NO762783L - - Google Patents
Info
- Publication number
- NO762783L NO762783L NO762783A NO762783A NO762783L NO 762783 L NO762783 L NO 762783L NO 762783 A NO762783 A NO 762783A NO 762783 A NO762783 A NO 762783A NO 762783 L NO762783 L NO 762783L
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- approx
- gas
- solution
- mixture
- acid gas
- Prior art date
Links
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 123
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 claims description 59
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 49
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims description 48
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 46
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 42
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 33
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 21
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 18
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims description 12
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims description 11
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 10
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 10
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims description 9
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims description 8
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims description 8
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims description 6
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 5
- ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N diethanolamine Chemical compound OCCNCCO ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims description 5
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 claims description 5
- HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 2-Aminoethan-1-ol Chemical group NCCO HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 3
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 claims description 3
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 claims description 3
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 10
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 9
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 7
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 7
- 238000010992 reflux Methods 0.000 description 7
- 239000004744 fabric Substances 0.000 description 6
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 6
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 6
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 6
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 5
- 230000002745 absorbent Effects 0.000 description 4
- 239000002250 absorbent Substances 0.000 description 4
- 150000002169 ethanolamines Chemical class 0.000 description 4
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N Triethanolamine Chemical compound OCCN(CCO)CCO GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 3
- 229910002091 carbon monoxide Inorganic materials 0.000 description 3
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 3
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 3
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- QGJOPFRUJISHPQ-UHFFFAOYSA-N Carbon disulfide Chemical compound S=C=S QGJOPFRUJISHPQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910000975 Carbon steel Inorganic materials 0.000 description 2
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N Iron oxide Chemical compound [Fe]=O UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- RAHZWNYVWXNFOC-UHFFFAOYSA-N Sulphur dioxide Chemical compound O=S=O RAHZWNYVWXNFOC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 238000004064 recycling Methods 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- HXKKHQJGJAFBHI-UHFFFAOYSA-N 1-aminopropan-2-ol Chemical compound CC(O)CN HXKKHQJGJAFBHI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N Ethene Chemical compound C=C VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000005977 Ethylene Substances 0.000 description 1
- MBMLMWLHJBBADN-UHFFFAOYSA-N Ferrous sulfide Chemical compound [Fe]=S MBMLMWLHJBBADN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000005864 Sulphur Substances 0.000 description 1
- 229910001069 Ti alloy Inorganic materials 0.000 description 1
- SLINHMUFWFWBMU-UHFFFAOYSA-N Triisopropanolamine Chemical compound CC(O)CN(CC(C)O)CC(C)O SLINHMUFWFWBMU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 description 1
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010962 carbon steel Substances 0.000 description 1
- JJWKPURADFRFRB-UHFFFAOYSA-N carbonyl sulfide Chemical compound O=C=S JJWKPURADFRFRB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 238000010924 continuous production Methods 0.000 description 1
- 238000005336 cracking Methods 0.000 description 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 1
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 description 1
- 238000002309 gasification Methods 0.000 description 1
- 230000008570 general process Effects 0.000 description 1
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 1
- 150000002431 hydrogen Chemical class 0.000 description 1
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 229910000923 precious metal alloy Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 1
- QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N propylene Natural products CC=C QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000004805 propylene group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([*:1])C([H])([H])[*:2] 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 238000009958 sewing Methods 0.000 description 1
- 239000010935 stainless steel Substances 0.000 description 1
- 229910001220 stainless steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002912 waste gas Substances 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
-
- 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 surgass, og nærmere bestemt å
fjerne karbondioksyd og/eller hydrogensulfid fra forskjel-
lige prosessgasser.
Fjerning av sure gasser ved motstrømsabsorp-sjon med alkanolaminer har vært en del av den industrielle teknologi i over firti år. Systemet som det praktiseres idag, har, bortsett fra at det er innført visse spesielle korrosjonsinhibitorer, forandret seg meget litet, og det består av et system som omfatter et absorbsjonstårn og et strippetårn med en varmeveksler for mager-rik blanding imellom.
Selv om de ovenfor nevnte korrosjonsinhibitorer har gjort det mulig å forbedre betingelsene som anvendes i dette grunnleggende system, har industrien kontinuerlig for-søkt ytterligere å optimalisere med hensyn til lavere energi-behov, lavere kapitalutlegg, dvs. reduksjon i antall deler og størrelsen på de anvendte apparater, og redusere strøm-ningshastigheter for oppløsningen, samtidig som en høy gjennom-strømning opprettholdes.
Det er derfor et formål med den foreliggende oppfinnelse å tilveiebringe en forbedring i fremgangsmåten for å fjerne sure gasser, slik at behovet for oppvarming og avkjøling fra ytre kilder reduseres , og reduserte utstyrs-
behov tilveiebringes spesielt ved å eliminere den alle steds nærværende varmeveksler for mager-rik blanding som er blitt et fast punkt mellom absorbsjonstårnet og strippetårnet i det grunnleggende system, og hvis hovedfunksjon det er å varme opp den rike oppløsning før den føres over i strippetårnet og ved å redusere strømningshastighetene på oppløsningen.
Andre formål og fordeler vil frémgå av det etterfølgende.
Ifølge den foreliggende oppfinnelse oppnås en høy gjennomstrømning av mategassen under anvendelse av minimal oppvarming og små apparatbehov ved en kontinuerlig fremgangsmåte for å fjerne sur gass som består av følgende trinn:
(a) Man innfører til en absorps.jonssone
en blanding av prosessgass og sur gass som består av en prosessgass som er valgt fra gruppen som består av et hydrokarbon, en blanding av hydrokarboner, syntesegass og en blanding av nitrogen og hydrogen, og fra 5 til 60 volum-% av en sur gass valgt fra gruppen som består av karbondioksyd, hydrogensulfid og en blanding av de nevnte sure gasser,
hvor volum-% er basert på det totale volum av blandingen av prosessgass og sur gass tilføres absorpsjonssonen,
ved en inngangstemperatur i absorpsjonssonen for blandingen av prosessgass og sur gass som ligger i området fra 35 til 150°C, (b) i motstrøm bringer man i absorpsjonssonen blandingen av prosessgass og sur gass, nevnt i trinn (a) i kontakt med et alkanolamin med fra 1 til 3 alkanolradikaler, hvor hver alkanolradikal har fra 2 til 3 karbonatomer, og vann, hvor tilstrekkelig vann er tilstede for å gi en malilitet i området fra 3 til ca. 130, og hvor bestemmelsen av den nevnte molalitet gjøres på grunnlag av alkanolaminet som oppløst stoff og vannet som oppløsningsmiddel,
hvor trykket i absorpsjonssonen ligger i
2
området fra ca. 7 til ca. 105 kg/cm absolutt trykk,
alkanolaminet og vann er i oppløsning før kontakten og innløpstemperaturen til absorpsjonssonen for den nevnte oppløsning er i området fra 30 til ca. 75°C
surgassen absorberes i den vandige alkariol-aminoppløsning i en mengde på fra ca. 0,1 mol til ca. 1,0 mol av sur gass pr. mol alkanolamin, og
mengden av sur gass, tilførselstemperaturen til absorpsjonssonen på blandingen av prosessgass og surgass,
molaliteten og graden av absorpsjon velges i de områder som er nevnt ovenfor, for å gi en utløpstemperatur fra absorpsjonssonen for den vandige alkanolaminoppløsning med absorbert surgass i området som har et laveste punkt som ikke er lavere enn 22°C. mindre enn utløpstemperaturen i bunnen av den nevnte strippesone som er nevnt i trinn (g)
og et høyeste punkt som er ca. 150°C;
(c) man fjerner prosessgassen fra toppen av absorps j ons s onen; (d) man fjerner den vandige alkanolamin-oppløsning med den absorberte surgass fra bunnen av absorpsjonssonen; (e) man innfører opløsningen fra trinn (d) til en strippesone med en innløpstemperatur som stort sett er den samme som utløpstemperaturen fra absorpsjonssonen for den nevnte oppløsning; (f) man skiller en blanding av surgass og en mindre del vann fra oppløsningen som er nevnt i trinn (e) hvor det fraskilte vann er i form av damp, og man fjerner den nevnte blanding fra toppen av strippesonen; (g) ; man f jermer resten av oppløsningen som er nevnt i trinn (f) fra bunnen av strippesonen ved en ut-løps temperatur i bunnen i området fra 100°C til ca. 150°C; (h) man fører oppløsningen fra trinn (g) til en avkjølingssone, hvor temperaturen i oppløsningen reduseres til en temperatur som ligger i området fra 30°C til ca. 75°C, og (i) man resyklerer oppløsningen fra trinn (h) til absorpsjonssonen.
Figuren viser et skjematisk flytediagram for en utførelse ifølge oppfinnelsen som illustrasjon.
Som angitt er mategassen en blanding av prosessgass og surgass og prosessgassen velges fra gruppen som består av et hydrokarbon, en blanding av hydrokarboner, syntesegass og en blanding av nitrogen og hydrogen. Eksempler på hydrokarboner som behandles i systemet er etan, metan som kan foreligge i form av naturgass eller et substitutt eller syntetisk maturgass (SNG), etylen, etan, propylen, propan, blandinger av slike hydrokarboner, og forrensede avløpsgasser fra krakking av nafta eller råolje eller fra kull-gassifisering. Syntesegass er blandinger av hydrogen og karbonmonooksyd i forskjellige andeler, vanligvis i området fra ca. 60 til ca. 80 volum-% hydrogen og . fra ca.
0,1 til ca. 20 volum-% karbonmonooksyd hvor resten eventuelt utgjøres av karbondioksyd. Prosentandelen er beregnet på grunnlag av det totale volum syntesegass. Typiske blandinger er H277,7 %, CO 0,3 % og C0219,2 %, og H270 %,
CO 15% og CO215 %. Blandingen av nitrogen og hydrogen anvendes for fremstilling av ammoniakk. Vanligvis inneholder blandingen ca. 20 volum-% nitrogen og ca. 60 volum-% hydrogen beregnet på grunnlag av det totale volum av blandingen av nitrogen og hydrogen.
Gjennomstrømningen av mategass i den foreliggende fremgangsmåte kan være fra ca. 5900 m 3/time til ca. 236.000 m 3 /time, og vanligvis fra ca. 47200 m 3/time til ca. 147.500 m<3>/time.
Mategassen inneholder også en sur gass valgt fra gruppen som består av karbondioksyd, hydrogensulfid og blandinger av disse, i mengder på fra ca. 5 til ca. 60 volum-% beregnet på grunnlag av det totale volum mategass. (se Cag i formelen nedenfor). Det "totale volum av mategass" ved-rører prosessgass som definert og surgass som definert, men det omfatter ikke vanndamp og urenheter som diskuteres nedenfor. Mengden syregass som vanligvis forefinnes i mategassen ligger i området fra ca. 15 til ca. 30 volum-%. Surgass-. blandingen inneholder fra 1 til ca. 49 volum-% av hver sur gass, og volum-% er beregnet på grunnlag av det totale volum mategass, men selv ppm mengder kan behandles ved fremgangsmåten . Når volumforholdet mellom CO2og I^S i prosessgassen er større enn 3:1, kan prosessgassen først sendes til et system for selektiv absorpsjon av hydrogensulfid, hvis man ønsker å anvende hydrogensulfid i fremstilling av elementært svovel.
Vann kan være tilstede og.er vanligvis tilstede i blanding med alle prosessgass komponentene i form av vanndamp eller dråper i mengder på fra 0 til metning og man har fortrinnsvis metning (se Cw). Metning minimaliserer vann-fordampning på bunnen av absorpsjonssonen. En vannfri mategass kan anvendes men dette er sjelden. Vannet som det vises til her tas ikke med når man bestemmer molariteten, hbis ikke det går i oppløsning med alkanolaminet.
Man definerer urenhetene som (a) en hvilken som helst gass som ikke ovenfor er definert som en prosessgass , en sur gass eller vanndamp og (b) faste partikler eller flytende dråper (unntatt vanndråper) i mategassen. De kan være tilstede i mengder på opptil 3 vekt-% basert på en total vekt av mategassen og er fortrinnsvis tilstede i mengder som ikke er større enn ca. 1 vekt-%, og i mange tilfeller mindre enn 0,01 I. Eksempler på gassformede urenheter er svovel-dioksyd, karbonylsulfid og karbondisulfid. Eksempler på
faste eller flytende urenheter er jernsulfid, jernoksyd, hydrokarboner med høy molekylvekt og polymere. Eventuelle ole-finer som har mer enn en dobbelt binding, hydrokarboner med trippelbindinger, og som en generell regel, et hvilket som helst materiale som vil polemerisere eller reagere under prosessen er en uønsket urenhet.
Det absorberende middel er en oppløsning av et alkanolamin med fra 1 til 3 alkanolradikaler, hvor hver alkanolradikal har fra 1 til 3 karbQnatomer, og vann. Eksempler på alkanolaminer er monoetanolaminer (MEA), dietanolamin (DEA), og trietanolamin (TEA)hvor:-MEA er det foretrukne absorberende middel. Andre passende alkanolaminer er diisopropano.lamin.,:. monoisopropanolamin, monopropanolamin, dipropanolamin, tri-propanolamin og triisopropanolamin. Selv om blandinger av alkanolaminer kan anveiKles, er de ikke foretrukket.
Det er tilstrekkelig vann i oppløsningen eller dette tilsettés systemet for å gi en molalitet i området fra 3 til ca. 130. Bestemmelsen av molaliteten utføres på grunnlag av alkanolamin som oppløst stoff og vann aom oppløsnings-middel, hvor molaliteten i oppløsningen tilsvarer antall mol oppløst stoff (alkanolamin) oppløst i 1000 g oppløsningsmiddel (vann). Molaliteten i den foreliggende fremgangsmåte vedrører den magre alkanolaminoppløsning som anvendes i kontakt med prosessgassen i absorpsjonssonen. Eventuelt annet vann i sy-
stemet tas ikke med i bestemmelsen.
Den vandige MEA oppløsning som tilføres systemet er vanligvis på fra ca. 30 til ca. 70 vekt-% MEA basert på vekten av oppløsningen. Denne oppløsning må enten gi den korrekte molalitet for prosessen eller så må ytterligere vann tilsettes systemet slik at dette oppnås. Når DEA anvendes er det brede område i den opprinnelige oppløsning fra ca. 50 til ca. 90 vekt-%, og når TEA anvendes er det brede område fra ca. 70 til ca. 95 vekt-%. Eksempler på typiske oppløsninger i vekt-% som kan anvendes i systemet er følgende :
Selv om vanligvis mengden vann for alle alkanolaminer ligger i området fra ca. 5 til ca. 80 vekt-%<;, beregnet på grunnlag av den totale vekt av oppløsningen (se Caa i den nedenstående formel), og oppløsningen fortrinnsvis har en passende viskositet for pumping, bestemmes mengden vann til syvende og sist av molaliteten i de områder som er nevnt ovenfor .
Det er foretrukket at systemet stort saett er korrosjonsfritt. Hvis ikke vil de fordeler som den foreliggende fremgangsmåte gir, reduseres ved kommersiell anvendelse ved tapet i produksjon, ganske enkelt på grunn av stopptid forårsaket av korroderte apparater. Dette kan f.eks. i et karbondioksydsystem oppnås ved å anvende de korrosjonsinhibitorer som er beskrevet i kravene i U.S. patent nr. 3.808.140 eller ved å anvende apparater som er fremstilt av forskjellige titanlegeringer, edelmetall-legeringer eller forskjellige korrosjonsbestandige rustfrie karbonstål eller ved å anvende apparater som er glassbelagte.Det foreslås under enhver omstendighet at visse antikorrosjonssystemer bør anvendes i et karbondioksydsystem. Legg f.eks. merke til at andre korrosjonsinhibitorer som er beskrevet i U.S. patent nr. 3. 808.140 . Korrosjon i et hydrogensulfddssystem unngås ved å anvende en konstruksjon og ved å anvende ma-terialer som tilsvarer de man anvender i karbondåoksydsystemer t snarere enn å anvende korrosjonsinhibitorer i den absorberende oppløsning.
Apparatet som anvendes i prosessen for å absorbere,strippe og avkjøle og likeledes tilbakeløps-kokeren, filtere, rør, turbiner, pumper, flashtanker etc, er av vanlig type. En vanlig absorbsjonskolonne som anvendes i systemet kan beskrives som en platekolonne med en metallduk med fra 15 til 35 plater med metallduk med en avstand mellom platene på 0,6 m eller tilsvarende . En typisk destillasjonskolonne som anvendes i systemet kan beskrives som en platekolonne med metallduk med fra 15 til 20 plater eller tilsvarende pakning. Destillasjonstårnet inneholder i bunnen eller i.en utenforstående kjele et rørformét varmeelement eller tilbakeløpskoker (ikke vist i tegningen), og på toppen av og utenfor tårnet er.' der kondensatorer og en vannseparator (ikke vist i tegningen).
Avkjølingen foregår vanligvis ved luft-kjølte eller vannkjølte kondensatorer. I en foretrukket utførelse i fremgangsmåten anvendes imidlertid avgassen for hele eller deler av kjølingen, noe som åpenbart er en fordel idet det reduserer behovet for ytre tilførsel av energi.
En nokså avansert formel for å bestemme de optimale operasjonsbetingelser innenfor de beskrevne områder er følgende : Når man arbeider ved et strømningsforhold mellom oppløsningsmiddel og gass på minst Q/(150-Til)Sl, men mindre enn Q/(78-Til)Sl hvor Q er definert ved
og i området på minst men mindre enn
I denne formelen vedrører Til den magre oppløsning som avkjøles til en temperatur på ca. 30°C til ca. 75°C, og strømningsforholdet er definert ved :
som kan forkortes til :
Fr = Q/(Tol-Til) Sl
Strømningsforholdet kan også uttrykkes ved hjelp av A L på ' følgende måte :
Fr = Cag Maa/Mag A L Caa
Symbolene defineres på følgende måte :
1. Caa = vekt-% alkanolamin beregnet på grunnlag av vekten av vandig alkanolaminoppløsning 2. Cag = vektandel sur gass i mategassen beregnet på grunnlag av den totale vekt av mategassen 3. Cw = vektandelen av kondenserbart vann (vanndamp) i mategassen beregnet på grunnlag av den totale vekt av mategassen (omregnet fra totalt volum av mategassen) 4. Fr = strømningsforholdet, vektforholdet mellomn mager oppløsning og mategass 5. AHr = molar reaksjonsvarme av sur gass og alkanolamin uttrykt i gramkalorier/gram mol og beregnet på grunnlag av mengden i mageroppløsning og mengden i rik oppløsning uttrykt som mol sur gass/mol alkanolamin 6. AHc = molarkondensasjhsvarme for vann uttrykt i gramkalorier/gram mol 7. AL" forskjellen mellom, mengden i mager oppløsning og mengden i rik oppløsning uttrykt i mol sur gass/
mol alkanolamin.
8. Maa = molekylvekten for alkanolamin.
9. Mag = molvekten for sur gass.
10. Mw = molekylvekten for vann (18.00)
11. Sag = den spesifikke varme for surgass uttrykt i gramkalorier/gram °C 12. Sw = den spesifikke varme for vann uttrykt i gramkalorier/ gram C 13. Sg = spesifikk varme for mategass uttrykt i gramkalorier/ o,,
qram C
14. Sl = spesifikk varme for.mager oppløsning uttrykt i gramkalorier/gram^ 15. Tb = tilbakeløpstemperatur for mager oppløsning i °C
(bunnen av destillasjonstårnet)
16. Tig = innløpstemperaturen for mategass, °C (absorpsjonssonen) 17. Til = utløpstemperatur for avgass i °C og innløps-temperatur for mager oppløsning i °C (absorpsjonssone) 18. Tol = utløpstemperatur for rik oppløsning i ?C (absorpsjonssonen).
Områdene for enkelte av de variable kan finnes
i spesifikasjonene og betegnes ved angjeldende symbol i parantes.
Mategassen tilføres gjennom ledningen 1 til absorpsjonstårnet 2 ved eller i nærheten av bunnplaten, mate-gassens innløpstemperatur (se Tig) er i området fra ca. 35 til ca. 150 o C, og fortrinnsvis fra ca. 95 til ca. 125 oC. Mate-gassene strømmer oppover gjennom absorpsjonstårnet og møter i motstrøm den vandige alkanolaminoppløsning som betegnes mager oppløsning, dvs. den inneholder mindre enn 0,25 mol surgass pr. mol alkanolamin, som tilføres ved eller i nærheten av topp-pLaten i absorpsjonstårnet gjennom ledningen 12.
Trykket i absorbsjonstårnet 2 kan være i området fra ca. 7 til ca. 150 kg/cm 2 absolutt trykk og ligger vanligvis i området fra ca. 25 til ca. 56 kg/cm 2, absolutt trykk.
Den magre oppløsningen går inn i absorbsjonstårnet 2 med en temperatur (se Til) i området fra ca. 30°C til ca. 75°C og den er vanligvis på • fira ca. 45 til ca. 50°C.
Mategassen, hvorfra hovedmengden av surgass
er absorbert fra, passerer opp gjennom absorpsjonskolonnen og går ut som en avgass gjennom ledningen 3 med en temperatur (se Til) i området fra ca. 30 til ca. 75°C og avgassen er vanligvis ca. 45 eller ca. 50°C. Avgassen (eller prosessgassen) kan inneholde opptil 18.000 ppm surgass og formålet er selvsagt å møte de spesifikasjoner som prosessgassen krever og de ligger av og til så lavt som 5 ppm surgass. Den foreliggende fremgangsmåte kan møte disse brede krav uten vanskelighet.
Etter at den magre oppløsning av absorbert hele eller nesten hele surgassen benevnes den rik oppløsning, dvs. en blanding av mager oppløsning, absorbert sur gasss, ekstra vann fra mategassen og noén urenheter." MengeforholdetJ-den rike oppløsning" som er molforholdet mellom sur gass og alkanolamin i den rike oppløsning ligger i området fra ca. 0,1 til ca. 1,0 og er vanligvis ca. 0,2 til 0,6. Den rike opp-løsning går ut fra absorbsjonstårnet 2 ved eller i nærheten av bunnplaten gjennom ledningen 8 med en utløpstemperatur (Tol) i området fra ca. 78 til ca. 150°C, og vanligvis i området fra ca. 95 til ca. 12 5°C, forutsatt at utløpstempera-turen på den rike oppløsning (eller utløpstemperaturen i absorbsjonstårnets bunn) ikke er mindre enn 22°C mindre enn utløpstemperaturen for den magre oppløsning som kommer ut i bunnen av strippetårnet 9..
Utløpstemperaturen på den rike oppløsning fra absorpsjonstårnet er en funksjon av mengden sur gass, innløps-temperaturen i absorbsjonssonen for mategassen, molaliteten og mengden absorpsjon som er definert ovenfor,, og operatøren velger disse parametere slik at utløpstemperaturen fra absorb-sjonstårnrt ligger s.å nær utløpstemperaturen fra strippesonen som mulig eller er så meget høyere som det nevnte maksimum.
Den rike oppløsningen føres deretter langs ledningen 8 til strippetårnet 9 hvor innløpstemperaturen til strippesonen for denne oppløsning stort sett er den samme 5°C)' som utløpstemperaturen i absorps jonstårnet. Innløps-ledningen 8 er ved eller nær topp-platen i strippetårnet 9.
Surgassen og noe vann fjernes fra den rike oppløsningen i strippetårnet 9 ved destillasjon. Strippetårnet kan kjøres ved å bruke lavere trykk, direkte oppvarming eller tilførsel av damp eller en kombinasjon av dette. Direkte oppvarming skaper damp inne i tårnet fra vannet i den rike opp-løsning og dette kan oppnås ved å føre den magre oppløsning gjennom tilbakeløpskokere (ikke vist) og å resyklere blandingen tilbake i strippetårnet. En blanding av sur gass og en mindre mengde vanndamp føres ut fra toppen av strippetårnet 9 gjennom ledningen 11. Vannet kan fjernes ved kondensering og den sure gass gjenvinnes på kjent måte. Alt eller deler av vannet kan resykleres til strippetårnet som tilbakeløp, og den foretrukne fremgangsmåte er å resyklere tilstrekkelig meget vann for å få den korrekte molalitet i den magre oppløsning som senere beskrevet. Man skal legge merke til at vannet i strippetårnet skriver seg fra flere kilder, f.eks. mategassen, vandig alkanolaminoppløsning og tilbakéløpsvann.
Strippetårnet kan.arbeide under et trykk som varierer fra atmosfæretrykk til ca. 3,5 kg/cm 2 absolutt trykk, og det arbeider vanligvis i området fra ca. 1,4 kg/cm 2 til ca. 2.1 kg/cm 2 ..absolutt trykk og ved et lavere trykk enn absorpsjonstårnet. Den magre oppløsning forlater strippetårnet gjennom ledningen 12 ved en utløpstemperatur i bunnen av strippetårnet (Tb) i området fra ca. 100 til ca. 150°C.og vanligvis fra ca. 110 til ca. 125°C.
"Lengdeforholdet i den magre oppløsning"
er molforholdet mellom sur gass og alkanolamin i den magre oppløsning og det kan være fra ca. 0,05 til ca. 0,2 5 og er fortrinnsvis ca. 0,12 til ca. 0,22. Den magre oppløsning føres gjennom ledningen 12 til avkjølingssonen 7, hvor temperaturen i oppløsningen reduseres: fra .ca.30 til ca. 75°C og den er .vanligvis ca. 45 eller 50°C. Avkjølingen kan delvis utføres ved å føre hele eller deler av avgassen gjennom ledningen 6 før den føres over i et vanlig gjenvinningsapparat eller direkte til prosessen, hvor:- den kan anvendes. Eventuell avgass som ikke anvendes for avkjøling, føres direkte gjennom ledningen 4 for gjenvinning eller prosessering. Ytre kjøling med vann
eller luft anvendes vanligvis i avkjølingssonen 7. Den avkjølte magre oppløsning fortsetter gjennom ledningen 12 til den går inn i absorbsjonstårnet 2, hvor syklusen begynner igjen. Temperaturen i den inngående magre oppløsning er slik at varmen fra mategassen, varmen fra den eksoterme reaksjon av sur gass og alkanolamin, og varmen fra kondensasjonen av vann ikke vil
øke temperaturen i den rike oppløsning til en temperatur som er større enn det maksimale utløpstemperatur for rik oppløsning fra absorpsjonstårnet.
Man vil foreslå at den rike oppløsning filtreres etter at den forlater absorpsjonstårnet 2 og at sirkulasjons-pumpe og/eller turbiner anvendes langs de forskjellige led-ninger for å opprettholde den ønskede sirkulasjonshastighet.
Avkjølingssonen 7 kan foreligge i form av en eller to kjølere eller andre vanlige kjølingsinnretninger kan anvendes og likeledes kan avgassen benyttes som beskrevet ovenfor.
Ved kommersiell anvendelse er det tap i
systemet på grunn av at amin fanges opp og fordampes, vann fanges opp, amin nedbrytes ogLifekkasjÆ. Dette er vanlige pro-blemer som ikke vedrører den generelle prosess og disse pro-blemer vil derfor ikke bli behandlet her.
En side ved den foreliggende oppfinnelse er at
en eller flere flashsoner eller flashtanker (ikke vist) kan anvendes sammen med eller i stedet for strippetårnet 9 og "strippesonen" defineres derfor slik at denne eventualitet kan tas med, og det er analogt til en ett-trinns destillasjonskolonne, som vanligvis virker ved lave trykk, dvs. ved meget lavere trykk enn det som anvendes i absorpsjonssonen i systemet. Flashing er en enkel og billig måte for å fjerne den sure gass fra den rike oppløsning.
Oppfinnelsen illustreres ved følgende eksempler:
Eksempel 1 til 3
Eksemplene utføres i overensstemmelse med flyte-diagrammet i tegningen, og de foretrukne trinn og betingelser i spesifikasjonen.
Absorbsjonstårnet er en platekolonne med
en metallduk med 30 plater med metallduk , og en avstand mellom platene på 0,6 m
Destillasjonstårnet er likeledes en platekolonne med metallduk med 17 plater .. Utenfor bunnen av absorbsjonstårnet er to tilbakeløpskokere i parallell og utenfor toppen av destillasjonstårnet er en kondensator, en vannseparator og en pumpe.
Der er et filter og en hydraulisk turbin i ledningen 8 og Hedningen 12 er to kjølere i serie sammen med en pumpe. All avgassen (prosessgassen) passerer gjennom led-
ningen 4. Ledningen 6 anvendes ikke. Kjølerne er vannavkjølt.
Apparatet er fremstilt i karbonstål og rust-fritt stål. Man oppnår korrosjonsbestandighet ved å tilføre korrosjonsinhubitorer som er beskrevet i kravene i det U.S. patent nn. 3.808.140.
Alkanolaminet som er anvendt som absorberende
middel er monoetanolamin (MEA1)).
Mategassen er en blanding av 20% N2, 61 % H og 19% C02( +) mettet med vann. 1 vekt-% urenheter er også tilstede. Prosentandelen av N2, H2og C02er volum-% og beregnet., på grunnlag av det totale volum av mategassen.
Andre prøvébetingelser og resultater er gitt i tabellen.
Claims (6)
1. Fremgangsmåte for kontinuerlig fjerning av sur gass,karakterisert vedat man: (a) til en absorpsjonssone tilfører en blanding av prosessgass og sur gass som omfatter en prosessgass valgt fra gruppen som består av et hydrokarbon, en blanding av hydrokarboner, syntesegass og en blanding av nitrogen og hydrogen og ca. 5 til ca. 60 v olum-% sur gass valgt fra gruppen som består av karbondioksyd, hydrogensulfid og blandinger av de nevnte sure gasser,
hvor volum-% er beregnet på grunnlag av det.
totale volum av blandingen av prosessgass og sur gass som til-føres absorps jonssonen-
ved en innløpstemperatur til absorpsjonssonen for blandingen av prosessgass og sur gass som ligger i området fra ca. 35°C til ca. 150°C, (b) i en absorpsjonssone i motstrøm bringer en blanding av prosessgass og sur gass som er nevnt i trinn (a) i kontakt med et alkanolamin med fra 1 til 3 alkanolradikaler, hvor hver alkanolradikal har fra 2 til 3 karbonatomer, og vann, og hvor t iLstrekkelige mengder vann er tilstede for å gi en molalitet i området fra ca. 3 til ca. 130, hvor bestemmelsen av den nevnte molalitet gjøres på grunnlag av alkanolamin som oppløst stoff og vann som oppløsningsmiddel,
hvor trykket i absorpsjonssonen er i området 2
fra ca. 7 til ca. 105 kg/cm absolutt trykk,
alkanolamin og vann er i oppløsning før kontakten og hvor innløpstemperaturen til absorpsjonssonen for den nevnte oppløsning er i området fra ca. 30°C til ca. 75°C,
hvor den sure gass absorberes i den vandige alkanolaminoppløsning i en mengde på ca. 0,1 mol til ca. 1,0 mol sur gass pr. mol alkanolamin, og
hvor mengden sur gass, innløpstemperaturen til absorpsjonssonen av blandingen av prosessgass og sur gass, molaliteten og graden av absorpsjon velges fra de områder som er nevnt ovenfor for å gi en utløpstemperatur fra absorpsjonssonen for cfen vandige alkanolaminoppløsning hvor den sure gass er absorbert i et område hvor det laveste punkt ikke er lavere
enn 22°C mindre enn utløpstemperaturen fra bunnen av strippesonen som er nevnt i trinn (g) og hvor det høyeste punktet er ca. 150°C; (c) fjerner prosessgassen fra toppen av absorbsjonssonen; (d) fjerner den vandige alkanolaminoppløsning hvor den nevnte sure gass er absorbert fra bunnen av absorp-sjons sonen; (e) innfører oppløsningen fra trinn (d) til en strippesone med en innløpstemperatur som stort sett er den samme som utløpstemperaturen fra absorpsjonssonen for den nevnte oppløsning; (f) skiller en blanding av sur gass og en mindre del vann fra oppløsningen som er nevnte i trinn (e), hvor det utskilte vann er i form av damp, og fjerner den nevnte blanding fra toppen av strippesonen; (g) fjerner resten av oppløsningen som er nevnt i trinn (f) fra bunnen av strippesonen ved en utløps-temperatur som ligger i området fra ca. 100°C,til ca. 150°C. (h) fører oppløsningen fra trinn (g) til en avkjølingssone, hvor temperaturen i oppløsningen reduseres til en temperatur som ligger i området fra 30 °C til ca. 75°C, . og (i) resyklerer oppløsningen fra trinn (h) til absorpsjonssonen.
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1,karakterisert vedat (i) volum-% sur gass er fra ca. 15 til ca. 30; (i"i$> innløpstemperaturen til absorps jonssonen for gassblandingen er fra ca. 95°C til ca. 125°C; (iii) trykket i absorpsjonssonen er fra ca.
7 til ca. 105 kg/cm ; (iv) mengden sur gass som absorberes er fra ca. 0,2 til ca. 0,6 mol sur gass pr. mol alkanolamin; (v) utløpstemperaturen fra absorpsjonssonen for oppløsningen ligger i et område hvor det høyeste punkt er 125°C, og (vi) utløpstemperaturen fra bunnen av Strippesonen er fra ca. 110°C til ca. 125°C.
3. Fremgangsmåte ifølge krav 1,karakterisert vedat blandingen av prosentgass og sur gass er mettet med vanndamp.
4. Fremgangsmåte ifølge krav 2,karakterisert vedat blandingen av prosessgass og sur gass er mettet med vanndamp.
5. Fremgangsmåte ifølge krav 3,karakterisert vedat alkanolaminet er monometanolamin eller dietanolamin.
6. Fremgangsmåte ifølge krav 4,karakterisert vedat alkanolaminet er monoetanolamin eller dietanolamin.
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US05/603,287 US4079117A (en) | 1975-08-11 | 1975-08-11 | Process for acid gas removal |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO762783L true NO762783L (no) | 1977-02-14 |
Family
ID=24414787
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO762783A NO762783L (no) | 1975-08-11 | 1976-08-10 |
Country Status (25)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US4079117A (no) |
AR (1) | AR207627A1 (no) |
AU (1) | AU502669B2 (no) |
BE (1) | BE845039A (no) |
BR (1) | BR7605202A (no) |
CA (1) | CA1074535A (no) |
DD (1) | DD128151A5 (no) |
DE (1) | DE2635910A1 (no) |
DK (1) | DK361276A (no) |
EG (1) | EG12080A (no) |
ES (1) | ES450585A1 (no) |
FI (1) | FI762279A (no) |
FR (1) | FR2320768A1 (no) |
GB (1) | GB1549390A (no) |
GR (1) | GR63119B (no) |
IL (1) | IL50234A (no) |
IN (1) | IN144839B (no) |
NL (1) | NL7608883A (no) |
NO (1) | NO762783L (no) |
OA (1) | OA05413A (no) |
PH (1) | PH13441A (no) |
PT (1) | PT65446B (no) |
RO (1) | RO70263A (no) |
SE (1) | SE7608943L (no) |
ZA (1) | ZA763982B (no) |
Families Citing this family (18)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4113837A (en) * | 1977-09-26 | 1978-09-12 | Union Carbide Corporation | Process for separating polymeric contaminants from aqueous absorbent solutions used to treat organic gas-containing gas streams |
US4360363A (en) * | 1982-02-16 | 1982-11-23 | Combustion Engineering, Inc. | Physical solvent for gas sweetening |
US4557911A (en) * | 1984-06-28 | 1985-12-10 | Amoco Corporation | Process for producing sweet CO2 and hydrocarbon streams |
ES2003265A6 (es) * | 1987-04-21 | 1988-10-16 | Espan Carburos Metal | Procedimiento para la obtencion de co2 y n2 a partir de los gases generados en un motor o turbina de combustion interna |
US5108551A (en) * | 1990-12-17 | 1992-04-28 | Mobil Oil Corporation | Reclamation of alkanolamine solutions |
US5190640A (en) * | 1991-09-18 | 1993-03-02 | Baker Hughes Incorporated | Treatment of oils using aminocarbinols |
US6689332B1 (en) * | 1992-09-16 | 2004-02-10 | The Kansai Electric Power Co, Inc. | Process for removing carbon dioxide from combustion gases |
FR2771022B1 (fr) * | 1997-11-19 | 1999-12-17 | Inst Francais Du Petrole | Procede de desacidification d'un gaz a tres forte teneur en gaz acides |
US6735978B1 (en) * | 2003-02-11 | 2004-05-18 | Advanced Technology Materials, Inc. | Treatment of supercritical fluid utilized in semiconductor manufacturing applications |
FR2875148B1 (fr) * | 2004-09-10 | 2007-06-29 | Inst Francais Du Petrole | Installation et methode de melange et de distribution d'une phase liquide et d'une phase gazeuse |
US7740691B2 (en) * | 2006-01-10 | 2010-06-22 | Edwin W. Cash | Gas treating method and apparatus |
US20070157824A1 (en) * | 2006-01-11 | 2007-07-12 | Aac Trade Ltd. | Cooking device particularly useful for cooking pasta, and hot receptacle holder especially useful therewith |
NO332158B1 (no) * | 2007-03-05 | 2012-07-09 | Aker Clean Carbon As | Fremgangsmåte for fjerning av CO2 fra en eksosgass |
NO20071983L (no) * | 2007-04-18 | 2008-10-20 | Aker Clean Carbon As | Fremgangsmate og anlegg for CO2-innfanging |
JP5072627B2 (ja) * | 2008-02-01 | 2012-11-14 | 三菱重工業株式会社 | Co2回収装置及びろ過膜装置の洗浄方法 |
US20100219061A1 (en) * | 2009-03-02 | 2010-09-02 | Saudi Arabian Oil Company | Enhancement of acid gas enrichment process |
US20100319254A1 (en) * | 2009-06-17 | 2010-12-23 | Thacker Pradeep S | Methods and system for separating carbon dioxide from syngas |
CA3029840C (en) | 2016-07-05 | 2023-09-26 | Ineos Americas, Llc | Method and apparatus for recovering absorbing agents in acid gas treatment |
Family Cites Families (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US2157879A (en) * | 1937-08-14 | 1939-05-09 | Shell Dev | Purification and separation of gaseous mixtures |
US2368595A (en) * | 1941-08-29 | 1945-01-30 | Shell Dev | Process for the separation of acidic gases from fluids |
US2886405A (en) * | 1956-02-24 | 1959-05-12 | Benson Homer Edwin | Method for separating co2 and h2s from gas mixtures |
GB1244176A (en) * | 1968-02-23 | 1971-08-25 | Foster Wheeler Ltd | Gas treatment process |
US3690816A (en) * | 1970-02-24 | 1972-09-12 | Carl E Alleman | Simplified gas or liquid treating and/or dehydration process |
IT954765B (it) * | 1972-04-26 | 1973-09-15 | Vetrocoke Cokapuanina Spa | Procedimento per l eliminazione di co2 e o altri gas acidi con rigenerazione della soluzione mediamte trattamento con gas di combustione |
US3864449A (en) * | 1973-05-17 | 1975-02-04 | Bethlehem Steel Corp | Regeneration of alkanolamine absorbing solution in gas sweetening processes |
-
1975
- 1975-08-11 US US05/603,287 patent/US4079117A/en not_active Expired - Lifetime
-
1976
- 1976-01-01 AR AR264309A patent/AR207627A1/es active
- 1976-04-09 EG EG@@@@49076A patent/EG12080A/xx active
- 1976-07-05 ZA ZA763982A patent/ZA763982B/xx unknown
- 1976-07-20 CA CA257,305A patent/CA1074535A/en not_active Expired
- 1976-08-06 AU AU16649/76A patent/AU502669B2/en not_active Expired
- 1976-08-06 PT PT65446A patent/PT65446B/pt unknown
- 1976-08-09 RO RO7687256A patent/RO70263A/ro unknown
- 1976-08-09 BR BR7605202A patent/BR7605202A/pt unknown
- 1976-08-10 DD DD7600194265A patent/DD128151A5/xx unknown
- 1976-08-10 IL IL50234A patent/IL50234A/xx unknown
- 1976-08-10 GR GR51443A patent/GR63119B/el unknown
- 1976-08-10 ES ES450585A patent/ES450585A1/es not_active Expired
- 1976-08-10 DE DE19762635910 patent/DE2635910A1/de active Pending
- 1976-08-10 BE BE169687A patent/BE845039A/xx unknown
- 1976-08-10 FR FR7624409A patent/FR2320768A1/fr not_active Withdrawn
- 1976-08-10 DK DK361276A patent/DK361276A/da unknown
- 1976-08-10 GB GB33179/76A patent/GB1549390A/en not_active Expired
- 1976-08-10 IN IN1446/CAL/1976A patent/IN144839B/en unknown
- 1976-08-10 NO NO762783A patent/NO762783L/no unknown
- 1976-08-10 PH PH18774A patent/PH13441A/en unknown
- 1976-08-10 SE SE7608943A patent/SE7608943L/xx unknown
- 1976-08-10 FI FI762279A patent/FI762279A/fi not_active Application Discontinuation
- 1976-08-10 NL NL7608883A patent/NL7608883A/xx not_active Application Discontinuation
- 1976-08-11 OA OA55911A patent/OA05413A/xx unknown
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
ZA763982B (en) | 1977-05-25 |
DD128151A5 (de) | 1977-11-02 |
RO70263A (ro) | 1981-11-24 |
AU1664976A (en) | 1978-02-09 |
US4079117A (en) | 1978-03-14 |
PT65446A (en) | 1976-09-01 |
IL50234A (en) | 1979-09-30 |
IN144839B (no) | 1978-07-15 |
DE2635910A1 (de) | 1977-02-24 |
CA1074535A (en) | 1980-04-01 |
SE7608943L (sv) | 1977-02-12 |
EG12080A (en) | 1978-12-31 |
NL7608883A (nl) | 1977-02-15 |
BE845039A (fr) | 1977-02-10 |
GR63119B (en) | 1979-09-11 |
IL50234A0 (en) | 1976-10-31 |
AR207627A1 (es) | 1976-10-15 |
FR2320768A1 (fr) | 1977-03-11 |
PT65446B (en) | 1978-02-10 |
OA05413A (fr) | 1981-03-31 |
AU502669B2 (en) | 1979-08-02 |
DK361276A (da) | 1977-02-12 |
ES450585A1 (es) | 1977-12-01 |
BR7605202A (pt) | 1977-08-09 |
GB1549390A (en) | 1979-08-08 |
PH13441A (en) | 1980-04-23 |
FI762279A (no) | 1977-02-12 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO762783L (no) | ||
US4184855A (en) | Process for CO2 removal | |
US6165433A (en) | Carbon dioxide recovery with composite amine blends | |
US4368059A (en) | Process of removing H2 S, CO2, COS and mercaptans from gases by absorption | |
US6939393B2 (en) | Method for neutralizing a stream of fluid, and washing liquid for use in one such method | |
US4552572A (en) | Process for desulfurization of fuel gas | |
CA1165098A (en) | Process of selective separation of hydrogen sulfide from gaseous mixtures containing also carbon dioxide | |
CA1061083A (en) | Simultaneous drying and sweetening of wellhead natural gas | |
US9624106B2 (en) | Supersulf-a process with internal cooling and heating reactors in subdewpoint sulfur recovery and tail gas treating systems | |
CA2595967C (en) | Process for enhancement of the selectivity of physically acting solvents used for the absorption of gas components from industrial gases | |
US4976935A (en) | Regeneration of solvent in H2 S removal from gases | |
NO329963B1 (no) | Fremgangsmate for selektiv fjerning av hydrogensulfid og C02 fra ragass | |
NO172477B (no) | Fremgangsmaate ved fjerning av co2 og eventuelt h2s fra gasser | |
JP4851679B2 (ja) | 炭化水素の流体流の脱酸法 | |
EA016189B1 (ru) | Способ выделения высокочистого диоксида углерода | |
NO312015B1 (no) | Fremgangsmåte for fjerning av syre fra en gass og fremstilling av konsentrerte sure gasser | |
CN107823906B (zh) | 一种粗煤气变换工艺冷凝液汽提处理系统及方法 | |
TWI652257B (zh) | 藉由分離技術處理二甲醚反應器之產物流的方法 | |
NO300052B1 (no) | Absorberende væske med forbedret absorpsjonskapasitet for Co2, samt anvendelse derav | |
NO763710L (no) | ||
CN110548370A (zh) | 一种产多种纯度硫化氢的酸性气净化工艺和装置 | |
US20030031618A1 (en) | Process for eliminating oxygen from a gas that contains carbon dioxide | |
Moioli et al. | Study of different configurations for CO2 removal in SMR plant for hydrogen production | |
Shehata et al. | CHALLENGES AND SOLUTIONS OF GAS SWEETENING UNIT IN POLYPROPYLENE PLANT USING PROCESS SIMULATION: A CASE STUDY. | |
CN117735570A (zh) | 含氨酸性凝液脱除酸性气及氨回收的工艺方法 |