NO178690B - Fremgangsmåte for fjerning av sure gasser fra gassblandinger - Google Patents
Fremgangsmåte for fjerning av sure gasser fra gassblandinger 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
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)
- Degasification And Air Bubble Elimination (AREA)
Description
Den foreliggende oppfinnelse vedrører en fremgangsmåte for å fjerne sure gasser som f. eks H2S og C02fra gass formede blandinger ved absorpsjon.
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.
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.
b) Vandige oppløsninger av primære eller sekundære aminer som MEA eller DEA. Denne type løsningsmidler anvendes
når partialtrykket av den sure gass er lavt og når meget
strenge spesifikasjoner må tilfredsstilles.
c) Vandige alkaliske karbonatoppløsninger som eventuelt er aktivert med substanser som aminer, borater, aminosyrer
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.
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 .
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.
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.
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%.
Konsentrasjonen av dimetyletanolamin (DMEA) i den vandige opp-løsning er foretrukket mellom 40 og 55 vekt%.
Regenerering av det brukte løsningsmiddel kan utføres ved 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.
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%.
Med denne prosess oppnås en toppstrøm fra absorpsjonskolonnen med et C02-innhold på mellom 0,5 og 5 volum%.
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.
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.
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.
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.
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.
Absorpsjonskolonnen kan være forsynt med supplerende mellom-liggende varmevekslere hvis nøyaktig temperaturkontroll er nødvendig.
Vannledningene for aminfjernelse og de supplerende varmevekslere er ikke vist på tegningen.
To eksempler gis i det etterfølgende, hvorav ett eksempel er et sammenligningseksempel, for å bedre illustrere oppfinnelsen .
EKSEMPEL 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.
EKSEMPEL 2 (Sammenligningseksempel)
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.
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.
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.
Claims (2)
1. 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,karakterisert vedat det som løsningsmiddel anvendes en vandig oppløsning av dimetyletanolamin (DMEA) med en dimetyletanolaminkonsentrasjon på mellom 30 og 7 0 vekt%.
2. Fremgangsmåte som angitt i krav 1,karakterisert vedat konsentrasjonen av dimetyletanolamin (DMEA) i den vandige oppløsning er mellom 40 og 55 vekt%.
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
ITMI910170A IT1244686B (it) | 1991-01-24 | 1991-01-24 | Processo per la rimozione spinta di gas acidi da miscele gassose |
Publications (4)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO920280D0 NO920280D0 (no) | 1992-01-22 |
NO920280L NO920280L (no) | 1992-07-27 |
NO178690B true NO178690B (no) | 1996-02-05 |
NO178690C NO178690C (no) | 1996-05-15 |
Family
ID=11358247
Family Applications (2)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO92920279A NO920279L (no) | 1991-01-24 | 1992-01-22 | Fremgangsmaate for aa fjerne sure gasser fra gassblandinger |
NO920280A NO178690C (no) | 1991-01-24 | 1992-01-22 | Fremgangsmåte for fjerning av sure gasser fra gassblandinger |
Family Applications Before (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO92920279A NO920279L (no) | 1991-01-24 | 1992-01-22 | Fremgangsmaate for aa fjerne sure gasser fra gassblandinger |
Country Status (7)
Country | Link |
---|---|
JP (1) | JPH04310213A (no) |
CN (1) | CN1033426C (no) |
DE (1) | DE4201921C2 (no) |
GB (1) | GB2252307B (no) |
IT (1) | IT1244686B (no) |
NO (2) | NO920279L (no) |
RU (1) | RU2072886C1 (no) |
Families Citing this family (19)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
EA009588B1 (ru) | 2002-11-28 | 2008-02-28 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Способ удаления из газовых потоков серосодержащих соединений, в том числе сероводорода и меркаптанов |
DE102004011428A1 (de) * | 2004-03-09 | 2005-09-29 | Basf Ag | Verfahren zum Entfernen von Kohlendioxid aus Rauchgasen |
WO2007003013A1 (en) * | 2005-07-05 | 2007-01-11 | Greensols Australia Pty Ltd | Preparation and use of cationic halides, sequestration of carbon dioxide |
DE102005050385A1 (de) | 2005-10-20 | 2007-04-26 | Basf Ag | Absorptionsmittel und Verfahren zum Entfernen von Kohlendioxid aus Gasströmen |
PE20071048A1 (es) | 2005-12-12 | 2007-10-18 | Basf Ag | Proceso para la recuperacion de dioxido de carbono |
CA2861539C (en) | 2006-05-18 | 2016-01-12 | Norbert Asprion | Carbon dioxide absorbent requiring less regeneration energy |
AU2007260028B2 (en) | 2006-06-13 | 2011-09-08 | Basf Se | Removal of carbon dioxide from flue gases |
US8388738B2 (en) | 2007-11-15 | 2013-03-05 | Basf Se | Method for removing carbon dioxide from fluid flows, in particular combustion exhaust gases |
JP4922326B2 (ja) * | 2009-02-20 | 2012-04-25 | 株式会社東芝 | 炭酸ガス吸収剤及び炭酸ガス回収方法 |
US8007570B2 (en) * | 2009-03-11 | 2011-08-30 | General Electric Company | Systems, methods, and apparatus for capturing CO2 using a solvent |
RU2012108824A (ru) * | 2009-08-11 | 2013-09-20 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхапий Б.В. | Композиция абсорбента и способ удаления co2 и/или h2c из газа, содержащего co2 и/или h2c |
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 (ja) * | 2010-07-01 | 2014-12-24 | 旭化成株式会社 | 二酸化炭素吸収剤及びそれを用いた二酸化炭素の分離方法 |
CN104667714A (zh) * | 2013-12-03 | 2015-06-03 | 中国科学院过程工程研究所 | 深度脱除工业混合气中酸性气体的装置及方法 |
CN104629700B (zh) * | 2015-02-03 | 2018-05-01 | 成都理工大学 | 一种用于产水油井和产水气井的除硫剂 |
CN105413397A (zh) * | 2015-10-21 | 2016-03-23 | 中石化节能环保工程科技有限公司 | 脱出尾气中co2的复合吸收剂 |
US10875769B2 (en) * | 2015-12-09 | 2020-12-29 | Basf Se | Acid gas enrichment method and system |
CA3044211A1 (en) | 2016-11-22 | 2018-05-31 | Kuraray Co., Ltd. | Composition for removal of sulfur-containing compound |
EA039258B1 (ru) * | 2017-06-21 | 2021-12-23 | Курарей Ко., Лтд. | Композиция для удаления серосодержащего соединения |
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/it 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/no unknown
- 1992-01-22 NO NO920280A patent/NO178690C/no unknown
- 1992-01-23 RU SU925010761A patent/RU2072886C1/ru active
- 1992-01-24 DE DE4201921A patent/DE4201921C2/de not_active Expired - Fee Related
- 1992-01-24 CN CN92100440A patent/CN1033426C/zh not_active Expired - Fee Related
- 1992-01-24 JP JP4034071A patent/JPH04310213A/ja not_active Withdrawn
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
ITMI910170A0 (it) | 1991-01-24 |
NO920279L (no) | 1992-07-27 |
NO178690C (no) | 1996-05-15 |
NO920280D0 (no) | 1992-01-22 |
ITMI910170A1 (it) | 1992-07-24 |
GB9201236D0 (en) | 1992-03-11 |
DE4201921A1 (de) | 1992-07-30 |
GB2252307B (en) | 1994-11-02 |
CN1033426C (zh) | 1996-12-04 |
NO920279D0 (no) | 1992-01-22 |
GB2252307A (en) | 1992-08-05 |
JPH04310213A (ja) | 1992-11-02 |
CN1063424A (zh) | 1992-08-12 |
DE4201921C2 (de) | 1996-11-14 |
IT1244686B (it) | 1994-08-08 |
NO920280L (no) | 1992-07-27 |
RU2072886C1 (ru) | 1997-02-10 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO178690B (no) | Fremgangsmåte for fjerning av sure gasser fra gassblandinger | |
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 (no) | Fremgangsmaate for selektiv separering av hydrogensulfid fra karbondioksydholdige gassformede blandinger | |
EP0672446A2 (en) | Method for the removal of hydrogen sulfide present in gases | |
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 (nl) | Werkwijze voor het verwijderen van zure gassen uit een heet stoomhoudend gasmengsel. | |
EP1027323B1 (en) | Process for the purification of an alkanolamine | |
US5366709A (en) | Liquid absorbent for acidic gases and process of deacidification of a gas | |
US4299801A (en) | Regenerating alkanolamine desulfurizer solutions | |
RU2087181C1 (ru) | Способ удаления кислотных газов, таких, как сероводород и/или двуокись углерода | |
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 |