NL8701225A - REMOVAL OF H2S AND CO2 FROM A GAS MIXTURE CONTAINING H2S AND CO2. - Google Patents
REMOVAL OF H2S AND CO2 FROM A GAS MIXTURE CONTAINING H2S AND CO2. Download PDFInfo
- Publication number
- NL8701225A NL8701225A NL8701225A NL8701225A NL8701225A NL 8701225 A NL8701225 A NL 8701225A NL 8701225 A NL8701225 A NL 8701225A NL 8701225 A NL8701225 A NL 8701225A NL 8701225 A NL8701225 A NL 8701225A
- Authority
- NL
- Netherlands
- Prior art keywords
- gas mixture
- absorbent
- pressure
- contact zone
- purified gas
- Prior art date
Links
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
- B01D53/1468—Removing hydrogen sulfide
-
- 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
- B01D53/1406—Multiple stage absorption
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
- B01D53/34—Chemical or biological purification of waste gases
- B01D53/46—Removing components of defined structure
- B01D53/48—Sulfur compounds
- B01D53/52—Hydrogen sulfide
- B01D53/526—Mixtures of hydrogen sulfide and carbon dioxide
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02C—CAPTURE, STORAGE, SEQUESTRATION OR DISPOSAL OF GREENHOUSE GASES [GHG]
- Y02C20/00—Capture or disposal of greenhouse gases
- Y02C20/40—Capture or disposal of greenhouse gases of CO2
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Biomedical Technology (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Gas Separation By Absorption (AREA)
- Treating Waste Gases (AREA)
- Filtering Of Dispersed Particles In Gases (AREA)
Description
-1-.-1-.
Τ 5754 NETΤ 5754 NET
HET VERWIJDEREN VAN H^S EN C02 UIT EEN GASMENGSEL DAT H2S EN.CO2 BEVATREMOVAL OF H ^ S AND CO2 FROM A GAS MIX CONTAINING H2S EN.CO2
De onderhavige uitvinding heeft betrekking op het verwijderen van H2S en CO^ uit een gasmengsel dat H^S en C02 bevat, in het bijzonder het verwijderen van deze zure componenten uit een gasmengsel dat koolwaterstoffen, tussen 10 en 50 vol." C0?, en slechts een kleine hoeveelheid H^SThe present invention relates to the removal of H 2 S and CO 2 from a gas mixture containing H 2 S and CO 2, in particular the removal of these acidic components from a gas mixture containing hydrocarbons, between 10 and 50 vol. CO 2, and only a small amount of H ^ S
5 bevat, waarbij bijvoorbeeld de volumeverhouding tussen H„S5, wherein, for example, the volume ratio between HSS
"•6 ^ en CO^ tussen 10 en 0,1 ligt. Een voorbeeld van een dergelijk gas is aardgas.And CO2 is between 10 and 0.1. An example of such a gas is natural gas.
De onderhavige uitvinding heeft ten doel een flexibele werkwijze te verschaffen voor het grondig verwijderen van 10 H2S en het grotendeels verwijderen van C02·The object of the present invention is to provide a flexible method for thoroughly removing H2S and largely removing CO2 ·
Hiertoe omvat de werkwijze volgens de onderhavige uitvinding voor het verwijderen van H2S en C02 uit een gasmengsel dat H?S en C02 bevat de volgende stappen: a) het in een eerste contactzone in contact brengen van het 15 gasmengsel met een waterige reactieeomponentoplossing die een doeltreffende hoeveelheid van een oxiderende reactiecomponent bevat ter verkrijging van een gedeeltelijk gezuiverd gasmengsel en een waterige oplossing die zwavel en gereduceerde reactiecomponent bevat, en het doorvoeren van het 20 gedeeltelijk gezuiverde gasmengsel naar een tweede contactzone; en b) het in de tweede contactzone in contact brengen van het gedeeltelijk gezuiverde gasmengsel met een vloeibaar en regenereerbaar absorbeermiddel ter verkrijging van een 25 gezuiverd gasmengsel en een beladen absorbeermiddel.To this end, the method of the present invention for removing H 2 S and CO 2 from a gas mixture containing H 2 S and CO 2 comprises the following steps: a) contacting the gas mixture in an initial contact zone with an aqueous reaction component solution which provides an effective an amount of an oxidizing reactant to obtain a partially purified gas mixture and an aqueous solution containing sulfur and reduced reactant, and to pass the partially purified gas mixture to a second contact zone; and b) contacting the partially purified gas mixture in the second contact zone with a liquid and regenerable absorbent to obtain a purified gas mixture and a loaded absorbent.
Zwavel verkregen in stap a) kan uit de in stap a) gevormde waterige oplossing worden verwijderd voor of na regeneratie van ten minste een deel van de gereduceerde reactiecomponent door het oxideren van de reactiecomponent.Sulfur obtained in step a) can be removed from the aqueous solution formed in step a) before or after regenerating at least a portion of the reduced reactant by oxidizing the reactant.
5* A I .5 * A I.
I- / V rn r* . w * Λ„ t* ·«.I- / V rn r *. w * Λ „t * ·«.
i -ΐ - 2 - , Het gedeeltelijk gezuiverde gasmengsel wordt zonder verdere behandeling of omzetting doorgevoerd naar de tweede contactzone, hoewel het gedeeltelijk gezuiverde gasmengsel desgewenst kan worden verhit of gekoeld.The partially purified gas mixture is passed to the second contact zone without further treatment or conversion, although the partially purified gas mixture can be heated or cooled if desired.
5 In een geschikte uitvoeringsvorm bevat de waterige reactiecomponentoplossing een coördinatiecomplex van Fe(III) met een organisch zuur, bijvoorbeeld nitriltriazijnzuur (NTA), of ethyleendiaminetetraazijnzuur (EDTA).In a suitable embodiment, the aqueous reactant solution contains a coordination complex of Fe (III) with an organic acid, for example nitrile triacetic acid (NTA), or ethylenediamine tetraacetic acid (EDTA).
In een voorkeursuitvoering bevat de waterige 10 reactiecomponentoplossing een ammoniumvorm van een coördinatiecomplex van Fe(III) met NTA, en een ammoniumvorm van een coördinatiecomplex van Fe(II) met NTA. De waterige reactiecomponentoplossing kan verder waterig ammoniak bevatten. De pH van de oplossing ligt geschikt tussen 5 en 15 8,5, èn de molaire verhouding tussen het coördinatiecomplex van Fe(III) met NTA en de ammoniumvorm van een coördinatiecomplex van Fe(II) met NTA in de oplossing ligt geschikt tussen 0,2 en 6. De waterige reactiecomponentoplossing bevat ongeveer 2-15 mol van een 20 ammoniumvorm van een coördinatiecomplex van Fe(III) met NTA per mol te verwijderen H^S.In a preferred embodiment, the aqueous reactant solution contains an ammonium form of a coordination complex of Fe (III) with NTA, and an ammonium form of a coordination complex of Fe (II) with NTA. The aqueous reactant solution may further contain aqueous ammonia. The pH of the solution is suitably between 5 and 8.5, and the molar ratio between the coordination complex of Fe (III) with NTA and the ammonium form of a coordination complex of Fe (II) with NTA in the solution is suitably between 0, 2 and 6. The aqueous reactant solution contains about 2-15 moles of an ammonium form of a coordination complex of Fe (III) with NTA per mole of H 2 S to be removed.
Het gedeeltelijk gezuiverde gasmengsel bevat CC>2 dat in stap b) zal worden verwijderd door middel van het vloeibare en regenereerbare absorbeermiddel.. Voor het in stap b) 25 verwijderen van CO^ uit het beladen absorbeermiddel, wordt het beladen absorbeermiddel ten minste één maal afgedampt door het verlagen van de druk tot een niveau beneden de partiële druk van CO^ bij de heersende temperatuur. ïndien het gewenst is mede-geabsorbeerde koolwaterstoffen te verwijderen, 30 dan kan deze stap worden voorafgegaan door het ten minste éénmaal afdampen van het beladen absorbeermiddel door de druk te verlagen tot een niveau tussen de druk die er heerst bij het in contact brengen in stap b) en de partiële druk van CO^ bij de heersende temperatuur.The partially purified gas mixture contains CC> 2 which will be removed in step b) by the liquid and regenerable absorbent. To remove CO 2 from the loaded absorbent in step b), the loaded absorbent is used at least once evaporated by lowering the pressure to a level below the partial pressure of CO 2 at the prevailing temperature. if it is desired to remove co-absorbed hydrocarbons, this step can be preceded by evaporating the loaded absorbent at least once by reducing the pressure to a level between the pressure prevailing on contacting in step b ) and the partial pressure of CO 2 at the prevailing temperature.
35 In een andere geschikte uitvoeringsvorm is het vloeibare en regenereerbare absorbeermiddel een waterige oplossing van ö ^ /¾ 8 j v i 2 2 5 ¢- - -i, - 3 - een amine, bijvoorbeeld een tertiaire amine, zoals methyldiethanolamïne (MDEA).In another suitable embodiment, the liquid and regenerable absorbent is an aqueous solution of an amine, for example a tertiary amine, such as methyl diethanolamine (MDEA).
Het vloeibare en regenereerbare absorbeermiddel kan verder een fysisch oplosmiddel bevatten, bijvoorbeeld 5 sulfolaan.The liquid and regenerable absorbent may further contain a physical solvent, for example, sulfolane.
Het vloeibare en regenereerbare absorbeermiddel bevat op geschikte wijze een waterige oplossing van 10-60 gew .% MDEA, 15-55 gew.% sulfolaan en 5-35 gew.% water.The liquid and regenerable absorbent suitably contains an aqueous solution of 10-60 wt% MDEA, 15-55 wt% sulfolane and 5-35 wt% water.
De uitvinding zal thans nader worden toegelicht aan de 10 hand van de figuur welke op schematische wijze de inrichting toont voor het uitvoeren van de werkwijze volgens de uitvinding.The invention will now be further elucidated with reference to the figure, which schematically shows the device for carrying out the method according to the invention.
De inrichting omvat een eerste contactzone 1, een zwavelterugwinninszone 3, een eerste regeneratiezone 5, een 15 tweede contactzone 6, een eerste afdampvat 8 en een tweede afdampvat 9.The device comprises a first contact zone 1, a sulfur recovery zone 3, a first regeneration zone 5, a second contact zone 6, a first evaporation vessel 8 and a second evaporation vessel 9.
Met de eerste contactzone 1 is een toevoerleiding 10 voor zuur gas verbonden. De eerste contactzone 1 is verbonden met de zwavelterugwinningszone 3 d.m.v. leiding 12, en met de 20 tweede contactzone 6 d.m.v. leiding 14. De zwavelterugwinningszone 3 is voorzien van een zwaveluitlaat 15 en de zone 3 is verbonden met de eerste regeneratiezone 5 d.m.v. leiding 16. Met de eerste regeneratiezone 5 zijn een oxidanttoevoerleiding 17 en een afvoerleiding 10 voor 25 afgewerkt gas verbonden, en de eerste regeneratiezone 5 is verbonden met de eerste contactzone 1 d.m.v. leiding 20.An acid gas supply line 10 is connected to the first contact zone 1. The first contact zone 1 is connected to the sulfur recovery zone 3 by means of line 12, and with the second contact zone 6 by means of line 14. The sulfur recovery zone 3 is provided with a sulfur outlet 15 and the zone 3 is connected to the first regeneration zone 5 by means of line 16. An oxidant supply line 17 and a waste gas discharge line 10 are connected to the first regeneration zone 5, and the first regeneration zone 5 is connected to the first contact zone 1 by means of conduit 20.
De tweede contactzone 6 heeft een uitlaat 21 voor gezuiverd gas, en de zone 6 is verbonden met het eerste afdampvat 8 d.m.v. leiding 22, welke voorzien is van 30 drukreduceerklep 23. Het eerste afdampvat 8 heeft een gasuitlaat 25, en is d.m.v. leiding 26 welke voorzien is van drukreduceerklep 27 verbonden met het tweede afdampvat 9» Het tweede afdarapvat 9 heeft een gasuitlaat 30, en is verbonden met de tweede contactzone 6 d.m.v. leiding 31.The second contact zone 6 has an outlet 21 for purified gas, and the zone 6 is connected to the first flash vessel 8 by means of line 22, which is provided with pressure reducing valve 23. The first evaporation vessel 8 has a gas outlet 25, and is conduit 26 which is provided with pressure reducing valve 27 connected to the second evaporating vessel 9. The second collecting vessel 9 has a gas outlet 30, and is connected to the second contact zone 6 by means of conduit 31.
ö 7 Λ * ? Sö 7 Λ *? S
ïr» / V j 5» - 4 -ïr »/ V j 5» - 4 -
VOORBEELDEXAMPLE
Een koolwaterstofhoudend zuur gasmengsel dat 15 vol.% CO^ en 250 vdpm (volumedelen per miljoen) H?S bevat, wordt toegevoerd naar de eerste contactzone 1 via de toevoerleiding 10 voor zuur gas. In de eerste contactzone 1 wordt het zure 5 gasmengsel in contact gebracht met een waterige reactiecomponentoplossing welke 0,65 mol/1 van een ammoniumvorm van een coordinatiecomplex van Fe(III) met NTA bevat, waardoor een gedeeltelijk gezuiverd gasmengsel dat 12 vol.% CO^ en 2 vdpm H^S bevat, en een waterige 10 oplossing die zwavel en gereduceerde reactiecomponent bevat worden gevormd, welke waterige oplossing een aanvullende hoeveelheid van een ammoniumvorm van een coordinatiecomplex van Fe(II) met NTA bevat. De waterige oplossing die zwavel en gereduceerde reactiecomponent bevat wordt via leiding 12 15 toegevoerd naar de zwavelterugwinningszone 3, uit welke zone zwavel wordt verwijderd door leiding 15, en de nagenoeg zwavelvrije waterige oplossing wordt via leiding 16 toegevoerd naar de eerste regeneratiezone 5, waar ten minste een deel van de gereduceerde reactiecomponent wordt geoxideerd door de 20 waterige oplossing in contact te brengen met lucht die wordt toegevoerd door de oxidanttoevoerleiding 17. De geregenereerde waterige reactiecomponentoplossing wordt toegevoerd naar de eerste contactzone 1 via leiding 20 en niet gebruikte lucht wordt uit de eerste regeneratiezone 5 verwijderd via uitlaat 25 19· voor afgewerkt gas.A hydrocarbonaceous acid gas mixture containing 15 vol.% CO 2 and 250 vppm (parts by volume per million) of H 2 S is supplied to the first contact zone 1 via the sour gas supply line 10. In the first contact zone 1, the acidic gas mixture is contacted with an aqueous reactant solution containing 0.65 mol / l of an ammonium form of a coordination complex of Fe (III) with NTA, yielding a partially purified gas mixture containing 12% by volume of CO and 2 vppm H 2 S, and an aqueous solution containing sulfur and reduced reactant is formed, which aqueous solution contains an additional amount of an ammonium form of a coordination complex of Fe (II) with NTA. The aqueous solution containing sulfur and reduced reactant is supplied via line 12 15 to the sulfur recovery zone 3, from which zone sulfur is removed by line 15, and the substantially sulfur-free aqueous solution is fed via line 16 to the first regeneration zone 5, where at least a portion of the reduced reactant is oxidized by contacting the aqueous solution with air supplied through the oxidant supply line 17. The regenerated aqueous reactant solution is supplied to the first contact zone 1 through line 20 and unused air is taken from the first regeneration zone 5 removed through outlet 25 19 · for spent gas.
Het gedeeltelijk gezuiverde gasmengsel wordt, zonder te zijn behandeld, via leiding 14 doorgevoerd naar de tweede contactzone 6, waar het in contact wordt gebracht met een vloeibaar en regenereerbaar absorbeermiddel in de vorm van een 30 waterige oplossing die 30 gew.% MDEA bevat, onder zodanige omstandigheden, dat CO^ verwijderd wordt uit het gedeeltelijk gezuiverde gasmengsel, waardoor een gezuiverd gasmengsel en beladen absorbeermiddel worden verkregen. Het gezuiverde gasmengsel, dat 1 vol.% CO^ en 1,5 vdpm -Λ “7 Λ --5 O & 9 / y \ L j - 5 - bevat, wordt uit de tweede contactzone 7 verwijderd via uitlaat 21 voor gezuiverd gas, en het beladen absorbeermiddel wordt via leiding 22 toegevoerd naar het eerste afdampvat 8. In het eerste afdampvat 3 worden mede-geabsorbeerde 5 koolwaterstoffen verwijderd door afdamping van het beladen absorbeermiddel door het verlagen van de druk tot een niveau tussen de druk die in de tweede contactzone 6 heerst en de partiële druk van CC^ bij de heersende temperatuur. Het gedesorbeerde koolwaterstofhoudende gasmengsel, dat nagenoeg 10 vrij van CO^ is, wordt uit het eerste afdampvat 8 verwijderd via gasuitlaat 25. Het gedeeltelijk beladen absorbeermiddel dat verkregen Is in het eerste afdampvat 8 wordt vla leiding 26 toegevoerd naar het tweede afdampvat 9. In het tweede afdampvat 9 wordt CO^ verwijderd uit het gedeeltelijk 15 beladen absorbeermiddel door het verlagen van de druk tot een niveau beneden de partiële druk van C0^ bij de heersende temperatuur, waardoor een geregenereerd absorbeermiddel wordt verkregen, dat toegevoerd wordt naar de tweede contactzone 6 via leiding 31. Het gedesorbeerde CO^, dat nagenoeg vrij van 20 H2S is, wordt uit het tweede afdampvat 9 verwijderd via gasuitlaat 30.The partially purified gas mixture is passed, without being treated, via line 14 to the second contact zone 6, where it is contacted with a liquid and regenerable absorbent in the form of an aqueous solution containing 30% by weight of MDEA, under conditions such that CO 2 is removed from the partially purified gas mixture to obtain a purified gas mixture and loaded absorbent. The purified gas mixture, which contains 1 vol.% CO 2 and 1.5 vppm - 7 "- 5 O & 9 / y \ L j - 5 - is removed from the second contact zone 7 through purified gas outlet 21 , and the loaded absorbent is supplied via line 22 to the first evaporator vessel 8. In the first evaporator vessel 3, co-absorbed hydrocarbons are removed by evaporation of the loaded absorbent by lowering the pressure to a level between the pressures in the second contact zone 6 prevails and the partial pressure of CC 2 at the prevailing temperature. The desorbed hydrocarbonaceous gas mixture, which is substantially free of CO 2, is removed from the first flash vessel 8 through gas outlet 25. The partially loaded absorbent obtained in the first flash vessel 8 is fed to line 2 of the flash vessel 9. In the second flash vessel 9, CO 2 is removed from the partially loaded absorbent by lowering the pressure to a level below the partial pressure of CO 2 at the prevailing temperature, thereby obtaining a regenerated absorbent, which is supplied to the second contact zone 6 via line 31. The desorbed CO 2, which is substantially free of H 2 S, is removed from the second flash vessel 9 via gas outlet 30.
De eerste contactzone 1 en de eerste regeneratiezone 5 kunnen kolommen zijn die geschikt zijn voor het in tegenstroomrichting met elkaar in contact brengen van gas en 25 vloeistof, of kolommen voor het in gelijkstroomrichting met elkaar in contact brengen van gas en vloeistof.The first contact zone 1 and the first regeneration zone 5 can be columns suitable for contacting gas and liquid in countercurrent direction, or columns for contacting gas and liquid in DC direction.
{57ή ' w / V ! i. ύ.{57ή 'w / V! i. ύ.
Claims (7)
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| GB8616508 | 1986-07-07 | ||
| GB8616508A GB2192347B (en) | 1986-07-07 | 1986-07-07 | Removing hydrogen sulphide and carbon dioxide from a gas mixture containing hydrogen sulphide and carbon dioxide. |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NL8701225A true NL8701225A (en) | 1988-02-01 |
| NL194362B NL194362B (en) | 2001-10-01 |
| NL194362C NL194362C (en) | 2002-02-04 |
Family
ID=10600677
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NL8701225A NL194362C (en) | 1986-07-07 | 1987-05-22 | Method for removing H # 2S and CO # 2 from a gas mixture containing H # 2S and CO # 2. |
Country Status (9)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN1016166B (en) |
| AU (1) | AU590866B2 (en) |
| CA (1) | CA1296160C (en) |
| DE (1) | DE3721789A1 (en) |
| DK (1) | DK170394B1 (en) |
| GB (1) | GB2192347B (en) |
| IN (1) | IN169707B (en) |
| NL (1) | NL194362C (en) |
| NO (1) | NO166920C (en) |
Families Citing this family (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| NZ223528A (en) * | 1987-02-19 | 1991-08-27 | Dow Chemical Co | Process and scrubbing solution for removal of h 2 s and/or co 2 from gas streams |
| DE4014018A1 (en) * | 1990-05-01 | 1991-11-07 | Metallgesellschaft Ag | Gas purificn. using recyclable scrubber soln. - esp. for desulphurisation of fuel gas |
| GB9606685D0 (en) * | 1996-03-29 | 1996-06-05 | Boc Group Plc | Gas separation |
| DE102008052612A1 (en) * | 2008-10-21 | 2010-04-22 | Uhde Gmbh | Wash solution for gas scrubbing with amines in aqueous ammonia solution and use |
| CN102350174A (en) * | 2011-07-11 | 2012-02-15 | 中国石油化工集团公司 | Method for selective removal of H2S by dynamic wave scrubber |
| CN104667714A (en) * | 2013-12-03 | 2015-06-03 | 中国科学院过程工程研究所 | Device and method for deep removal of acid gas in industrial mixed gas |
| CN110218596B (en) * | 2019-05-30 | 2020-09-29 | 中石化石油机械股份有限公司研究院 | Deacidifying technological process of natural gas |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4091073A (en) * | 1975-08-29 | 1978-05-23 | Shell Oil Company | Process for the removal of H2 S and CO2 from gaseous streams |
| EP0066307A2 (en) * | 1981-05-26 | 1982-12-08 | Shell Internationale Researchmaatschappij B.V. | Process for the removal of acid gases from gaseous streams |
| US4409199A (en) * | 1981-12-14 | 1983-10-11 | Shell Oil Company | Removal of H2 S and COS |
-
1986
- 1986-07-07 GB GB8616508A patent/GB2192347B/en not_active Expired
-
1987
- 1987-05-22 NL NL8701225A patent/NL194362C/en not_active IP Right Cessation
- 1987-05-27 CA CA000538120A patent/CA1296160C/en not_active Expired - Fee Related
- 1987-06-30 CN CN87104539A patent/CN1016166B/en not_active Expired
- 1987-07-01 DE DE19873721789 patent/DE3721789A1/en not_active Withdrawn
- 1987-07-01 DK DK337487A patent/DK170394B1/en not_active IP Right Cessation
- 1987-07-01 NO NO872756A patent/NO166920C/en not_active IP Right Cessation
- 1987-07-01 IN IN473/MAS/87A patent/IN169707B/en unknown
- 1987-07-01 AU AU75007/87A patent/AU590866B2/en not_active Ceased
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4091073A (en) * | 1975-08-29 | 1978-05-23 | Shell Oil Company | Process for the removal of H2 S and CO2 from gaseous streams |
| EP0066307A2 (en) * | 1981-05-26 | 1982-12-08 | Shell Internationale Researchmaatschappij B.V. | Process for the removal of acid gases from gaseous streams |
| US4409199A (en) * | 1981-12-14 | 1983-10-11 | Shell Oil Company | Removal of H2 S and COS |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| GB2192347B (en) | 1989-12-13 |
| NL194362C (en) | 2002-02-04 |
| CN1016166B (en) | 1992-04-08 |
| AU7500787A (en) | 1988-01-14 |
| NO872756L (en) | 1988-01-08 |
| NL194362B (en) | 2001-10-01 |
| AU590866B2 (en) | 1989-11-16 |
| CN87104539A (en) | 1988-02-17 |
| DK337487A (en) | 1988-01-08 |
| NO872756D0 (en) | 1987-07-01 |
| NO166920C (en) | 1991-09-18 |
| GB8616508D0 (en) | 1986-08-13 |
| DK170394B1 (en) | 1995-08-21 |
| GB2192347A (en) | 1988-01-13 |
| IN169707B (en) | 1991-12-14 |
| CA1296160C (en) | 1992-02-25 |
| DK337487D0 (en) | 1987-07-01 |
| NO166920B (en) | 1991-06-10 |
| DE3721789A1 (en) | 1988-01-21 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US7374734B2 (en) | Absorbing agent and method for eliminating acid gases from fluids | |
| US4085199A (en) | Method for removing hydrogen sulfide from sulfur-bearing industrial gases with claus-type reactors | |
| JP5661681B2 (en) | Method for obtaining an acid gas stream under high pressure by removing acid gas from a fluid stream | |
| US9498748B2 (en) | Removal of acid gases from a fluid flow by means of reduced coabsorption of hydrocarbons and oxygen | |
| JP4681208B2 (en) | Fluid stream deoxidation process and cleaning liquid for use in this type of process | |
| CA2386397C (en) | Method for removing cos from a stream of hydrocarbon fluid and wash liquid for use in a method of this type | |
| US4624838A (en) | Process for removing acidic gases from gaseous mixtures using aqueous scrubbing solutions containing heterocyclic nitrogen compounds | |
| US7004997B2 (en) | Method for removal of acid gases from a gas flow | |
| US6740230B1 (en) | Method for removing mercaptans from fluid fluxes | |
| WO2005009592A1 (en) | Regeneration of acid gas-containing treatment fluids | |
| JPS62110726A (en) | Severe obstacke amino compound and amino salt-containing absorbent composition and absorption of h2s using the same | |
| EP2217353A1 (en) | Method for removing carbon dioxide from fluid flows, in particular combustion exhaust gases | |
| JP4851679B2 (en) | Deoxidation of hydrocarbon fluid streams. | |
| MX2012007064A (en) | Ammonia removal, following removal of co2, from a gas stream. | |
| US3864449A (en) | Regeneration of alkanolamine absorbing solution in gas sweetening processes | |
| US20070286785A1 (en) | Optimization of amine regeneration system start-up using flash tank pressurization | |
| KR101038764B1 (en) | Appraratus and method for solvent scrubbing co2 capture system | |
| US20070284240A1 (en) | System and method for diagnosing and troubleshooting amine regeneration system | |
| NL8701225A (en) | REMOVAL OF H2S AND CO2 FROM A GAS MIXTURE CONTAINING H2S AND CO2. | |
| US20110217219A1 (en) | Scrubbing solution consisting of aqueous ammonia solution amines for the scrubbing of gas and use of such solution | |
| CN101257968B (en) | Polyalkyleneimines and polyalkyleneacrylamide salt for acid gas scrubbing process | |
| US8916117B2 (en) | Corrosion control in acid gas removal equipment by the situ generation of polysulfide ions | |
| USRE29428E (en) | Regeneration of alkanolamine absorbing solution in gas sweetening processes | |
| EP3077081A1 (en) | Improved corrosion control in acid gas removal equipment by the situ generation of polysulfide ions | |
| JP2824387B2 (en) | Method for removing hydrogen sulfide and carbon dioxide in gas |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| BA | A request for search or an international-type search has been filed | ||
| BB | A search report has been drawn up | ||
| BC | A request for examination has been filed | ||
| V1 | Lapsed because of non-payment of the annual fee |
Effective date: 20051201 |