RU2072886C1 - Method of removing carbon dioxide and/or sulfur dioxide from gas mixtures - Google Patents
Method of removing carbon dioxide and/or sulfur dioxide from gas mixtures Download PDFInfo
- Publication number
- RU2072886C1 RU2072886C1 SU925010761A SU5010761A RU2072886C1 RU 2072886 C1 RU2072886 C1 RU 2072886C1 SU 925010761 A SU925010761 A SU 925010761A SU 5010761 A SU5010761 A SU 5010761A RU 2072886 C1 RU2072886 C1 RU 2072886C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- promoter
- dimethylethanolamine
- solvent
- water
- formaldehyde
- Prior art date
Links
Classifications
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
- B01D53/14—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
- B01D53/1493—Selection of liquid materials for use as absorbents
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02C—CAPTURE, STORAGE, SEQUESTRATION OR DISPOSAL OF GREENHOUSE GASES [GHG]
- Y02C20/00—Capture or disposal of greenhouse gases
- Y02C20/40—Capture or disposal of greenhouse gases of CO2
Abstract
Description
Изобретение относится к способу удаления кислородных газов, таких как H2S и/или CO2 из газообразных смесей путем абсорбции.The invention relates to a method for removing oxygen gases, such as H 2 S and / or CO 2 from gaseous mixtures by absorption.
Удаление кислотных газов, таких как H2S и/или CO2, является известной проблемой в промышленности, которая еще не нашла обоснованного решения как с технической стороны, так и с точки зрения стоимости. Его возможны применения многочисленны, и главным, но не единственным примером является обработка синтетического газа, используемого при получении NH3. Содержание CO2 в смеси H2/N2 в этом случае может быть порядка 20% и его необходимо снизить до 100 500 ррм. Этот газ обычно не содержит H2N, но в любом случае спецификация для содержания H2N очень жесткая и составляет ≅ 1 ррм.The removal of acid gases, such as H 2 S and / or CO 2 , is a well-known problem in the industry, which has not yet found a sound solution both from the technical side and from the point of view of cost. Its possible applications are numerous, and the main, but not the only example is the treatment of synthetic gas used in the production of NH 3 . The content of CO 2 in the mixture of H 2 / N 2 in this case can be of the order of 20% and it must be reduced to 100 500 ppm. This gas usually does not contain H 2 N, but in any case, the specification for the content of H 2 N is very strict and amounts to ≅ 1 ppm.
В литературе известно использование способов химической абсорбции. Эти способы могут быть классифицированы согласно типу используемого растворителя и в основном могут быть разделены на два основных типа:
а) первый тип включает способы, в которых используются водные растворы первичных и вторичных аминов, таких как МЭА, ДЭА и дигликольамин;
б) второй тип включает способы, в которых используются водные растворы щелочных карбонатов, активированные небольшими концентрациями особых соединений (промоторов), таких как первичные и/или вторичные амины, бораты, аминокислоты и т.п. Они благоприятствуют кинетике реакции гидратации CO2 и, таким образом, ее абсорбции растворителем.In the literature, the use of chemical absorption methods is known. These methods can be classified according to the type of solvent used and can mainly be divided into two main types:
a) the first type includes methods that use aqueous solutions of primary and secondary amines, such as MEA, DEA and diglycolamine;
b) the second type includes methods that use aqueous solutions of alkaline carbonates activated with small concentrations of specific compounds (promoters), such as primary and / or secondary amines, borates, amino acids, etc. They favor the kinetics of the CO 2 hydration reaction and thus its absorption by the solvent.
Оба типа способа характеризуются по существу двумя значениями, главным образом капиталовложением и текущими расходами на единицу удаленного кислотного газа. Капиталовложение в основном пропорционально размеру колонны (включая подогреватель и конденсатор) и отсюда требуемому количеству растворителя. Текущие расходы в основном пропорциональны количеству тепла, необходимому для регенерации растворителя. Они также выше, чем больше растворителя расходуется, т.к. больше потребляется энергия для его перекачки. Растворители типа а) характеризуются большими рабочими расходами, чем растворители типа в), т.к. на стадии абсорбции они приводят к образованию карбамата. Обратная реакция, проводимая в регенерационной колонне, несомненно более эндотермична и отсюда стоимость выше, чем в случае образования бикарбоната для альтернативных растворителей типа в). Both types of method are characterized by essentially two values, mainly investment and operating costs per unit of acid gas removed. The investment is mainly proportional to the size of the column (including heater and condenser) and hence the required amount of solvent. Running costs are largely proportional to the amount of heat needed to regenerate the solvent. They are also higher as more solvent is consumed, as more energy is consumed to pump it. Solvents of type a) are characterized by higher operating costs than solvents of type c), because at the absorption stage, they lead to the formation of carbamate. The reverse reaction carried out in the regeneration column is undoubtedly more endothermic and hence the cost is higher than in the case of the formation of bicarbonate for alternative solvents of type c).
Оба типа способа характеризуются высокими капиталовложениями из-за растворителей, которые обычно используются при относительно низкой концентрации для предотвращения серьезной коррозии. Both types of process are characterized by high investment due to solvents, which are usually used at relatively low concentrations to prevent severe corrosion.
В настоящее время было обнаружено, что препятствия для способов, известных в литературе, могут быть преодолены, если в качестве растворителя использовать водный раствор диметилэтаноламина при достаточно высоких концентрациях, к которому добавлен подходящий промотор. It has now been discovered that the obstacles to methods known in the literature can be overcome by using an aqueous solution of dimethylethanolamine at sufficiently high concentrations as a solvent, to which a suitable promoter is added.
Способ согласно изобретению для удаления кислотных газов, таких как H2S и/или CO2, из газообразных смесей, которые их содержат, и включающий в основном абсорбцию кислотных газов растворителем и регенерацию использованного растворителя десорбированием, характеризуется тем, что используется растворитель, содержащий водную смесь диметилэтаноламина (ДМЭА), концентрация которого составляет от 30 до 70% по весу, предпочтительно от 35 до 55% и промотор, полученный по реакции формальдегида с одним или более полиалкиленполиаминами в количестве, не превышающем 30% по весу, предпочтительно от 3 од 10% от общего веса (т.е. от суммы воды, амина и промотора).The method according to the invention for removing acid gases, such as H 2 S and / or CO 2 , from the gaseous mixtures that contain them, and which mainly involves the absorption of acid gases by the solvent and the regeneration of the used solvent by desorption, is characterized in that an aqueous solvent is used a mixture of dimethylethanolamine (DMEA), the concentration of which is from 30 to 70% by weight, preferably from 35 to 55%, and the promoter obtained by the reaction of formaldehyde with one or more polyalkylene polyamines in an amount not Witzlaus 30% by weight, preferably from 3 od 10% of the total weight (i.e. the amount of water, and amine promoter).
Реакция получения промотора проводится предпочтительно при мольном отношении формальдегид/полиалкиленполиамин, равном от 1/10 до 1/1. The reaction for the preparation of the promoter is preferably carried out with a molar ratio of formaldehyde / polyalkylene polyamine equal to from 1/10 to 1/1.
Реакция может проводиться, например, путем реагирования полиалкиленполиамина или полиалкиленполиаминов в течение 1 ч с формальдегидом, который используется в виде приблизительно 35 вес.-ного водного раствора при вышеуказанном моллярном отношении, при температуре, которая вначале устанавливается около 100oC и затем поступательно увеличивается до температуры кипения используемых полиалкиленполиамина или полиалкиленполиаминов.The reaction can be carried out, for example, by reacting polyalkylene polyamine or polyalkylene polyamines with formaldehyde, which is used as an approximately 35 weight% aqueous solution at the aforementioned molar ratio, at a temperature that is initially set at about 100 ° C and then progressively increases to boiling points of the polyalkylene polyamine or polyalkylene polyamines used.
Выбранные полиалкиленполиамины представляют собой предпочтительно диэтилентриамин и/или триэтилентетраамин и/или тетраэтиленпентаамин. Могут также использоваться аналогичные пропиленполиамины. The selected polyalkylene polyamines are preferably diethylene triamine and / or triethylene tetraamine and / or tetraethylene pentamine. Similar propylene polyamines may also be used.
Продукт реакции формальдегида и полиалкиленполиамина может термически легко регенерироваться, и тем самым преодолеваются определенные трудности, встречающиеся при прямом использовании в качестве промотора полиалкиленполиамина как такового, например, тетраэтиленпентаамина или тетрапропиленпентаамина (VS 4112050/VS 4217237). Эта выгода не исчезает ни при уменьшении абсорбционной способности раствора, ни при уменьшении его действительной абсорбционной кинетики. The reaction product of formaldehyde and polyalkylene polyamine can be thermally easily regenerated, and this overcomes certain difficulties encountered when directly using polyalkylene polyamine as a promoter, such as tetraethylene pentamine or tetrapropylene pentamine (VS 4112050 / VS 4217237). This benefit does not disappear either with a decrease in the absorption capacity of the solution, or with a decrease in its actual absorption kinetics.
Схема выполнения способа согласно изобретению описывается ниже посредством примера, не ограничивающего его, со ссылками на чертеж. A flow diagram of the method according to the invention is described below by way of non-limiting example, with reference to the drawing.
Газ, который подвергается обработке, подается по линии 1 в абсорбер 2, к которому подается абсорбционный раствор, через несколько тарелок, расположенных ниже его вершин, по линии 3. Обработанный газ, имеющий очень низкое содержание H2S (≅ 1 ррм) и CO2 (≅ 100 ррм), удаляется через верхнюю часть через линию 4.The gas to be processed is fed through line 1 to the absorber 2, to which the absorption solution is supplied, through several plates located below its tops, via line 3. Processed gas having a very low content of H 2 S (≅ 1 ppm) and CO 2 (≅ 100 ppm), is removed through the top through line 4.
Используемый раствор 6 выгружается через нижнюю часть и подается в регенерационную колонну 12 после снижения давления и предварительного нагрева в 11. The used solution 6 is discharged through the lower part and fed to the regeneration column 12 after reducing the pressure and preheating at 11.
Для того, чтобы удалить любые небольшие количества амина, присутствующего в газе, подводят водяной пар к верхней части колонны через линию 5. Это может быть свежая вода или содержащая водорастворимые высококипящие кислотные соединения (органические или неорганические), имеющие такую кислотность, чтобы реагировать с основным соединением, таким, как диметилэтаноламин, без образования особенно стабильного соединения обедненной воды, растворимость которого затрудняет и удорожает регенерацию. Малоновая, янтарная, щавелевая, глутаровая, тетраборная и гликолевая кислоты являются примерами таких соединений, но не ограничиваются ими. In order to remove any small amounts of amine present in the gas, water vapor is brought to the top of the column through line 5. It can be fresh water or containing water-soluble high-boiling acid compounds (organic or inorganic) having such acidity as to react with the main a compound, such as dimethylethanolamine, without the formation of a particularly stable depleted water compound, the solubility of which complicates and increases the cost of regeneration. Malonic, succinic, oxalic, glutaric, tetraboric and glycolic acids are examples of such compounds, but are not limited to.
Чистая вода (составляется баланс между газообразным паром, выходящим и входящим в цикл, т.е. [4 + 9] [1]) подается из линии 28. Если требуется, то подкисленная вода подается из линии 27. Pure water (a balance is drawn between the gaseous vapor leaving and entering the cycle, ie [4 + 9] [1]) is supplied from line 28. If required, acidified water is supplied from line 27.
Если используется только чистая вода, то не требуется вытяжная тарелка в верхней секции абсорбера, и регенерационныйцикл для бокового пара 7, выгруженного с этой тарелки. Колоночное устройство является обычным устройством для абсорбера, включающим вододесорбционную секцию в верхней части колонны. If only pure water is used, then an exhaust plate is not required in the upper section of the absorber, and a regeneration cycle for the side steam 7 discharged from this plate. A column device is a conventional absorber device including a water desorption section at the top of the column.
Если используется вода, подкисленная соответствующими добавками, то эти добавки и ДМЭА должны возвращаться с помощью регенерационной системы при низком давлении и нагревании (подогреватель 24), указанной схематически 15. Амин возвращается из ее верхней части (конденсатор 23, фазовый сепаратор 16) и рециркулируется в абсорбер через линии 20 и 3. Воднокислотный раствор 27 возвращается из ее нижней части и подается для повторного использования в верхнюю часть колонны 2. If water is used that is acidified with appropriate additives, then these additives and DMEA should be returned using a regeneration system at low pressure and heating (heater 24), indicated schematically 15. Amin returns from its upper part (condenser 23, phase separator 16) and is recycled to the absorber through lines 20 and 3. The aqueous acid solution 27 is returned from its lower part and is supplied for reuse in the upper part of the column 2.
Пар, выходящий из регенератора 12, охлаждают в 21 и разделяют в 8 на газообразный поток 9 (кислотные газы удалены) и жидкий поток 10 (флегма жидкой фазы). The steam leaving the regenerator 12 is cooled at 21 and separated at 8 into a gaseous stream 9 (acid gases removed) and a liquid stream 10 (reflux of the liquid phase).
Растворитель 14, выгруженный из подогревателя 13, рециркулируется насосом 26 в верхнюю часть абсорбера 2. Абсорбер может быть снабжен дополнительным промежуточным теплообменником 29, если необходим строгий температурный контроль. The solvent 14, discharged from the heater 13, is recycled by the pump 26 to the upper part of the absorber 2. The absorber can be equipped with an additional intermediate heat exchanger 29, if strict temperature control is required.
Ниже приведены примеры, включая сравнительные, для лучшей иллюстрации изобретения, но оно не ограничивается ими. The following are examples, including comparatives, to better illustrate the invention, but it is not limited to them.
Пример 1 (сравнительный). Операция проводится в колонне, содержащей 44 двухколпачковые тарелки диаметром 5,1 см и используется смесь, состоящая из 50/50 по весу ДМЭА/вода. Подаваемый газ (2N м3/ч) содержит 21,8% СO2 и подается при общем давлении 70 кг/см2. Поддерживается температура нижней части 70oC, а верхней 0oC, в обработанном газе остаточное содержание CO2 составляет 0,5 об. при потоке растворителя 4 кг/ч.Example 1 (comparative). The operation is carried out in a column containing 44 two-cap plates with a diameter of 5.1 cm and a mixture consisting of 50/50 by weight of DMEA / water is used. The feed gas (2N m 3 / h) contains 21.8% CO 2 and is supplied at a total pressure of 70 kg / cm 2 . The temperature of the lower part of 70 o C and the upper 0 o C, in the treated gas, the residual content of CO 2 is 0.5 vol. with a solvent stream of 4 kg / h.
Пример 2. Операции проводят в той же самой колонне с подаваемым газом, содержащим 22% CO2 и в основном при тех же температурах и давлении, но подаваемый растворитель содержит 46 вес. ДМЭА, 6 вес. продукта реакции формальдегида и тетраэтиленпентамина при молярном соотношении 1:2 и 48 вес. воды, при скорости подачи 4,1 кг/ч, в обработанном газе содержание CO2 составляет ≅ 100 ррм.Example 2. Operations are carried out in the same feed gas column containing 22% CO 2 and basically at the same temperatures and pressure, but the feed solvent contains 46 weight. DMEA, 6 wt. the reaction product of formaldehyde and tetraethylene pentamine in a molar ratio of 1: 2 and 48 weight. water, at a feed rate of 4.1 kg / h, the CO 2 content in the treated gas is ≅ 100 ppm.
Использование указанного промотора позволяет значительно улучшить спецификацию (приблизительно в 50 раз), которая является удовлетворительной, в то время, как используются в основном равные количества растворителя в обоих случаях. The use of this promoter can significantly improve the specification (approximately 50 times), which is satisfactory, while basically equal amounts of solvent are used in both cases.
Пример 3 (сравнительный). Способ осуществляется в той же самой колонне, с той же самой загрузкой и в тех же самых условиях, как в примере 1, с той лишь разницей, что растворитель представляет собой раствор ДМЭА при 37 вес. в воде. Example 3 (comparative). The method is carried out in the same column, with the same load and under the same conditions as in example 1, with the only difference being that the solvent is a DMEA solution at 37 weight. in water.
В обработанном газе содержание остаточного CO2 составляет 0,6 об. при потоке растворителя 5,7 кг/г.In the treated gas, the residual CO 2 content is 0.6 vol. with a solvent stream of 5.7 kg / g.
Пример 4. Способ осуществляется в той же самой колонне, с той же самой загрузкой и в тех же условиях, что в примере 3, с той лишь разницей, что поток растворителя состоит из 35 вес. ДМЭА, 3 вес. продукта реакции между формальдегидом и триэтилентетрамином при мольном соотношении 1:3, в воде. Example 4. The method is carried out in the same column, with the same load and under the same conditions as in example 3, with the only difference being that the solvent stream consists of 35 weight. DMEA, 3 weight. the reaction product between formaldehyde and triethylenetetramine in a molar ratio of 1: 3 in water.
При работе с тем же потоком растворителя, что и в примере 3 обработанный газ имел содержание остаточного CO2 не менее, чем 100 ppm по объему.When working with the same solvent stream as in Example 3, the treated gas had a residual CO 2 content of not less than 100 ppm by volume.
Пример 5 (сравнительный). Способ осуществляется в той же самой колонне, с той же загрузкой и в тех же условиях, что и в примере 1, с той лишь разницей, что поток растворителя представляет собой раствор ДМЭА при 58 вес. в воде. Example 5 (comparative). The method is carried out in the same column, with the same load and under the same conditions as in example 1, with the only difference being that the solvent stream is a DMEA solution at 58 weight. in water.
В обработанном газе содержание остаточного CO2 составляет 0,6 об. для потока растворителя 3,2 кг/ч.In the treated gas, the residual CO 2 content is 0.6 vol. for a solvent stream of 3.2 kg / h.
Пример 6. Способ осуществляют в той же самой колонне, с той же загрузкой и в тех же условиях, что и в примере 5, с той лишь разницей, что поток растворителя состоит из 55 вес. ДМЭА, 3 вес. продукта реакции между формальдегидом и диэтилентриамином при молярном соотношении 1:1, в воде. Example 6. The method is carried out in the same column, with the same load and under the same conditions as in example 5, with the only difference being that the solvent stream consists of 55 weight. DMEA, 3 weight. the reaction product between formaldehyde and diethylene triamine in a 1: 1 molar ratio in water.
При работе с тем же потоком растворителя, что и в примере 5, обработанный газ имел содержание остаточного CO2 менее, чем 100 ppm по объему.When working with the same solvent stream as in Example 5, the treated gas had a residual CO 2 content of less than 100 ppm by volume.
Пример 7 (сравнительный). Способ осуществляют в той же колонне и при тех же условиях, что и в примере 1, с той лишь разницей, что подавляемый газ (2N м3/ч) содержит 21,8% CO2 и 3% H2S и имеет общее давление 70 кг/см2, а поток растворителя представляет собой раствор ДМЭА при 50 вес. в воде.Example 7 (comparative). The method is carried out in the same column and under the same conditions as in example 1, with the only difference being that the suppressed gas (2N m 3 / h) contains 21.8% CO 2 and 3% H 2 S and has a total pressure 70 kg / cm 2 and the solvent stream is a DMEA solution at 50 weight. in water.
В обработанном газе содержание остаточного CO2 составляет 0,5 об. содержание остаточного H2S составляет 20 ppm, для потока растворителя 4,55 кг/ч.In the treated gas, the residual CO 2 content is 0.5 vol. the residual content of H 2 S is 20 ppm, for a solvent stream of 4.55 kg / h
Пример 8. Способ осуществляют в той же колонне, с той же загрузкой и в тех же условиях, что и в примере 7, с той лишь разницей, что поток растворителя состоит из 43 вес. ДМЭА, 10 вес. продукта реакции между формальдегидом и тетраэтиленпентаамином при молярном соотношении 1:2, в воде. Example 8. The method is carried out in the same column, with the same load and under the same conditions as in example 7, with the only difference being that the solvent stream consists of 43 weight. DMEA, 10 weight. the reaction product between formaldehyde and tetraethylene pentamine in a molar ratio of 1: 2 in water.
При работе с тем же самым потоком растворителя, что и в примере 7, в обработанном газе содержание остаточного CO2 составляет менее, чем 100 ppm по объему, а содержание остаточного H2S составляет менее, чем 1 ppm по объему.When working with the same solvent stream as in Example 7, in the treated gas, the residual CO 2 content is less than 100 ppm by volume and the residual H 2 S content is less than 1 ppm by volume.
Claims (2)
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| ITMI910170A IT1244686B (en) | 1991-01-24 | 1991-01-24 | PROCESS FOR THE PUSH REMOVAL OF ACID GASES FROM GASEOUS MIXTURES |
| ITMI91A000170 | 1991-01-24 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2072886C1 true RU2072886C1 (en) | 1997-02-10 |
Family
ID=11358247
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| SU925010761A RU2072886C1 (en) | 1991-01-24 | 1992-01-23 | Method of removing carbon dioxide and/or sulfur dioxide from gas mixtures |
Country Status (7)
| Country | Link |
|---|---|
| JP (1) | JPH04310213A (en) |
| CN (1) | CN1033426C (en) |
| DE (1) | DE4201921C2 (en) |
| GB (1) | GB2252307B (en) |
| IT (1) | IT1244686B (en) |
| NO (2) | NO920279L (en) |
| RU (1) | RU2072886C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7425314B2 (en) | 2002-11-28 | 2008-09-16 | Shell Oil Company | Process for removing sulphur compounds including hydrogen sulphide and mercaptans from gas streams |
Families Citing this family (18)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| DE102004011428A1 (en) * | 2004-03-09 | 2005-09-29 | Basf Ag | Process for removing carbon dioxide from flue gases |
| EP1899043A4 (en) * | 2005-07-05 | 2011-03-23 | Greensols Australia Pty Ltd | Preparation and use of cationic halides, sequestration of carbon dioxide |
| DE102005050385A1 (en) | 2005-10-20 | 2007-04-26 | Basf Ag | Absorbent and method for removing carbon dioxide from gas streams |
| PE20071048A1 (en) | 2005-12-12 | 2007-10-18 | Basf Ag | PROCESS FOR THE RECOVERY OF CARBON DIOXIDE |
| DK2026896T3 (en) | 2006-05-18 | 2016-11-28 | Basf Se | KULDIOXIDABSORPTIONSMIDDEL WITH REDUCED Regeneration ENERGY NEEDS |
| ATE519535T1 (en) | 2006-06-13 | 2011-08-15 | Basf Se | REMOVAL OF CARBON DIOXIDE FROM FUMES |
| CA2703998C (en) | 2007-11-15 | 2016-07-05 | Basf Se | Method for removing carbon dioxide from fluid flows, in particular combustion exhaust gases |
| JP4922326B2 (en) * | 2009-02-20 | 2012-04-25 | 株式会社東芝 | Carbon dioxide absorbent and carbon dioxide recovery method |
| US8007570B2 (en) * | 2009-03-11 | 2011-08-30 | General Electric Company | Systems, methods, and apparatus for capturing CO2 using a solvent |
| US20120216678A1 (en) * | 2009-08-11 | 2012-08-30 | Frank Haiko Geuzebroek | Absorbent composition and process for removing co2 and/or h2s from a gas comprising co2 and/or h2s |
| US8211213B2 (en) * | 2009-12-07 | 2012-07-03 | Uop Llc | Maintaining lowered CO in a CO2 product stream in a process for treating synthesis gas |
| JP5646892B2 (en) * | 2010-07-01 | 2014-12-24 | 旭化成株式会社 | Carbon dioxide absorbent and method for separating carbon dioxide using the same |
| CN104667714A (en) * | 2013-12-03 | 2015-06-03 | 中国科学院过程工程研究所 | Device and method for deep removal of acid gas in industrial mixed gas |
| CN104629700B (en) * | 2015-02-03 | 2018-05-01 | 成都理工大学 | A kind of sulfur elimination for being used to produce water oil well and water-producing gas well |
| CN105413397A (en) * | 2015-10-21 | 2016-03-23 | 中石化节能环保工程科技有限公司 | Compound absorbent for removing CO2 from tail gas |
| EA036135B1 (en) * | 2015-12-09 | 2020-10-02 | Басф Се | Process for treating hydrocarbonaceous fluid stream and plant for conducting the same |
| US11434433B2 (en) | 2016-11-22 | 2022-09-06 | Kuraray Co., Ltd. | Composition for removal of sulfur-containing compound |
| EA039258B1 (en) * | 2017-06-21 | 2021-12-23 | Курарей Ко., Лтд. | Composition for removal of sulfur-containing compound |
Family Cites Families (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| AU506199B2 (en) * | 1975-06-26 | 1979-12-20 | Exxon Research And Engineering Company | Absorbtion of co2 from gaseous feeds |
| US4217237A (en) * | 1975-06-26 | 1980-08-12 | Exxon Research & Engineering Co. | Process for removing carbon dioxide containing acidic gases from gaseous mixtures using a basic salt activated with a hindered amine |
| US4347227A (en) * | 1981-03-11 | 1982-08-31 | Union Oil Company Of California | Process for removing SOx and NOx compounds from gas streams |
| US4814104A (en) * | 1987-02-05 | 1989-03-21 | Uop | Tertiary alkanolamine absorbent containing an ethyleneamine promoter and its method of use |
-
1991
- 1991-01-24 IT ITMI910170A patent/IT1244686B/en active IP Right Grant
-
1992
- 1992-01-21 GB GB9201236A patent/GB2252307B/en not_active Expired - Fee Related
- 1992-01-22 NO NO92920279A patent/NO920279L/en unknown
- 1992-01-22 NO NO920280A patent/NO178690C/en unknown
- 1992-01-23 RU SU925010761A patent/RU2072886C1/en active
- 1992-01-24 CN CN92100440A patent/CN1033426C/en not_active Expired - Fee Related
- 1992-01-24 JP JP4034071A patent/JPH04310213A/en not_active Withdrawn
- 1992-01-24 DE DE4201921A patent/DE4201921C2/en not_active Expired - Fee Related
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Патент ФРГ N 2551717, кл. B 01 D 53/14, 1986. * |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7425314B2 (en) | 2002-11-28 | 2008-09-16 | Shell Oil Company | Process for removing sulphur compounds including hydrogen sulphide and mercaptans from gas streams |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| NO178690C (en) | 1996-05-15 |
| ITMI910170A0 (en) | 1991-01-24 |
| GB9201236D0 (en) | 1992-03-11 |
| IT1244686B (en) | 1994-08-08 |
| GB2252307B (en) | 1994-11-02 |
| ITMI910170A1 (en) | 1992-07-24 |
| NO178690B (en) | 1996-02-05 |
| NO920279L (en) | 1992-07-27 |
| GB2252307A (en) | 1992-08-05 |
| CN1033426C (en) | 1996-12-04 |
| DE4201921A1 (en) | 1992-07-30 |
| JPH04310213A (en) | 1992-11-02 |
| NO920280L (en) | 1992-07-27 |
| NO920279D0 (en) | 1992-01-22 |
| NO920280D0 (en) | 1992-01-22 |
| CN1063424A (en) | 1992-08-12 |
| DE4201921C2 (en) | 1996-11-14 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2072886C1 (en) | Method of removing carbon dioxide and/or sulfur dioxide from gas mixtures | |
| AU2007339756B2 (en) | Process for the recovery of carbon dioxide from a gas stream | |
| EP0368423B1 (en) | Removal and recovery of sulphur dioxide from gas streams | |
| JP4744137B2 (en) | Method for collecting carbon dioxide contained in flue gas | |
| US4217236A (en) | Process and composition for removing carbon dioxide containing acidic gases from gaseous mixtures | |
| JPH048089B2 (en) | ||
| JPH0464359B2 (en) | ||
| JP2012530597A (en) | Removal of acid gas using absorbent containing stripping aid | |
| MXPA06001697A (en) | Low energy so2. | |
| US4406867A (en) | Process for the purification of non-reacting gases | |
| EP0134948A2 (en) | Absorbent formulation for enhanced removal of acid gases from gas mixtures and processes using same | |
| US4405586A (en) | N-Secondary butyl glycine promoted acid gas scrubbing process | |
| RU2733774C1 (en) | Method of extracting carbon dioxide from flue gases and device for realizing said method | |
| EP0013151A1 (en) | Process for maintaining the performance of aqueous hindered amine scrubbing liquid in acid gas scrubbing | |
| JPH11267442A (en) | Removing method of carbon dioxide in gas | |
| JP5989916B2 (en) | Improving the rate of CO2 absorption in aqueous potassium carbonate with ammonia-based catalysts | |
| US5489421A (en) | Process for preparing hydroxylamine from NOx -containing flue gases | |
| RU2087181C1 (en) | Method of removing acidic gases such as hydrogen sulfide and/or carbon dioxide | |
| CA1091429A (en) | Process for removing carbon dioxide containing acidic gases from gaseous mixtures | |
| EP0080817B1 (en) | A process for removing acid gases using a basic salt activated with a non-sterically hindered diamino compound | |
| EP0125358B1 (en) | A non-sterically hindered - sterically hindered amino co-promoted acid gas scrubbing solution and a process for using same | |
| SU1477454A1 (en) | Method of removing carbon dioxide from gas | |
| JPH04247217A (en) | Method and cleaning solution for desulfurization of gas mixture containing h2, s, cos and co2 | |
| JPH0373323B2 (en) | ||
| KR102313912B1 (en) | Regeneration method of acid gas absorbent using modified zeolite catalyst |