RU2014125847A - METHOD FOR SEPARATION OF GASES ON MARINE STRUCTURES - Google Patents

METHOD FOR SEPARATION OF GASES ON MARINE STRUCTURES Download PDF

Info

Publication number
RU2014125847A
RU2014125847A RU2014125847A RU2014125847A RU2014125847A RU 2014125847 A RU2014125847 A RU 2014125847A RU 2014125847 A RU2014125847 A RU 2014125847A RU 2014125847 A RU2014125847 A RU 2014125847A RU 2014125847 A RU2014125847 A RU 2014125847A
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
installation
extraction
offshore platform
oil fluid
gas
Prior art date
Application number
RU2014125847A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Мишель ДААЖ
Ричард А. ДАВИ
Роберт Б. ФЕДИЧ
Томас Ф. ПАРКЕРТОН
Майкл СИСКИН
Original Assignee
ЭкссонМобил Рисерч энд Энджиниринг Компани
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by ЭкссонМобил Рисерч энд Энджиниринг Компани filed Critical ЭкссонМобил Рисерч энд Энджиниринг Компани
Publication of RU2014125847A publication Critical patent/RU2014125847A/en

Links

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L3/00—Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
    • C10L3/06—Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by C10G, C10K3/02 or C10K3/04
    • C10L3/10—Working-up natural gas or synthetic natural gas
    • C10L3/101—Removal of contaminants
    • C10L3/102—Removal of contaminants of acid contaminants
    • C10L3/103—Sulfur containing contaminants
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/14—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
    • B01D53/1456—Removing acid components
    • B01D53/1468—Removing hydrogen sulfide
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/14—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
    • B01D53/1493—Selection of liquid materials for use as absorbents
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2252/00—Absorbents, i.e. solvents and liquid materials for gas absorption
    • B01D2252/20—Organic absorbents
    • B01D2252/202—Alcohols or their derivatives
    • B01D2252/2023—Glycols, diols or their derivatives
    • B01D2252/2025—Ethers or esters of alkylene glycols, e.g. ethylene or propylene carbonate
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2252/00—Absorbents, i.e. solvents and liquid materials for gas absorption
    • B01D2252/20—Organic absorbents
    • B01D2252/204—Amines
    • B01D2252/20405—Monoamines
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2252/00—Absorbents, i.e. solvents and liquid materials for gas absorption
    • B01D2252/20—Organic absorbents
    • B01D2252/204—Amines
    • B01D2252/2041—Diamines
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2252/00—Absorbents, i.e. solvents and liquid materials for gas absorption
    • B01D2252/20—Organic absorbents
    • B01D2252/204—Amines
    • B01D2252/20426—Secondary amines
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2252/00—Absorbents, i.e. solvents and liquid materials for gas absorption
    • B01D2252/20—Organic absorbents
    • B01D2252/204—Amines
    • B01D2252/20478—Alkanolamines
    • B01D2252/20484—Alkanolamines with one hydroxyl group
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2252/00—Absorbents, i.e. solvents and liquid materials for gas absorption
    • B01D2252/50—Combinations of absorbents
    • B01D2252/502—Combinations of absorbents having two or more functionalities in the same molecule other than alkanolamine
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2256/00—Main component in the product gas stream after treatment
    • B01D2256/24—Hydrocarbons
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2257/00—Components to be removed
    • B01D2257/30—Sulfur compounds
    • B01D2257/304—Hydrogen sulfide
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2257/00—Components to be removed
    • B01D2257/50—Carbon oxides
    • B01D2257/504—Carbon dioxide
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2259/00—Type of treatment
    • B01D2259/45—Gas separation or purification devices adapted for specific applications
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/14—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
    • B01D53/1456—Removing acid components
    • B01D53/1462—Removing mixtures of hydrogen sulfide and carbon dioxide

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Analytical Chemistry (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Gas Separation By Absorption (AREA)

Abstract

1. Установка для добычи нефтяной текучей среды на морской платформе, включающая блок циклической очистки природного газа посредством поглощения амином, для отделения кислых газов от добытого нефтяного газа; указанный блок содержит абсорбционную колонну и регенерационную колонну, через которые циркулирует водный раствор аминового поглотителя, с целью поглощения кислых газов из газа в абсорбционной колонне и десорбции кислых газов в регенерационной колонне, чтобы получить поток очищенного газа и по меньшей мере один поток кислого газа, удаленного из газа; водный раствор аминового поглотителя включает водный раствор в сильной степени пространственно-затрудненного аминоэфира формулы:R-NH-[CH-O-]-CH-Yгде Rпредставляет собой вторичную или третичную алкильную группу из 2-8 атомов углерода, Y представляет собой Н или алкильную группу из 1-6 атомов углерода, и х является положительным целым числом от 3 до 6.2. Установка для добычи нефтяной текучей среды на морской платформе по п. 1, где Rпредставляет собой разветвленную вторичную или третичную алкильную группу из 3-8 атомов углерода.3. Установка для добычи нефтяной текучей среды на морской платформе по п. 2, где Rпредставляет собой третичный бутил.4. Установка для добычи нефтяной текучей среды на морской платформе по п. 1, где x равно 3.5. Установка для добычи нефтяной текучей среды на морской платформе по п. 1, где Y представляет собой Н.6. Установка для добычи нефтяной текучей среды на морской платформе по п. 5, где аминоэфир представляет собой этоксиэтоксиэтанол-трет-бутиламин.7. Установка для добычи нефтяной текучей среды на морской платформе по п. 1, где Y представляет собой метил.8. Установка для добычи нефтяной текучей среды на мор1. Installation for the extraction of oil fluid on an offshore platform, comprising a unit for cyclic purification of natural gas by absorption with an amine, for separating acid gases from produced oil gas; said unit comprises an absorption column and a regeneration column through which an aqueous solution of an amine scavenger circulates, in order to absorb acid gases from the gas in the absorption column and to desorb acid gases in the regeneration column to obtain a purified gas stream and at least one acid gas stream removed from gas; an aqueous solution of an amine scavenger includes an aqueous solution of a strongly spatially-hindered amino ester of the formula: R-NH- [CH-O -] - CH-Y where R is a secondary or tertiary alkyl group of 2-8 carbon atoms, Y represents H or alkyl a group of 1-6 carbon atoms, and x is a positive integer from 3 to 6.2. Installation for the extraction of oil fluid on the offshore platform according to claim 1, where R represents a branched secondary or tertiary alkyl group of 3-8 carbon atoms. 3. Installation for the extraction of oil fluid on the offshore platform according to claim 2, where R is tertiary butyl. 4. Installation for the extraction of oil fluid on the offshore platform according to claim 1, where x is equal to 3.5. Installation for the extraction of oil fluid on the offshore platform according to claim 1, where Y represents H.6. The offshore oil production rig of claim 5, wherein the amino ester is ethoxyethoxyethanol-tert-butylamine. 7. The offshore oil production rig of claim 1, wherein Y is methyl. Installation for the extraction of oil fluid at sea

Claims (15)

1. Установка для добычи нефтяной текучей среды на морской платформе, включающая блок циклической очистки природного газа посредством поглощения амином, для отделения кислых газов от добытого нефтяного газа; указанный блок содержит абсорбционную колонну и регенерационную колонну, через которые циркулирует водный раствор аминового поглотителя, с целью поглощения кислых газов из газа в абсорбционной колонне и десорбции кислых газов в регенерационной колонне, чтобы получить поток очищенного газа и по меньшей мере один поток кислого газа, удаленного из газа; водный раствор аминового поглотителя включает водный раствор в сильной степени пространственно-затрудненного аминоэфира формулы:1. Installation for the extraction of oil fluid on an offshore platform, comprising a unit for cyclic purification of natural gas by absorption with an amine, for separating acid gases from produced oil gas; said unit comprises an absorption column and a regeneration column through which an aqueous solution of an amine scavenger circulates, in order to absorb acid gases from the gas in the absorption column and to desorb acid gases in the regeneration column to obtain a purified gas stream and at least one acid gas stream removed from gas; An aqueous solution of an amine scavenger includes an aqueous solution of a highly spatially hindered amino ester of the formula: R1-NH-[C2H4-O-](x-1)-C2H4-YR 1 -NH- [C 2 H 4 -O-] (x-1) -C 2 H 4 -Y где R1 представляет собой вторичную или третичную алкильную группу из 2-8 атомов углерода, Y представляет собой Н или алкильную группу из 1-6 атомов углерода, и х является положительным целым числом от 3 до 6.where R 1 represents a secondary or tertiary alkyl group of 2-8 carbon atoms, Y represents H or an alkyl group of 1-6 carbon atoms, and x is a positive integer from 3 to 6. 2. Установка для добычи нефтяной текучей среды на морской платформе по п. 1, где R1 представляет собой разветвленную вторичную или третичную алкильную группу из 3-8 атомов углерода.2. Installation for the extraction of oil fluid on the offshore platform according to claim 1, where R 1 represents a branched secondary or tertiary alkyl group of 3-8 carbon atoms. 3. Установка для добычи нефтяной текучей среды на морской платформе по п. 2, где R1 представляет собой третичный бутил.3. Installation for the extraction of oil fluid on the offshore platform according to claim 2, where R 1 represents tertiary butyl. 4. Установка для добычи нефтяной текучей среды на морской платформе по п. 1, где x равно 3.4. Installation for the extraction of oil fluid on the offshore platform under item 1, where x is equal to 3. 5. Установка для добычи нефтяной текучей среды на морской платформе по п. 1, где Y представляет собой Н.5. Installation for the extraction of oil fluid on the offshore platform according to claim 1, where Y represents N. 6. Установка для добычи нефтяной текучей среды на морской платформе по п. 5, где аминоэфир представляет собой этоксиэтоксиэтанол-трет-бутиламин.6. Installation for the extraction of oil fluid on the offshore platform according to claim 5, where the amino ester is ethoxyethoxyethanol-tert-butylamine. 7. Установка для добычи нефтяной текучей среды на морской платформе по п. 1, где Y представляет собой метил.7. Installation for the extraction of oil fluid on the offshore platform according to claim 1, where Y represents methyl. 8. Установка для добычи нефтяной текучей среды на морской платформе по п. 1, где аминоэфир представляет собой метоксиэтоксиэтоксиэтанол-трет-бутиламин.8. Installation for the extraction of oil fluid on the offshore platform according to claim 1, where the amino ester is methoxyethoxyethoxyethanol-tert-butylamine. 9. Установка для добычи нефтяной текучей среды на морской платформе по п. 1, где раствор поглотителя дополнительно содержит диаминоэфир формулы:9. Installation for the extraction of oil fluid on the offshore platform according to claim 1, where the solution of the absorber additionally contains a diamino ether of the formula: R1-NH-[C2H4-O-](x-1)-C2H4-NHR2 R 1 -NH- [C 2 H 4 -O-] (x-1) -C 2 H 4 -NHR 2 где R1 и х являются такими, как определено в п. 1, a R2, который может быть таким же, как R1, или отличаться от него, представляет собой вторичную или третичную алкильную группу из 3-8 атомов углерода.where R 1 and x are as defined in paragraph 1, a R 2 , which may be the same as or different from R 1 , is a secondary or tertiary alkyl group of 3-8 carbon atoms. 10. Установка для добычи нефтяной текучей среды на морской платформе по п. 9, где раствор поглотителя дополнительно содержит бис-(трет-бутиламиноэтокси)этан.10. Installation for the extraction of oil fluid on the offshore platform according to claim 9, where the solution of the absorber additionally contains bis- (tert-butylaminoethoxy) ethane. 11. Установка для добычи нефтяной текучей среды на морской платформе по п. 10, в которой раствор поглотителя содержит метоксиэтоксиэтоксиэтанол-трет-бутиламин и бис-(трет-бутиламиноэтокси)этан.11. Installation for the extraction of oil fluid on the offshore platform according to p. 10, in which the solution of the absorber contains methoxyethoxyethoxyethanol-tert-butylamine and bis- (tert-butylaminoethoxy) ethane. 12. Способ селективного поглощения кислых компонентов, при нормальных условиях находящихся в газообразном состоянии, из смесей газообразных углеводородов, содержащих как кислый компонент, так и газообразные некислые компоненты; указанный способ осуществляют в блоке разделения газов, расположенном на установке для добычи нефтяной текучей среды на морской платформе, где в блоке циклической очистки природного газа посредством поглощения амином циркулирует водный раствор аминового поглотителя, с целью поглощения кислых газов из углеводородного газа в абсорбционной колонне и десорбции кислых газов в регенерационной колонне, чтобы получить поток очищенного углеводородного газа и по меньшей мере один поток кислого газа, удаленного из углеводородного газа; при этом водный раствор аминового поглотителя представляет собой водный раствор в сильной степени пространственно-затрудненного аминоэфира формулы:12. A method for the selective absorption of acidic components, under normal conditions in a gaseous state, from mixtures of gaseous hydrocarbons containing both an acidic component and gaseous non-acidic components; this method is carried out in a gas separation unit located on the installation for the extraction of oil fluid on an offshore platform, where an aqueous solution of an amine scavenger is circulated in the cyclic purification unit of natural gas by amine to absorb acid gases from a hydrocarbon gas in an absorption column and to remove acid gases in the recovery column to obtain a stream of purified hydrocarbon gas and at least one acid gas stream removed from the hydrocarbon gas; wherein the aqueous solution of the amine scavenger is an aqueous solution of a highly spatially-hindered amino ester of the formula: R1-NH-[C2H4-O-](x-1)-C2H4-YR 1 -NH- [C 2 H 4 -O-] (x-1) -C 2 H 4 -Y где R1, Y и x являются такими, как определено в любом из предшествующих пунктов.where R 1 , Y and x are as defined in any of the preceding paragraphs. 13. Способ по п. 12, в котором H2S селективно удаляют из потока добытого природного газа, содержащего H2S и CO2.13. The method of claim 12, wherein the H 2 S is selectively removed from the produced natural gas stream containing H 2 S and CO 2 . 14. Способ очистки потока природного газа, добытого на установке для добычи нефтяной текучей среды на морской платформе, включающий блок циклической очистки природного газа посредством поглощения амином, для отделения кислых газов от добытого природного газа; при этом блок включает абсорбционную колонну и регенерационную колонну, через которые циркулирует водный раствор аминового поглотителя с целью поглощения кислых газов из природного газа в абсорбционной колонне и десорбции кислых газов в регенерационной колонне, чтобы получить поток очищенного газа и по меньшей мере один поток кислого газа, удаленного из природного газа; и водный раствор аминового поглотителя представляет собой водный раствор в сильной степени пространственно-затрудненного аминоэфира формулы:14. A method for cleaning a stream of natural gas produced in an installation for producing oil fluid on an offshore platform, comprising: a cyclical unit for purifying natural gas by absorption with an amine, for separating acid gases from produced natural gas; wherein the unit includes an absorption column and a regeneration column through which an aqueous solution of an amine scavenger circulates to absorb acid gases from natural gas in the absorption column and to desorb acid gases in the regeneration column to obtain a purified gas stream and at least one acid gas stream, removed from natural gas; and the aqueous solution of the amine scavenger is an aqueous solution of a highly spatially-hindered amino ester of the formula: R1-NH-[C2H4-O-](x-1)-C2H4-OYR 1 -NH- [C 2 H 4 -O-] (x-1) -C 2 H 4 -OY где R1, Y и x являются такими, как определено в п. 1, и в сильной степени пространственно-затрудненного диаминоэфира формулы:where R 1 , Y and x are as defined in paragraph 1, and to a large extent the spatial-hindered diamino ether of the formula: R1-NH-[C2H4-O-](x-1)-C2H4-NHR2 R 1 -NH- [C 2 H 4 -O-] (x-1) -C 2 H 4 -NHR 2 где R1, Y и х являются такими, как определено в п. 1, а R2 является таким, как определено в любом из пп.1-12.where R 1 , Y and x are as defined in claim 1, and R 2 is as defined in any one of claims 1 to 12. 15. Способ по п. 14, в котором селективно поглощают H2S из природного газа. 15. The method according to p. 14, in which selectively absorb H 2 S from natural gas.
RU2014125847A 2011-12-02 2012-11-29 METHOD FOR SEPARATION OF GASES ON MARINE STRUCTURES RU2014125847A (en)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US201161566216P 2011-12-02 2011-12-02
US61/566,216 2011-12-02
PCT/US2012/066986 WO2013082242A1 (en) 2011-12-02 2012-11-29 Offshore gas separation process

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2014125847A true RU2014125847A (en) 2016-02-10

Family

ID=47430066

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2014125847A RU2014125847A (en) 2011-12-02 2012-11-29 METHOD FOR SEPARATION OF GASES ON MARINE STRUCTURES

Country Status (6)

Country Link
US (1) US20130142717A1 (en)
EP (1) EP2785437A1 (en)
CN (1) CN104080525A (en)
CA (1) CA2857632A1 (en)
RU (1) RU2014125847A (en)
WO (1) WO2013082242A1 (en)

Families Citing this family (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2013124336A2 (en) * 2012-02-23 2013-08-29 Fmc Kongsberg Subsea As Offshore processing method and system
US20130243676A1 (en) * 2012-03-14 2013-09-19 Exxonmobil Research And Engineering Company Amine treating process for acid gas separation using blends of amines and alkyloxyamines
SG11201600125TA (en) * 2013-07-29 2016-02-26 Exxonmobil Res & Eng Co Separation of hydrogen sulfide from natural gas
CA2924517C (en) * 2013-09-16 2019-08-20 Savannah River Nuclear Solutions, Llc Mass transfer apparatus and method for separation of gases
AU2014377721B2 (en) * 2014-01-20 2018-04-12 Ptt Public Company Limited A system and a process for enhancing efficiency of CO2 removal from natural gas stream
EP3034154B1 (en) 2014-12-19 2020-07-15 Haldor Topsøe A/S A method for removing hydrogen sulfide from natural gas
EP3624922B1 (en) 2017-05-15 2021-07-07 Basf Se Absorbent, process for producing it and process for selectively removing hydrogen sulfide using it
CN111440076A (en) * 2019-01-17 2020-07-24 中国石油天然气集团有限公司 Tert-butylamino triglycol type hindered amine and preparation method thereof

Family Cites Families (15)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
AU506199B2 (en) 1975-06-26 1979-12-20 Exxon Research And Engineering Company Absorbtion of co2 from gaseous feeds
US4405583A (en) 1982-01-18 1983-09-20 Exxon Research And Engineering Co. Process for selective removal of H2 S from mixtures containing H22 using di-severely sterically hindered secondary aminoethers
US4405581A (en) 1982-01-18 1983-09-20 Exxon Research And Engineering Co. Process for the selective removal of hydrogen sulfide from gaseous mixtures with severely sterically hindered secondary amino compounds
US4405585A (en) 1982-01-18 1983-09-20 Exxon Research And Engineering Co. Process for the selective removal of hydrogen sulfide from gaseous mixtures with severely sterically hindered secondary aminoether alcohols
US4471138A (en) 1982-01-18 1984-09-11 Exxon Research And Engineering Co. Severely sterically hindered secondary aminoether alcohols
US4618481A (en) 1985-08-30 1986-10-21 Exxon Research And Engineering Co. Absorbent composition containing a severely hindered amino compound and an amine salt and process for the absorption of H2 S using the same
US4892674A (en) 1987-10-13 1990-01-09 Exxon Research And Engineering Company Addition of severely-hindered amine salts and/or aminoacids to non-hindered amine solutions for the absorption of H2 S
US4894178A (en) 1987-10-13 1990-01-16 Exxon Research And Engineering Company Absorbent composition containing severely-hindered amine mixture for the absorption of H2 S
NO301458B1 (en) * 1993-12-27 1997-11-03 Norsk Hydro As Purification of natural gas
US8486183B2 (en) 2005-08-09 2013-07-16 Exxonmobil Research And Engineering Company Alkylamino alkyloxy (alcohol) monoalkyl ether for acid gas scrubbing process
CN101263216B (en) 2005-08-09 2012-09-05 埃克森美孚研究工程公司 Absorbent composition containing molecules with a hindered amine and a metal sulfonate, phosphonate or carboxylate structure for acid gas scrubbing process
FR2911516B1 (en) * 2007-01-19 2009-11-13 Total Sa PROCESS FOR PURIFYING A GASEOUS MIXTURE CONTAINING ACIDIC GASES
US20080210092A1 (en) * 2007-02-02 2008-09-04 Chevron U.S.A. Inc. Methods and apparatus for removing acid gases from a natural gas stream
MX2011002194A (en) * 2008-10-14 2011-03-29 Exxonmobil Upstream Res Co Removal of acid gases from a gas stream.
AU2011336995B2 (en) * 2010-12-01 2016-06-09 Huntsman Petrochemical Llc Sterically hindered amines and associated methods

Also Published As

Publication number Publication date
CA2857632A1 (en) 2013-06-06
EP2785437A1 (en) 2014-10-08
WO2013082242A1 (en) 2013-06-06
US20130142717A1 (en) 2013-06-06
CN104080525A (en) 2014-10-01

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2014125847A (en) METHOD FOR SEPARATION OF GASES ON MARINE STRUCTURES
AU2014260379B2 (en) Mixtures of physical absorption solvents and ionic liquids for gas separation
Sharma et al. A critical review of existing strategies for emission control in the monoethanolamine-based carbon capture process and some recommendations for improved strategies
MY161687A (en) Absorption medium and method for absorption of an acid gas from a gas mixture
US9421492B2 (en) Aminopyridine derivatives for removal of hydrogen sulfide from a gas mixture
PE20140727A1 (en) ABSORPTION MEDIA WITH AMINE CONTENT, PROCEDURE AND DEVICE FOR THE ABSORPTION OF ACID GASES FROM GASEOUS MIXTURES
PH12014502337A1 (en) Method for absorbing co2 from a gas mixture
RU2007110820A (en) COMBINED USE OF EXTERNAL AND INTERNAL SOLVENTS IN THE PROCESSING OF GASES CONTAINING LIGHT, MEDIUM AND HEAVY COMPONENTS
RU2011148142A (en) SELF-CONCENTRATING ABSORBENT FOR ACID GAS SEPARATION
WO2017143215A1 (en) Cold solvent gas treating system for selective h2s removal
CA2723931A1 (en) Gas purification system having provisions for co2 injection of wash water
WO2012033973A1 (en) Ionic liquids for removal of carbon dioxide
TW201129542A (en) Lower reactivity adsorbent and higher oxygenate capacity for removal of oxygenates from olefin streams
KR101955752B1 (en) Liquid for absorbing and collecting carbon dioxide in gas, and method for collecting carbon dioxide with use of same
EA201791690A1 (en) SEPARATION OF HYDROCARBONS USING REGENERATED MACROPOROUS CONTAINING ALKYLENE BRANCHES OF ADSORBENT
US9321004B2 (en) Mixtures of physical absorption solvents and ionic liquids for gas separation
EA201790462A1 (en) REMOVAL OF HYDROGEN AND CARBON DIOXIDE FROM A FLOWING MEDIUM
CN101676018A (en) Method for selectively removing COS from acid gas flow
US20210113956A1 (en) Enhanced Acid Gas Removal Within a Gas Processing System
US9321005B2 (en) Mixtures of physical absorption solvents and ionic liquids for gas separation
CN104174254A (en) Absorption liquid for selectively removing H2S in CO2-containing gas mixture
RU2513400C1 (en) Absorbent for removing h2s and co2 from gases
RU2014118600A (en) METHOD FOR REMOVING ORGANIC AMINES FROM HYDROCARBON FLOWS
RU2015128262A (en) SEPARATION OF IMPURITIES FROM A GAS FLOW CONTAINING A HYDROCARBON
KR101584565B1 (en) Acid Gas Removal System And Method

Legal Events

Date Code Title Description
FA92 Acknowledgement of application withdrawn (lack of supplementary materials submitted)

Effective date: 20170215