NO178690B - Process for removing acid gases from gas mixtures - Google Patents
Process for removing acid gases from gas mixtures Download PDFInfo
- Publication number
- NO178690B NO178690B NO920280A NO920280A NO178690B NO 178690 B NO178690 B NO 178690B NO 920280 A NO920280 A NO 920280A NO 920280 A NO920280 A NO 920280A NO 178690 B NO178690 B NO 178690B
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- solvent
- gas
- acid gases
- dimethylethanolamine
- gas mixtures
- Prior art date
Links
- 239000007789 gas Substances 0.000 title claims description 29
- 239000002253 acid Substances 0.000 title claims description 16
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 12
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title description 3
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims description 25
- UEEJHVSXFDXPFK-UHFFFAOYSA-N N-dimethylaminoethanol Chemical compound CN(C)CCO UEEJHVSXFDXPFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 14
- 229960002887 deanol Drugs 0.000 claims description 14
- 239000012972 dimethylethanolamine Substances 0.000 claims description 14
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 claims description 9
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 claims description 8
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 claims description 8
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims description 7
- 239000008246 gaseous mixture Substances 0.000 claims description 5
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 8
- ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N diethanolamine Chemical compound OCCNCCO ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-M Bicarbonate Chemical compound OC([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- KXDHJXZQYSOELW-UHFFFAOYSA-M Carbamate Chemical compound NC([O-])=O KXDHJXZQYSOELW-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 3
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 3
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 3
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 2
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 2
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 2
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 2
- LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-M Bisulfite Chemical compound OS([O-])=O LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 230000002745 absorbent Effects 0.000 description 1
- 239000002250 absorbent Substances 0.000 description 1
- 239000006096 absorbing agent Substances 0.000 description 1
- 239000012190 activator Substances 0.000 description 1
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 1
- 150000001408 amides Chemical class 0.000 description 1
- 150000001413 amino acids Chemical class 0.000 description 1
- 150000001642 boronic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 238000003776 cleavage reaction Methods 0.000 description 1
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 150000003951 lactams Chemical class 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 150000002894 organic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 229920000570 polyether Polymers 0.000 description 1
- 229920000151 polyglycol Polymers 0.000 description 1
- 239000010695 polyglycol Substances 0.000 description 1
- 150000003141 primary amines Chemical class 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 150000003335 secondary amines Chemical class 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 231100000331 toxic Toxicity 0.000 description 1
- 230000002588 toxic effect Effects 0.000 description 1
Classifications
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
- B01D53/14—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
- B01D53/1493—Selection of liquid materials for use as absorbents
-
- 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
Description
Den foreliggende oppfinnelse vedrører en fremgangsmåte for å fjerne sure gasser som f. eks H2S og C02fra gass formede blandinger ved absorpsjon. The present invention relates to a method for removing acidic gases such as H2S and CO2 from gaseous mixtures by absorption.
Fjernelse av H2S og/eller C02er et stort problem i industrien og det er hittil ikke funnet noen alltid gyldig økonomisk og effektiv løsning. Oppfinnelsen har tallrike anvendelser og et vesentlig, men ikke utelukkende eksempel er behandling av naturgass. C02er en inert komponent i denne gass og som kan etterlates i gassen opptil hovedsakelig den grense som settes av den nødvendige brennverdi og Wobbe-indeks. Ved å gå ut i fra en tilførsel som kan inneholde C02i opp til noen titalls volum%, inneholder gassen etter behandling fra 1 til 3 % C02. Removal of H2S and/or C02 is a major problem in industry and no always valid economic and effective solution has been found to date. The invention has numerous applications and a significant, but not exclusive, example is the treatment of natural gas. C02 is an inert component in this gas and can be left in the gas up to mainly the limit set by the required calorific value and Wobbe index. By starting from a supply that can contain C02i up to a few tens of volume%, the gas after treatment contains from 1 to 3% C02.
H2S fjernelse må være meget grundig for å sikre en gass som er fri for giftige og aggressive komponenter for brukeren. Ved å gå ut fra en.tilførsel som kan inneholde H2S i en mengde på opp til noen volum% må gassen etter behandling ikke inneholde mer enn 1-3 ppm av H2S. Bruken av absorpsjonsprosesser (fysiske eller kjemiske) er vel kjent i forbindelse med fjernelse av sure gasser som C02og H2S fra gassformede blandinger. For enkel beskrivelse kan de tidligere kjente fremgangsmåter klassifiseres i henhold til den type løsnings-middel som anvendes, og spesifikt er disse typer: a) Organiske forbindelser av forskjellige typer som alkoholer, amider, laktamer, polyglykoler, polyetere etc. Denne type løsningsmidler anvendes særlig når partialtrykket av den sure gass er høyt. H2S removal must be very thorough to ensure a gas that is free of toxic and aggressive components for the user. By starting from a supply that can contain H2S in an amount of up to a few volume %, the gas after treatment must not contain more than 1-3 ppm of H2S. The use of absorption processes (physical or chemical) is well known in connection with the removal of acid gases such as C02 and H2S from gaseous mixtures. For simple description, the previously known methods can be classified according to the type of solvent used, and specifically these types are: a) Organic compounds of various types such as alcohols, amides, lactams, polyglycols, polyethers etc. This type of solvents are used in particular when the partial pressure of the acid gas is high.
b) Vandige oppløsninger av primære eller sekundære aminer som MEA eller DEA. Denne type løsningsmidler anvendes b) Aqueous solutions of primary or secondary amines such as MEA or DEA. This type of solvent is used
når partialtrykket av den sure gass er lavt og når meget when the partial pressure of the acid gas is low and reaches very
strenge spesifikasjoner må tilfredsstilles. strict specifications must be met.
c) Vandige alkaliske karbonatoppløsninger som eventuelt er aktivert med substanser som aminer, borater, aminosyrer c) Aqueous alkaline carbonate solutions which may be activated with substances such as amines, borates, amino acids
etc. Denne type løsningsmidler anvendes normalt for å fjerne store mengder av sur gass ved høyt partialtrykk. Særlig interessante resultater kan oppnås hvis aktiva-torer også er tilstede. etc. This type of solvent is normally used to remove large quantities of acid gas at high partial pressure. Particularly interesting results can be obtained if activators are also present.
Industrielle prosesser for separering av sure gasser ved absorpsjon er hovedsakeligkarakterisert vedto verdier, nemlig investeringsomkostningene og driftsomkostningene pr. enhet fjernet sur gass. Investeringsomkostningene er hovedsakelig proporsjonal med størrelsen av absorpsjons- og regenereringskolonnene (inkluderende koker og kondenser) og følgelig den løsningsmiddelgjennomføring som skal anvendes. Driftsomkostningene er hovedsaklig proporsjonale med den varmemengde som kreves for å regenerere løsningsmiddelet. De er også høyere desto større løsningsmiddelgjennomføringen er på grunn av den større energimengde som forbrukes ved pum-pingen . Industrial processes for the separation of acid gases by absorption are mainly characterized by two values, namely the investment costs and the operating costs per unit removed sour gas. The investment costs are mainly proportional to the size of the absorption and regeneration columns (including boilers and condensers) and consequently the solvent throughput to be used. The operating costs are mainly proportional to the amount of heat required to regenerate the solvent. They are also higher the greater the solvent throughput due to the greater amount of energy consumed during pumping.
Løsningsmidler av type a) erkarakterisert vedlave driftsomkostninger pr. enhet fjernet sur gass, men er ogsåkarakterisert vedhøye investeringsomkostninger særlig ved lavt partialttrykk ettersom syrebelastningsinnholdet ikke er høyt. Solvents of type a) are characterized by low operating costs per unit removed acid gas, but is also characterized by high investment costs, particularly at low partial pressure as the acid load content is not high.
Løsningsmidler av type b) erkarakterisert vedhøye driftsomkostninger på grunn av at de i absorpsjonstrinnet fører til dannelsen av karbamat i nærvær av C02. Den motsatte reaksjon som gjennomføres i regenereringskolonnen er således sterkt endotermisk og følgelig kostbar. Løsningsmidler av type c) erkarakterisert vedlavere driftsomkostninger enn løsnings-midlene av type b) ettersom de fører til dannelse av bikarbonat og følgelig krever en spaltningsreaksjon som er mindre endotermisk og følgelig mindre kostbar enn den tilsvarende for karbamat. Løsningsmidler av type c) involverer, imidlertid forholdsvis høye investeringsomkostninger ettersom de må anvendes i forholdsvis lav konsentrasjon for å forhindre korrosjonsfenomener (eller alternativt må høykvalitetsstål eller legerte stål anvendes, og dette fører til en betraktelig økning i investeringsomkostningene). Det kan også vises at løsningsmidler av type b) også kan lide av dette sistnevnte problem. MEA- og DEA-oppløsninger anvendes derfor som 15-25 vekt % oppløsninger for å forhindre alvorlig korrosjon som skyldes den høye konsentrasjon av det respektive karbamat, og dette involverer følgelig høyere investeringsomkostninger. Det er nå funnet at ulempene ved de tidligere kjente prosesser kan overvinnes ved at det som løsningsmiddel anvendes en vandig oppløsning av dimetyletanolamin med passende konsentrasjon. Solvents of type b) are characterized by high operating costs due to the fact that in the absorption step they lead to the formation of carbamate in the presence of C02. The opposite reaction carried out in the regeneration column is thus strongly endothermic and consequently expensive. Solvents of type c) are characterized by lower operating costs than the solvents of type b) as they lead to the formation of bicarbonate and consequently require a cleavage reaction which is less endothermic and consequently less expensive than the corresponding one for carbamate. Solvents of type c), however, involve relatively high investment costs as they must be used in relatively low concentration to prevent corrosion phenomena (or alternatively high-quality steel or alloyed steel must be used, and this leads to a considerable increase in investment costs). It can also be shown that solvents of type b) can also suffer from this latter problem. MEA and DEA solutions are therefore used as 15-25% by weight solutions to prevent severe corrosion due to the high concentration of the respective carbamate, and this consequently involves higher investment costs. It has now been found that the disadvantages of the previously known processes can be overcome by using an aqueous solution of dimethylethanolamine with a suitable concentration as solvent.
Den foreliggende oppfinnelse vedrører således en fremgangsmåte for å fjerne sure gasser som H2S og C02fra gassformede blandinger som inneholder disse sure gasser, omfattende hovedsakelig absorpsjon av de sure gasser med et løsningsmiddel og regenerering av det brukte løsningsmiddel, som er kjennetegnet ved at det som løsningsmiddel anvendes en vandig oppløsning av dimetyletanolamin (DMEA) med en dimetyletanolaminkonsentrasjon på mellom 30 og 70 vekt%. The present invention thus relates to a method for removing acid gases such as H2S and C02 from gaseous mixtures containing these acid gases, comprising mainly absorption of the acid gases with a solvent and regeneration of the used solvent, which is characterized by the fact that it is used as a solvent an aqueous solution of dimethylethanolamine (DMEA) with a dimethylethanolamine concentration of between 30 and 70% by weight.
Konsentrasjonen av dimetyletanolamin (DMEA) i den vandige opp-løsning er foretrukket mellom 40 og 55 vekt%. The concentration of dimethylethanolamine (DMEA) in the aqueous solution is preferably between 40 and 55% by weight.
Regenerering av det brukte løsningsmiddel kan utføres ved stripping. Regeneration of the used solvent can be carried out by stripping.
Denne forbindelsen fører til dannelse av et bikarbonat (eller et bisulfitt hvis H2S er tilstede) og muliggjør at det kan anvendes en vandig oppløsning med høy konsentrasjon uten noe korrosjonsproblem eller et transportproblem, selv for et forholdsvis lavt C02partial trykk. Det skal også bemerkes at bikarbonatregenereringen ikke er en dyr operasjon. This compound leads to the formation of a bicarbonate (or a bisulphite if H 2 S is present) and enables a high concentration aqueous solution to be used without any corrosion or transport problem, even for a relatively low CO 2 partial pressure. It should also be noted that the bicarbonate regeneration is not an expensive operation.
Fremgangsmåten i henhold til den foreliggende oppfinnelse kan rense gassformede blandinger med et surt gassinnhold i til-førselen på mellom 1 og 90 volum%, men er særlig indikert for de blandinger som har et surt gassinnhold på mellom 3 og 60 volum%. The method according to the present invention can purify gaseous mixtures with an acid gas content in the supply of between 1 and 90% by volume, but is particularly indicated for those mixtures that have an acid gas content of between 3 and 60% by volume.
Med denne prosess oppnås en toppstrøm fra absorpsjonskolonnen med et C02-innhold på mellom 0,5 og 5 volum%. With this process, a peak flow from the absorption column is obtained with a C02 content of between 0.5 and 5% by volume.
Et skjema for gjennomføring av fremgangsmåten i henhold til oppfinnelsen er i det følgende beskrevet ved hjelp av et eksempel, med henvisning til den vedføyde tegning. A form for carrying out the method according to the invention is described in the following by means of an example, with reference to the attached drawing.
Den gass som skal behandles tilføres gjennom ledningen 1 til absorberen 2 hvortil absorpsjonsmiddeloppløsningen tilføres gjennom ledningen 3. Den behandlede gass trekkes ut gjennom ledningen 4. Den brukte oppløsning tømmes ut fra bunnen 5 og etter trykkavlastning i 6 og forhåndsvarming i 7 tilføres den til regenereringskolonnen 8. The gas to be treated is fed through line 1 to the absorber 2 to which the absorbent solution is fed through line 3. The treated gas is extracted through line 4. The used solution is emptied from the bottom 5 and after pressure relief in 6 and preheating in 7 it is fed to the regeneration column 8 .
Fra bunnen av kolonnen 8 som er forsynt med en koker 9 til-føres den regenererte oppløsning 10 ved hjelp av pumpen 11 til kolonnen 2 etter å være blitt avkjølt i 7 og 12. From the bottom of the column 8, which is equipped with a boiler 9, the regenerated solution 10 is supplied by means of the pump 11 to the column 2 after having been cooled in 7 and 12.
De sure gasser 13 som forlater kolonnen 8 avkjøles i 14 og separeres i 15 til en flytende strøm 16 (som resirkuleres ved hjelp av pumpen 17) og en sur gass 18 som tilslutt fjernes. The acidic gases 13 that leave the column 8 are cooled in 14 and separated in 15 into a liquid stream 16 (which is recycled by means of the pump 17) and an acidic gas 18 which is finally removed.
Gassen og dampen fra toppen av henholdsvis kolonnene 2 og 8 kan vaskes med en liten mengde vann for å forhindre ethvert løsningsmiddeltap inn i de gassformede utløpsstrømmer som beskrevet i UK-patentsøknad med publikasjonsnr. 2.167.738. The gas and vapor from the top of columns 2 and 8 respectively can be washed with a small amount of water to prevent any solvent loss into the gaseous outlet streams as described in UK Patent Application Publication No. 2,167,738.
Absorpsjonskolonnen kan være forsynt med supplerende mellom-liggende varmevekslere hvis nøyaktig temperaturkontroll er nødvendig. The absorption column can be provided with supplementary intermediate heat exchangers if precise temperature control is required.
Vannledningene for aminfjernelse og de supplerende varmevekslere er ikke vist på tegningen. The water lines for amine removal and the supplementary heat exchangers are not shown in the drawing.
To eksempler gis i det etterfølgende, hvorav ett eksempel er et sammenligningseksempel, for å bedre illustrere oppfinnelsen . Two examples are given below, one of which is a comparative example, to better illustrate the invention.
EKSEMPEL 1 EXAMPLE 1
Fremgangsmåten gjennomføres i en kolonne omfattende 44 plater med to klokker og en diameter på 5 cm under anvendelse av en 50 vekt% blanding av dimetyletanolamin (DMEA) og vann. Den tilførte naturgass (2 Nm<3>/t) inneholder 20 % C02og har et trykk på 70 kg/cm<2>. Ved å arbéide ved 70°C ved bunnplaten og 50°C på topplaten har den behandlede gass et resterende C02-innhold på 1 % for en løsningsmiddelstrøm på 3,5 kg/t. The process is carried out in a column comprising 44 plates with two bells and a diameter of 5 cm using a 50% by weight mixture of dimethylethanolamine (DMEA) and water. The supplied natural gas (2 Nm<3>/h) contains 20% C02 and has a pressure of 70 kg/cm<2>. Operating at 70°C at the bottom plate and 50°C at the top plate, the treated gas has a residual CO2 content of 1% for a solvent flow of 3.5 kg/h.
EKSEMPEL 2 (Sammenligningseksempel) EXAMPLE 2 (Comparison example)
Ved å arbeide med den samme tilførsel under de samme betin-gelser for temperatur og trykk i den samme kolonne, men ved å anvende en løsningsmiddelstrøm bestående av en oppløsning av dietanolamin (DEA) (25 vekt%) i vann kreves en strøm på 7 kg/t for å oppnå en gass inneholdende 1 % C02. Working with the same feed under the same conditions of temperature and pressure in the same column, but using a solvent stream consisting of a solution of diethanolamine (DEA) (25% by weight) in water, a stream of 7 kg is required /t to obtain a gas containing 1% C02.
Ikke i noen av tilfellene ble det foretatt direkte målinger av varmeforbruket i regenereringskolonnen (44 plater med to klokker, diameter = 5 cm, topptrykk = 1,2 kg/cm<2>, bunntem-peratur = 120°C). Det ble imidlertid beregnet at anvendelse av DEA medførte et 3 0 % høyere varmeforbruk enn for operasjon med DMEA. In none of the cases were direct measurements made of the heat consumption in the regeneration column (44 plates with two bells, diameter = 5 cm, top pressure = 1.2 kg/cm<2>, bottom temperature = 120°C). However, it was calculated that the use of DEA resulted in a 30% higher heat consumption than for operation with DMEA.
Operasjon med DEA involverer følgelig både en betraktelig økning i investeringsomkostninger og en merkbar økning i driftsomkostninger som skyldes den større energimengde som forbrukes ved håndtering av løsningsmiddelet. Operation with DEA consequently involves both a considerable increase in investment costs and a noticeable increase in operating costs due to the greater amount of energy consumed when handling the solvent.
Claims (2)
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| ITMI910170A IT1244686B (en) | 1991-01-24 | 1991-01-24 | PROCESS FOR THE PUSH REMOVAL OF ACID GASES FROM GASEOUS MIXTURES |
Publications (4)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO920280D0 NO920280D0 (en) | 1992-01-22 |
| NO920280L NO920280L (en) | 1992-07-27 |
| NO178690B true NO178690B (en) | 1996-02-05 |
| NO178690C NO178690C (en) | 1996-05-15 |
Family
ID=11358247
Family Applications (2)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO92920279A NO920279L (en) | 1991-01-24 | 1992-01-22 | PROCEDURE FOR AA REMOVE ACID GASES FROM GAS MIXTURES |
| NO920280A NO178690C (en) | 1991-01-24 | 1992-01-22 | Process for removing acid gases from gas mixtures |
Family Applications Before (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO92920279A NO920279L (en) | 1991-01-24 | 1992-01-22 | PROCEDURE FOR AA REMOVE ACID GASES FROM GAS MIXTURES |
Country Status (7)
| Country | Link |
|---|---|
| JP (1) | JPH04310213A (en) |
| CN (1) | CN1033426C (en) |
| DE (1) | DE4201921C2 (en) |
| GB (1) | GB2252307B (en) |
| IT (1) | IT1244686B (en) |
| NO (2) | NO920279L (en) |
| RU (1) | RU2072886C1 (en) |
Families Citing this family (19)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| AU2003298333B2 (en) | 2002-11-28 | 2008-05-01 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Process for removing sulphur compounds including hydrogen sulphide and mercaptans from gas streams |
| DE102004011428A1 (en) * | 2004-03-09 | 2005-09-29 | Basf Ag | Process for removing carbon dioxide from flue gases |
| WO2007003013A1 (en) * | 2005-07-05 | 2007-01-11 | Greensols Australia Pty Ltd | Preparation and use of cationic halides, sequestration of carbon dioxide |
| DE102005050385A1 (en) | 2005-10-20 | 2007-04-26 | Basf Ag | Absorbent and method for removing carbon dioxide from gas streams |
| PE20071048A1 (en) | 2005-12-12 | 2007-10-18 | Basf Ag | PROCESS FOR THE RECOVERY OF CARBON DIOXIDE |
| CA2651888C (en) | 2006-05-18 | 2015-07-07 | Basf Se | Carbon dioxide absorbent requiring less regeneration energy |
| AU2007260028B2 (en) | 2006-06-13 | 2011-09-08 | Basf Se | Removal of carbon dioxide from flue gases |
| WO2009063041A1 (en) | 2007-11-15 | 2009-05-22 | Basf Se | Method for removing carbon dioxide from fluid flows, in particular combustion exhaust gases |
| JP4922326B2 (en) * | 2009-02-20 | 2012-04-25 | 株式会社東芝 | Carbon dioxide absorbent and carbon dioxide recovery method |
| US8007570B2 (en) * | 2009-03-11 | 2011-08-30 | General Electric Company | Systems, methods, and apparatus for capturing CO2 using a solvent |
| WO2011018479A1 (en) * | 2009-08-11 | 2011-02-17 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Absorbent composition and process for removing co2 and/or h2s from a gas comprising co2 and/or h2s |
| US8211213B2 (en) * | 2009-12-07 | 2012-07-03 | Uop Llc | Maintaining lowered CO in a CO2 product stream in a process for treating synthesis gas |
| JP5646892B2 (en) * | 2010-07-01 | 2014-12-24 | 旭化成株式会社 | Carbon dioxide absorbent and method for separating carbon dioxide using the same |
| 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 |
| CN104629700B (en) * | 2015-02-03 | 2018-05-01 | 成都理工大学 | A kind of sulfur elimination for being used to produce water oil well and water-producing gas well |
| CN105413397A (en) * | 2015-10-21 | 2016-03-23 | 中石化节能环保工程科技有限公司 | Compound absorbent for removing CO2 from tail gas |
| WO2017097851A1 (en) * | 2015-12-09 | 2017-06-15 | Basf Se | Acid gas enrichment method and system |
| CN109952141A (en) | 2016-11-22 | 2019-06-28 | 株式会社可乐丽 | For removing the composition of sulfur-containing compound |
| EA039258B1 (en) * | 2017-06-21 | 2021-12-23 | Курарей Ко., Лтд. | Composition for removal of sulfur-containing compound |
Family Cites Families (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4217237A (en) * | 1975-06-26 | 1980-08-12 | Exxon Research & Engineering Co. | Process for removing carbon dioxide containing acidic gases from gaseous mixtures using a basic salt activated with a hindered amine |
| AU506199B2 (en) * | 1975-06-26 | 1979-12-20 | Exxon Research And Engineering Company | Absorbtion of co2 from gaseous feeds |
| US4347227A (en) * | 1981-03-11 | 1982-08-31 | Union Oil Company Of California | Process for removing SOx and NOx compounds from gas streams |
| US4814104A (en) * | 1987-02-05 | 1989-03-21 | Uop | Tertiary alkanolamine absorbent containing an ethyleneamine promoter and its method of use |
-
1991
- 1991-01-24 IT ITMI910170A patent/IT1244686B/en active IP Right Grant
-
1992
- 1992-01-21 GB GB9201236A patent/GB2252307B/en not_active Expired - Fee Related
- 1992-01-22 NO NO92920279A patent/NO920279L/en unknown
- 1992-01-22 NO NO920280A patent/NO178690C/en unknown
- 1992-01-23 RU SU925010761A patent/RU2072886C1/en active
- 1992-01-24 DE DE4201921A patent/DE4201921C2/en not_active Expired - Fee Related
- 1992-01-24 JP JP4034071A patent/JPH04310213A/en not_active Withdrawn
- 1992-01-24 CN CN92100440A patent/CN1033426C/en not_active Expired - Fee Related
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN1063424A (en) | 1992-08-12 |
| IT1244686B (en) | 1994-08-08 |
| NO178690C (en) | 1996-05-15 |
| NO920279D0 (en) | 1992-01-22 |
| CN1033426C (en) | 1996-12-04 |
| ITMI910170A0 (en) | 1991-01-24 |
| GB9201236D0 (en) | 1992-03-11 |
| RU2072886C1 (en) | 1997-02-10 |
| DE4201921C2 (en) | 1996-11-14 |
| DE4201921A1 (en) | 1992-07-30 |
| GB2252307A (en) | 1992-08-05 |
| GB2252307B (en) | 1994-11-02 |
| NO920280L (en) | 1992-07-27 |
| JPH04310213A (en) | 1992-11-02 |
| NO920279L (en) | 1992-07-27 |
| NO920280D0 (en) | 1992-01-22 |
| ITMI910170A1 (en) | 1992-07-24 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| NO178690B (en) | Process for removing acid gases from gas mixtures | |
| US4537753A (en) | Removal of CO2 and H2 S from natural gases | |
| EP1177030B1 (en) | Absorbent compositions for the removal of acid gases from the gas streams | |
| US6939393B2 (en) | Method for neutralizing a stream of fluid, and washing liquid for use in one such method | |
| US4553984A (en) | Removal of CO2 and/or H2 S from gases | |
| US7485275B2 (en) | Method for removing acid gases and ammonia from a fluid stream | |
| EP2608871B1 (en) | Process for recovery of processing liquids | |
| US6740230B1 (en) | Method for removing mercaptans from fluid fluxes | |
| US5705090A (en) | Absorption of mercaptans | |
| US7004997B2 (en) | Method for removal of acid gases from a gas flow | |
| NO153717B (en) | PROCEDURE FOR SELECTIVE SEPARATION OF HYDROGEN SULPHIDE FROM CARBON Dioxide SUBSTANCED GAS-MIXED MIXTURES | |
| EP0672446A2 (en) | Method for the removal of hydrogen sulfide present in gases | |
| AU1695401A (en) | Method for removing cos from a stream of hydrocarbon fluid and wash liquid for use in a method of this type | |
| US7276153B2 (en) | Method for neutralising a stream of hydrocarbon fluid | |
| US20110146489A1 (en) | Ammonia removal, following removal of co2, from a gas stream | |
| EP0134948A2 (en) | Absorbent formulation for enhanced removal of acid gases from gas mixtures and processes using same | |
| NL8300020A (en) | METHOD FOR REMOVING ACID GASES FROM A HOT STEAMIC GAS MIXTURE | |
| EP1027323B1 (en) | Process for the purification of an alkanolamine | |
| US5366709A (en) | Liquid absorbent for acidic gases and process of deacidification of a gas | |
| RU2087181C1 (en) | Method of removing acidic gases such as hydrogen sulfide and/or carbon dioxide | |
| EP2632568B1 (en) | Use of 2-(3-aminopropoxy)ethan-1-ol as an absorbent to remove acidic gases | |
| CA1212820A (en) | Removal of co.sub.2 and/or h.sub.2s from gases | |
| CA2059969A1 (en) | Process for removing acid gases from gaseous mixtures | |
| CA2059968A1 (en) | Process for the extensive removal of acid gases from gaseous mixtures |