | 排ガス中の二酸化炭素を吸収及び脱離して回収する方法 | |
| JPS5889934A (ja) | 立体障害アミノ酸で促進された酸性ガス洗浄法 | |
| AU2016202116B2 (en) | Acidic gas absorbing agent, method for removing acidic gas and apparatus for removing acidic gas | |
| US20230226484A1 (en) | Fully Automated Direct Air Capture Carbon Dioxide Processing System | |
| JP2006326570A (ja) | 酸性ガス吸収剤、および混合ガスからの酸性ガス分離方法 | |
| US11135544B2 (en) | Acidic gas absorbent, acidic gas removal method and acidic gas removal apparatus | |
| NL8303710A (nl) | Verwijdering van co2 uit een gasvormige stroom door absorptie met basen en een activator. | |
| Shen et al. | Kinetics of carbon dioxide reaction with sterically hindered 2-piperidineethanol aqueous solutions | |
| EP0080817B1 (en) | A process for removing acid gases using a basic salt activated with a non-sterically hindered diamino compound | |
| US5602279A (en) | Primary hindered aminoacids for promoted acid gas scrubbing process | |
| AU633292B2 (en) | Primary hindered aminoacids for promoted acid gas scrubbing process | |
| US4759866A (en) | Primary hindered aminoacids for promoted acid gas scrubbing process | |
| JP7269114B2 (ja) | 酸性ガス吸収剤、酸性ガスの除去方法および酸性ガス除去装置 | |
| EP0245961B1 (en) | Acid gas scrubbing composition and process | |
| EP0081301B1 (en) | A sterically hindered amino acid promoted acid gas scrubbing process | |
| US20190358579A1 (en) | Acidic gas absorbent, acidic gas removal method and acidic gas removal apparatus | |
| Daneshvar et al. | The Equilibrium Solubility of Carbon Dioxide in the Mixed Aqueous Solutions of Triisopropanolamine and Monoethanolamine in the Range 30-70 C and Low Partial Pressures |