NO851263L - Fremgangsmaate til aa fjerne co2 og/eller h2s fra gasser - Google Patents
Fremgangsmaate til aa fjerne co2 og/eller h2s fra gasserInfo
- Publication number
- NO851263L NO851263L NO851263A NO851263A NO851263L NO 851263 L NO851263 L NO 851263L NO 851263 A NO851263 A NO 851263A NO 851263 A NO851263 A NO 851263A NO 851263 L NO851263 L NO 851263L
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- weight
- absorption
- gases
- absorption liquid
- column
- Prior art date
Links
- 239000007789 gas Substances 0.000 title claims description 46
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 13
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 claims description 55
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 32
- HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 2-Aminoethan-1-ol Chemical compound NCCO HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims description 11
- CRVGTESFCCXCTH-UHFFFAOYSA-N methyl diethanolamine Chemical compound OCCN(C)CCO CRVGTESFCCXCTH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 claims description 4
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 claims description 4
- 238000005406 washing Methods 0.000 claims description 3
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 5
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 5
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 5
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 5
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 4
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 3
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N ethylene glycol Natural products OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 3
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- XTHFKEDIFFGKHM-UHFFFAOYSA-N Dimethoxyethane Chemical compound COCCOC XTHFKEDIFFGKHM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 2
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 2
- WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N hydroxyacetaldehyde Natural products OCC=O WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 description 2
- JPIGSMKDJQPHJC-UHFFFAOYSA-N 1-(2-aminoethoxy)ethanol Chemical compound CC(O)OCCN JPIGSMKDJQPHJC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NCXUNZWLEYGQAH-UHFFFAOYSA-N 1-(dimethylamino)propan-2-ol Chemical compound CC(O)CN(C)C NCXUNZWLEYGQAH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BFSVOASYOCHEOV-UHFFFAOYSA-N 2-diethylaminoethanol Chemical compound CCN(CC)CCO BFSVOASYOCHEOV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- RMGHERXMTMUMMV-UHFFFAOYSA-N 2-methoxypropane Chemical compound COC(C)C RMGHERXMTMUMMV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241000196324 Embryophyta Species 0.000 description 1
- SECXISVLQFMRJM-UHFFFAOYSA-N N-Methylpyrrolidone Chemical compound CN1CCCC1=O SECXISVLQFMRJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N Triethanolamine Chemical compound OCCN(CCO)CCO GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N 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
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 1
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 1
- 239000000571 coke Substances 0.000 description 1
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 1
- 238000002309 gasification Methods 0.000 description 1
- -1 glycol dialkyl ether Chemical class 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000003141 primary amines Chemical class 0.000 description 1
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 1
- 239000002680 soil gas Substances 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- HXJUTPCZVOIRIF-UHFFFAOYSA-N sulfolane Chemical compound O=S1(=O)CCCC1 HXJUTPCZVOIRIF-UHFFFAOYSA-N 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
- B01D53/34—Chemical or biological purification of waste gases
-
- 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
-
- 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
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02C—CAPTURE, STORAGE, SEQUESTRATION OR DISPOSAL OF GREENHOUSE GASES [GHG]
- Y02C20/00—Capture or disposal of greenhouse gases
- Y02C20/40—Capture or disposal of greenhouse gases of CO2
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Biomedical Technology (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Gas Separation By Absorption (AREA)
- Treating Waste Gases (AREA)
- Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)
Description
Den foreliggende oppfinnelse angår en fremgangsmåte til fjerning av CC^og/eller H^S fra gasser ved hjelp av en vandig absorpsjonsvæske som inneholder alkanolamin.
Det er kjent for eksempel fra A. Kohl og F. Riesenfeld,
Gas Purification, 3. opplag, 1979, spesielt sidene 28, 33 og
34, å anvende primære aminer såsom monoetanolamin til fjerning av CC>2 og/eller H2S fra gasser. En ulempe med anvendelsen av vandige oppløsninger av monoetanolamin består imidlertid i at de vandige monoetanolamin-oppløsninger virker sterkt korro-derende spesielt ved høyere konsentrasjoner. For å unngå korrosjonsskader i gassvaskeanleggene eller i det minste minske den i et tålelig mål, er det derfor nødvendig å innføre sys-temer av korrosjonsinhibitorer i slike anlegg på kostbar måte, hvorved disse korrosjonsinhibitorer imidlertid slett ikke kan anvendes ved E^S-holdige gasser. De kjente fremgangsmåter til fjerning av CC>2og/eller H2S under anvendelse av primære alkanolaminer såsom monoetanolamin er derfor ikke tilfredsstil-lende .
Det er derfor behov for en fremgangsmåte til fjerning av CC>2 og/eller H2S fra gasser ved hvilken ulempene med de
kjente fremgangsmåter kan unngås.
Det er nå blitt funnet en fordelaktig fremgangsmåte til fjerning av C02og/eller H2S fra CO,,- og/eller H2S-holdige gasser ved vasking av gassene med en vandig, alkanolamin-holdig absorpsjonsvæske og med etterfølgende regenerering av absorpsjonsvæsken, som erkarakterisert vedat man anvender en vandig absorpsjonsvæske som inneholder 3-60 vekt% av et tertiært alkanolamin og 1-50 vekt% av et primærtalkanolamin.
Ifølge den nye fremgangsmåte kan det i forhold til de kjente fremgangsmåter oppnås en betydelig reduksjon i energi-forbruket og i investeringskostnadene. Dessuten kan opptre-
den av korrosjonsskader i stor grad unngås uten at det blir nødvendig med tilsetning av korrosjonsinhibitorer.
Som gasser som behandles i henhold til fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen, kommer eksempelvis kullforgassingsgasser, koksovngasser, jordgasser, syntesegasser eller raffinerigas-
ser i betraktning.
Gassene oppviser i alminnelighet et CG^-innhold på 1-90 mol%, fortrinnsvis 2-90 mol%, spesielt 5-60 mol%. Ved siden av CC>2kan gassene som ytterligere surgass inneholde ^S, eller de kan inneholde f^S alene, for eksempel i mengder på noen få mol-ppm, eksempelvis 1 mol-ppm - 50 mol%, fortrinnsvis fra 10 mol-ppm til 40 mol%.
Som løsningsmiddel anvendes det ved fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen en vandig absorpsjonsvæske som inneholder 3-60 vekt%, som regel 5-60 vekt%, i alminnelighet 10-60 vekt%, hensiktsmessig 20-50 vekt%, fortrinnsvis 25-45 vekt%, spesielt 25-35 vekt% av et tertiært alkanolamin og 1-50 vekt%, hensiktsmessig 5-40 vekt%, fortrinnsvis 10-30 vekt%, spesielt 15-20 vekt% av et primært alkanolamin. Egnede tertiære alkanolaminer er eksempelvis triisopropanolamin, metyldiisopropanolamin, dimetylisopropanolamin, dietyletanolamin, fortrinnsvis trieta-nolamin, spesielt metyldietanolamin. Som primære alkanolaminer kommer for eksempel 2-2<1->aminoetoksyetanol og fortrinnsvis monoetanolamin i betraktning.
Den vandige absorpsjonsvæske som inneholder det tertiære alkanolamin og det primære alkanolamin, kan i tillegg inneholde et fysikalsk løsningsmiddel. Egnede fysikalske løs-ningsmidler er eksempelvis N-metylpyrrolidon, tetrametylen-sulfon, metanol, oligoetylenglykoldialkyleter såsom oligo-etylenglykolmetylisopropyleter (Sepasolv MPE), oligoetylen-glykoldimetyleter (Selexol). Det fysikalske løsningsmiddel finnes i absorpsjonsvæsken i alminnelighet i mengder på 1-60 vekt%, fortrinnsvis 10-50 vekt%, spesielt 20-40 vekt%.
Til fjerning av og/eller I^S fra den gass som skal renses ved behandling med en absorpsjonsvæske som anvendes ifølge oppfinnelsen, anvendes det i absorpsjonssonen i alminnelighet temperaturer på 30-90°C, fortrinnsvis 35-80°C, spesielt 40-60°C. Hensiktsmessig anvendes det i absorpsjonssonen trykk på 5-110 bar, fortrinnsvis 10-100 bar, spesielt 20-90 bar. Absorpsjonen kan utføres i et absorpsjonstrinn eller i to etter hverandre koplede absorpsjonstrinn. Vanligvis utføres absorpsjonen i ett trinn. Til absorpsjonen anvendes det hensiktsmessig absorpsjonskolonner, vanligvis en fyllegeme-kolonne eller en kolonne som er utstyrt med avsatser. Den rensede gass uttas hensiktsmessig i toppen av absorpsjonssonen. Den absorpsjonsvæske som i alminnelighet uttas i bunnen av absorpsjonssonen og som er anriket med surgassene C02og/eller H2S, tilføres hensiktsmessig til en avdrivningssone for regenerering. De surgasser som utdrives 1 avdrivningssonen, uttas hensiktsmessig i toppen av avdrivningssonen. Den regenererte absorpsjonsvæske som fås i bunnen av avdrivningssonen, tilbakeføres hensiktsmessig i absorpsjonssonen. Som avdrivningssone anvendes det hensiktsmessig en avdrivningskolonne, vanligvis en fyllegemekolonne eller en kolonne som er utstyrt med avsatser. I avdrivningssonen anvendes det i alminnelighet temperaturer på 100-130°C, fortrinnsvis 105-125°C, spesielt 110-120°C, svarende til koke-temperaturen for absorpsjonsvæsken ved driftstrykket i avdrivningskolonnen.
I det følgende vil ytterligere enkeltheter ved oppfinnelsen bli belyst ved hjelp av et utførelseseksempel hvis fremgangsmåte forløp er fremstilt skjematisk på figuren.
En C02- og/eller H2S-holdig gass, for eksempel en synte-segass som inneholder C02som surgass, innføres gjennom ledning 1 under trykk.i bunnen av absorpsjonskolonne 2. Sam-tidig tilføres en vandig oppløsning som for eksempel inneholder 12-22 vekt% monoetanolamin og 20-40 vekt% metyldietanolamin, som absorpsjonsvæske gjennom ledning 3 i toppen av absorpsjonskolonnen. Den gass som skal renses og absorpsjonsvæsken ledes i motstrøm. I toppen av absorpsjonskolonnen uttas produktgassen gjennom ledning 5. Den vandige absorpsjonsvæske som er erholdt i bunnen av absorpsjonskolonnen og som er anriket med surgassene, oppvarmes deretter i en varmeveksler 11
og tilføres så for regenerering i toppen av avdrivningskolonne 6, hvor de sure gasser som er absorbert i absorpsjonskolonne 2 ved varme og vanndamp, utdrives av den anrikede absorpsjonsvæske. Den varmeenergi som trenges til dette, tilveiebringes fra en koker 7, og de sure gasser C02og/eller H2S stiger opp i avdrivningskolonnen sammen med vanndamp. De sure gasser C02og/eller H2S går sammen med vanndampen såvel som små mengder av løsningsmiddeldamper ut av avdrivningskolonnen gjennom ledning 8. I en kjøleinnretning 9 avkjøles gasstrømmen 8, hvorved vann og det løsningsmiddel som finnes i dampen i små mengder, utkondenseres. Vann og sporene av løsningsmiddel samles i en beholder 10. Gjennom en ledning 12 ledes de sure gasser C02 og/eller H2S ut av anlegget. Gjennom en ledning 13
blir det i beholder 10 gjenvunne vann med spor av de alkanolaminer som er tilsatt til løsningsmidlet, tilbakeført til avdrivningskolonnen. Fra bunnen av avdrivningskolonne 6 tilbakeføres den regenererte absorpsjonsvæske gjennom ledning 3 ved hjelp av en løsningsmiddel-sirkulasjonspumpe 14 til absorpsjonskolonne 2, etter gjennomstrømming av varmeveksle-ren 11 og kjøleinnretningen 15.
De følgende eksempler belyser oppfinnelsen.
Eksempel 1
I en absorpsjonskolonne ble 0,22 kmol pr. time av en
gass som besto av 10 mol% C02og 90 mol% nitrogen vasket med 15 kg pr. time av en vandig absorpsjonsvæske som inneholdt 15 vekt% monoetanolamin og 35 vekt% metyldietanolamin. I absorpsjonskolonnen ble det opprettholdt et trykk på 30 bar. Absorp-sjonsvæskens tilførselstemperatur var 50°C. CG^-innholdet i den rene gass som kom ut av absorpsjonskolonnen, var 68 volum-ppm. Den med C02anrikede absorpsjonsvæske ble uttatt i bunnen av absorpsjonskolonnen og etter avdrivning ledet inn i toppen av en avdrivningskolonne, hvor den anrikede absorpsjonsvæske ble regenerert ved dampstripping. Den gasstrøm som ble uttatt i toppen av avdrivningskolonnen, inneholdt 99 volum% CC>2og 1 volum% N2. Den regenererte absorps jonsvæske ble tilbakeført i toppen av absorpsjonskolonnen.
Eksempel 2
Det ble utført en gassvasking som beskrevet i Eksempel
1, hvorved det imidlertid ble anvendt en vandig absorpsjonsvæske med et innhold på 20 vekt% monoetanolamin og 30 vekt% metyldietanolamin. Herved ble det erholdt en ren gass med et C02-innhold på 13 volum-ppm.
Eksempel 3
Det ble utført en gassvasking som beskrevet i Eksempel
1, hvorved det imidlertid ble anvendt en vandig absorpsjonsvæske med et innhold på 20 vekt% monoetanolamin og 20 vekt% metyldietanolamin. Herved ble det erholdt en ren gass med et C02~innhold på 2 3 volum-ppm.
Sammenligningseksempel 1
Det ble utført et sammenligningsforsøk som beskrevet i Eksemplene 1-3, hvorved det imidlertid som absorpsjonsvæske ble anvendt en vandig oppløsning som inneholdt 20 vekti monoetanolamin. Herved ble det erholdt en ren gass med et CG^-innhold på 2,3 volum%, d.v.s. at CO2-innholdet i den rene gass ifølge sammenligningseksemplet var 1000 ganger høyere enn C02-innholdet i den rene gass ifølge Eksempel 3.
Sammenligningseksempel 2
I et ytterligere sammenligningsforsøk ble det utført en gassvasking som i de ovenfor beskrevne eksempler, hvorved,
ved anvendelse av en vandig absorpsjonsvæske med et innhold på 15 vekt% monoetanolamin og 35 vekt% metyldietanolamin,
absorpsjonsvæskemengden ble redusert så mye at C02-innholdet i den rene gass i toppen av absorpsjonskolonnen utgjorde 2,3 volum%. Den sirkulerende mengde løsningsmiddel som var påkrevet til dette, utgjorde 11,6 kg/time. Sammenlignet med Sammenligningseksempel 1 kunne den sirkulerende absorpsjonsvæskemengde og derved den energimengde som trengtes, reduseres med ca. 22%.
Claims (3)
1. Fremgangsmåte til fjerning av C02og/eller H2S fra C02~og/eller H2S-holdige gasser ved vasking av gassene med en vandig, alkanolamin-holdig absorpsjonsvæske og ved etterføl-gende regenerering av absorpsjonsvæsken,karakterisert vedat man anvender en vandig absorpsjonsvæske som inneholder 3-60 vekt% av et tertiært alkanolamin og 1-50 vekt% av et primært alkanolamin.
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1,karakterisertved at man anvender en absorpsjonsvæske som inneholder 3-60 vekt% metyldietanolamin og 1-50 vekti monoetanolamin.
3. Fremgangsmåte ifølge krav 1 og 2,karakterisert vedat absorpsjonsvæsken i tillegg inneholder et fysikalsk løsningsmiddel.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| DE19843411532 DE3411532A1 (de) | 1984-03-29 | 1984-03-29 | Verfahren zum entfernen von co(pfeil abwaerts)2(pfeil abwaerts) und oder h(pfeil abwaerts)2(pfeil abwaerts)s aus gasen |
| DE19843427133 DE3427133A1 (de) | 1984-07-24 | 1984-07-24 | Verfahren zum entfernen von co(pfeil abwaerts)2(pfeil abwaerts) und/oder h(pfeil abwaerts)2(pfeil abwaerts)s aus gasen |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO851263L true NO851263L (no) | 1985-09-30 |
Family
ID=25819807
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO851263A NO851263L (no) | 1984-03-29 | 1985-03-28 | Fremgangsmaate til aa fjerne co2 og/eller h2s fra gasser |
Country Status (11)
| Country | Link |
|---|---|
| EP (1) | EP0160203B1 (no) |
| KR (1) | KR850006327A (no) |
| AU (1) | AU4050285A (no) |
| BR (1) | BR8501416A (no) |
| DE (1) | DE3560329D1 (no) |
| ES (1) | ES8603280A1 (no) |
| GR (1) | GR850624B (no) |
| IN (1) | IN164027B (no) |
| NO (1) | NO851263L (no) |
| PT (1) | PT80177B (no) |
| YU (1) | YU43985A (no) |
Families Citing this family (13)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| FR2631853B1 (fr) * | 1988-05-24 | 1992-01-24 | Elf Aquitaine | Liquide absorbant des gaz acides renfermant une composante alcanolamine tertiaire et un activateur d'absorption du co2 et son application a la desacidification de gaz contenant co2 et eventuellement d'autres gaz acides |
| WO1989011327A1 (fr) * | 1988-05-24 | 1989-11-30 | Societe Nationale Elf Aquitaine (Production) | Liquide absorbant des gaz acides |
| FR2631852B1 (fr) * | 1988-05-24 | 1990-08-31 | Elf Aquitaine | Liquide absorbant des gaz acides renfermant une composante alcanolamine tertiaire et un activateur d'absorption du co2 et son application a la desacidification de gaz contenant co2 et eventuellement d'autres gaz acides |
| CA2005574C (en) * | 1988-12-27 | 1999-09-07 | Warren Alan Thaler | Primary hindered aminoacids for promoted acid gas scrubbing process |
| US5246619A (en) * | 1989-11-17 | 1993-09-21 | The Dow Chemical Company | Solvent composition for removing acid gases |
| US5861051A (en) * | 1996-03-06 | 1999-01-19 | Huntsman Petrochemical Corporation | Process for removing carbon dioxide from gas mixture |
| JP3761960B2 (ja) * | 1996-03-19 | 2006-03-29 | 仁美 鈴木 | ガス中の二酸化炭素の除去方法 |
| US6165432A (en) * | 1998-09-30 | 2000-12-26 | The Dow Chemical Company | Composition and process for removal of acid gases |
| DE10028637A1 (de) | 2000-06-09 | 2001-12-13 | Basf Ag | Verfahren zum Entsäuern eines Kohlenwasserstoff-Fluidstroms |
| DE10036173A1 (de) | 2000-07-25 | 2002-02-07 | Basf Ag | Verfahren zum Entsäuern eines Fluidstroms und Waschflüssigkeit zur Verwendung in einem derartigen Verfahren |
| DE10306254A1 (de) | 2003-02-14 | 2004-08-26 | Basf Ag | Absorptionsmittel und Verfahren zur Entfernung saurer Gase aus Fluiden |
| KR100659605B1 (ko) * | 2005-12-14 | 2006-12-19 | 주식회사 유니테크 | 황화수소 가스 제거제 |
| AU2012209029B2 (en) * | 2007-05-29 | 2014-04-24 | University Of Regina | Method and absorbent composition for recovering a gaseous component from a gas stream |
Family Cites Families (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3829494A (en) * | 1973-04-11 | 1974-08-13 | Jefferson Chem Co Inc | Stabilized 2-(2-amino ether)ethanol and methane |
| US4101633A (en) * | 1977-02-14 | 1978-07-18 | Exxon Research & Engineering Co. | Process and composition for removing carbon dioxide containing acidic gases from gaseous mixtures |
| US4240922A (en) * | 1977-09-22 | 1980-12-23 | Exxon Research & Engineering Co. | Process and amine-solvent absorbent for removing acidic gases from gaseous mixtures |
| US4184855A (en) * | 1977-12-29 | 1980-01-22 | Union Carbide Corporation | Process for CO2 removal |
-
1985
- 1985-03-06 IN IN174/MAS/85A patent/IN164027B/en unknown
- 1985-03-12 GR GR850624A patent/GR850624B/el unknown
- 1985-03-19 YU YU00439/85A patent/YU43985A/xx unknown
- 1985-03-21 EP EP85103307A patent/EP0160203B1/de not_active Expired
- 1985-03-21 DE DE8585103307T patent/DE3560329D1/de not_active Expired
- 1985-03-27 PT PT80177A patent/PT80177B/pt unknown
- 1985-03-28 AU AU40502/85A patent/AU4050285A/en not_active Abandoned
- 1985-03-28 BR BR8501416A patent/BR8501416A/pt unknown
- 1985-03-28 ES ES541688A patent/ES8603280A1/es not_active Expired
- 1985-03-28 NO NO851263A patent/NO851263L/no unknown
- 1985-03-29 KR KR1019850002128A patent/KR850006327A/ko not_active Application Discontinuation
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| GR850624B (no) | 1985-06-14 |
| PT80177A (de) | 1985-04-01 |
| ES541688A0 (es) | 1985-12-16 |
| YU43985A (en) | 1987-12-31 |
| EP0160203B1 (de) | 1987-07-15 |
| IN164027B (no) | 1988-12-31 |
| DE3560329D1 (en) | 1987-08-20 |
| BR8501416A (pt) | 1985-11-26 |
| ES8603280A1 (es) | 1985-12-16 |
| AU4050285A (en) | 1985-10-03 |
| KR850006327A (ko) | 1985-10-05 |
| EP0160203A1 (de) | 1985-11-06 |
| PT80177B (de) | 1987-01-15 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Singh et al. | Shell Cansolv CO2 capture technology: Achievement from first commercial plant | |
| US6337059B1 (en) | Absorbent compositions for the removal of acid gases from gas streams | |
| CA1214316A (en) | Removal of co.sub.2 and h.sub.2s from natural gases | |
| US9155990B2 (en) | Method and plant for amine emission control | |
| JP3091759B2 (ja) | ガスからｃｏ▲下２▼および場合によってｈ▲下２▼ｓを除去する方法 | |
| JP5659229B2 (ja) | 硫黄回収プラントのテールガス処理方法 | |
| CA2819904C (en) | Method and absorbent composition for recovering a gaseous component from a gas stream | |
| EP0588175B1 (en) | Process for removing carbon dioxide from combustion gases | |
| US4044100A (en) | Separation of acidic gas constituents from gaseous mixtures containing the same | |
| US20060178259A1 (en) | Regeneration of acid gas-containing treatment fluids | |
| JPS59168093A (ja) | ガスからｃｏ↓２及び／又はｈ↓２ｓを除去する方法 | |
| NO153717B (no) | Fremgangsmaate for selektiv separering av hydrogensulfid fra karbondioksydholdige gassformede blandinger | |
| NO851263L (no) | Fremgangsmaate til aa fjerne co2 og/eller h2s fra gasser | |
| NO319325B1 (no) | Fremgangsmate for behandling av gass med ultramagert amin | |
| Liu et al. | Simulation and energy analysis of CO2 capture from CO2-EOR extraction gas using cryogenic fractionation | |
| SU1577685A3 (ru) | Способ очистки газа от двуокиси углерода в присутствии сероводорода | |
| US3653810A (en) | Process for a fine purification of hydrogen-containing gases | |
| GB1589231A (en) | Process for the removal of acidic gases | |
| WO2016072292A1 (ja) | Ｃｏ２回収装置およびｃｏ２回収方法 | |
| JP6811759B2 (ja) | Ｃｏ２回収装置およびｃｏ２回収方法 | |
| CA2839380C (en) | Method and device for obtaining gas products | |
| US5133949A (en) | Process and device for the removal of H2 S | |
| NO854681L (no) | Fremgangsmaate for selektiv fjernelse av h2o fra gassblandinger. | |
| NO159474B (no) | Fremgangsmaate til aa fjerne co2 og/eller h2s fra gasser inneholdende samme. | |
| CN103889547B (zh) | 在物理溶剂酸性气体吸收过程中减少甲酸盐基热稳定盐 |