RU2087181C1 - Method of removing acidic gases such as hydrogen sulfide and/or carbon dioxide - Google Patents
Method of removing acidic gases such as hydrogen sulfide and/or carbon dioxide Download PDFInfo
- Publication number
- RU2087181C1 RU2087181C1 SU925010758A SU5010758A RU2087181C1 RU 2087181 C1 RU2087181 C1 RU 2087181C1 SU 925010758 A SU925010758 A SU 925010758A SU 5010758 A SU5010758 A SU 5010758A RU 2087181 C1 RU2087181 C1 RU 2087181C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- carbon dioxide
- hydrogen sulfide
- solvent
- gas
- dimethylethanolamine
- Prior art date
Links
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 34
- 239000007789 gas Substances 0.000 title claims abstract description 32
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 title claims abstract description 17
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 title claims abstract description 17
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 15
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 12
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 title claims abstract description 12
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 title 1
- UEEJHVSXFDXPFK-UHFFFAOYSA-N N-dimethylaminoethanol Chemical compound CN(C)CCO UEEJHVSXFDXPFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 14
- 229960002887 deanol Drugs 0.000 claims abstract description 14
- 239000012972 dimethylethanolamine Substances 0.000 claims abstract description 14
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims description 17
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims description 7
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 claims description 7
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 claims description 7
- 239000008246 gaseous mixture Substances 0.000 claims description 6
- 239000000203 mixture Substances 0.000 abstract description 9
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 abstract description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 3
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 26
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 9
- ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N diethanolamine Chemical compound OCCNCCO ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 6
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 2-Aminoethan-1-ol Chemical compound NCCO HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-M Bicarbonate Chemical class OC([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 239000006096 absorbing agent Substances 0.000 description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 3
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 3
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 3
- 150000004657 carbamic acid derivatives Chemical class 0.000 description 2
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 2
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 2
- 229910000851 Alloy steel Inorganic materials 0.000 description 1
- KXDHJXZQYSOELW-UHFFFAOYSA-M Carbamate Chemical compound NC([O-])=O KXDHJXZQYSOELW-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000012190 activator Substances 0.000 description 1
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 1
- 150000001408 amides Chemical class 0.000 description 1
- 150000001413 amino acids Chemical class 0.000 description 1
- 150000001642 boronic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000004649 carbonic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- 238000003795 desorption Methods 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-M hydrogensulfate Chemical compound OS([O-])(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 150000003951 lactams Chemical class 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 150000002894 organic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 229920000728 polyester Polymers 0.000 description 1
- 229920000151 polyglycol Polymers 0.000 description 1
- 239000010695 polyglycol Substances 0.000 description 1
- 150000003141 primary amines Chemical class 0.000 description 1
- 230000001172 regenerating effect Effects 0.000 description 1
- 150000003335 secondary amines Chemical class 0.000 description 1
- 231100000331 toxic Toxicity 0.000 description 1
- 230000002588 toxic effect Effects 0.000 description 1
Classifications
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
- B01D53/14—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
- B01D53/1493—Selection of liquid materials for use as absorbents
Abstract
Description
Изобретение относится к способу удаления кислотных газов, таких как сероводород или/и двуокись углерода из газообразной смеси путем абсорбции. The invention relates to a method for removing acid gases, such as hydrogen sulfide and / or carbon dioxide from a gaseous mixture by absorption.
Удаление сероводорода и/или двуокиси углерода является известной проблемой в промышленности, которая еще не нашла обоснованного экономического и эффективного решения. Его возможные применения многочисленны, главным, но не единственным примером является обработка природного газа. Двуокись углерода является инертным компонентом такого газа, который может быть удален из газа по существу вплоть до пределах, который налагается требуемой теплотворностью и индексом Wobbe. Начальная загрузка газа может содержать вплоть до нескольких десятков процентов (по объему) двуокиси углерода, после обработки его содержание составляет от 1 до 3%
Удаление сероводорода должно быть очень тщательным, чтобы гарантировать потребителю отсутствие в газе токсичных и агрессивных компонентов. Начальная загрузка может содержать вплоть до нескольких процентов (по объему) сероводорода, газ после обработки должен содержать не более чем 1 3 ppm сероводорода.The removal of hydrogen sulfide and / or carbon dioxide is a known problem in industry that has not yet found a sound economic and effective solution. Its possible applications are numerous, the main, but not the only example is the processing of natural gas. Carbon dioxide is an inert component of such a gas, which can be removed from the gas substantially up to the range imposed by the required calorific value and Wobbe index. The initial gas loading can contain up to several tens of percent (by volume) of carbon dioxide, after processing its content is from 1 to 3%
The removal of hydrogen sulfide must be very careful to guarantee the consumer the absence of toxic and aggressive components in the gas. The initial charge may contain up to several percent (by volume) of hydrogen sulfide, the gas after processing should contain no more than 1 3 ppm hydrogen sulfide.
Использование абсорбционных способов (физических или химических) хорошо известно в области удаления кислотных газов, таких как двуокись углерода и сероводород, из газообразных смесей. Для простоты описания способы известные в литературе, могут быть классифицированы согласно типу используемого растворителя. The use of absorption methods (physical or chemical) is well known in the field of removal of acid gases, such as carbon dioxide and hydrogen sulfide, from gaseous mixtures. For ease of description, methods known in the literature can be classified according to the type of solvent used.
а/ Органические соединения различных типов, таких как спирты, амиды, лактамы, полигликоли, полиэфиры и т.п. Эти типы растворителя используются в основном тогда, когда парциальное давление кислотного газа высокое. a) Organic compounds of various types, such as alcohols, amides, lactams, polyglycols, polyesters, etc. These types of solvent are mainly used when the partial pressure of acid gas is high.
b/ Водные растворы первичных и вторичных аминов, таких как МЭА или ДЭА. Этот тип растворителя используется тогда, когда парциальное давление кислотного газа низкое и должны удовлетворяться очень жесткие спецификации. b / Aqueous solutions of primary and secondary amines, such as MEA or DEA. This type of solvent is used when the partial pressure of acid gas is low and very stringent specifications must be met.
с/ Водные растворы щелочных карбонатов, возможно активированные веществами, такими как амины, бораты, аминокислоты и т.п. Этот тип растворителя обычно используется для удаления больших количеств кислотного газа при высоком парциальном давлении. Особенно интересные результаты могут быть получены, если также присутствуют активаторы. c / Aqueous solutions of alkaline carbonates, possibly activated with substances such as amines, borates, amino acids, etc. This type of solvent is commonly used to remove large amounts of acid gas at high partial pressures. Particularly interesting results can be obtained if activators are also present.
Промышленные процессы удаления кислотных газов путем абсорбции характеризуются в основном двумя значениями, определяемыми как капиталовложения и текущие расходы на единицу удаляемого кислотного газа. Капиталовложения в основном пропорциональны размеру абсорбционной и регенерационной колонн, включая подогреватель и конденсатор, и отсюда количеству растворителя, которое используется. Текущие расходы в основном пропорциональны количеству тепла, требуемому для регенерации растворителя. Они также выше, чем большее количество растворителя расходуется, т.к. большее количество энергии потребляется для его перекачки. Industrial processes for the removal of acid gases by absorption are characterized mainly by two values, defined as the investment and current costs per unit of acid gas removed. The investment is mainly proportional to the size of the absorption and regeneration columns, including the heater and condenser, and hence the amount of solvent that is used. Running costs are mainly proportional to the amount of heat required to recover the solvent. They are also higher as more solvent is consumed, as more energy is consumed to pump it.
Растворители типа а/ характеризуются низкими текущими расходами на единицу удаляемого кислотного газа, но также характеризуются высокими капиталовложениями в особенности при низком парциальном давлении, т.к. кислотная загрузка невысокая. Solvents of type a / are characterized by low operating costs per unit of acid gas to be removed, but are also characterized by high investment, especially at low partial pressure, because acid load is low.
Растворители типа b/ характеризуются высокими текущими расходами, т.к. на стадии абсорбции они приводят к образованию карбаматов в присутствии двуокиси углерода. Обратная реакция, проводимая в регенерационной колонне, несомненно эндотермична и отсюда стоимость выше. Type b / solvents are characterized by high running costs, as at the absorption stage, they lead to the formation of carbamates in the presence of carbon dioxide. The reverse reaction carried out in the regeneration column is undoubtedly endothermic and hence the cost is higher.
Растворители типа с/ характеризуются более низкими текущими расходами, чем типа b/, т.к. они приводят к образованию бикарбонатов, следовательно, требуется реакция разложения, которая менее эндотермична, и отсюда стоимость ниже, чем для карбаматов. Однако растворители типа с/ характеризуются относительно высоким капиталовложением, т.к. их вынуждены использовать в относительно низкой концентрации для предотвращения коррозионных явлений или альтернативно использовать материалы высокого качества, или легированную сталь, которые приводят к повышению текущих расходов. Можно также показать, что растворители типа b/ могут также приводить к тем же проблемам. Поэтому растворы моноэтаноламина (МЭА) диэтаноламина (ДЭА) используются как 15 25 вес. -ные, чтобы предотвратить серьезную коррозию из-за высокой концентрации соответствующего карбамата, следовательно, характеризуются более высокими капиталовложениями. Solvents of type c / are characterized by lower running costs than type b /, because they lead to the formation of bicarbonates, therefore, a decomposition reaction is required, which is less endothermic, and hence the cost is lower than for carbamates. However, solvents of type c / are characterized by a relatively high investment, since they are forced to use a relatively low concentration to prevent corrosion, or alternatively use high quality materials or alloy steel, which lead to increased operating costs. It can also be shown that solvents of type b / can also lead to the same problems. Therefore, solutions of monoethanolamine (MEA) diethanolamine (DEA) are used as 15 25 weight. to prevent serious corrosion due to the high concentration of the corresponding carbamate, therefore, are characterized by a higher investment.
Известен способ удаления кислотных газов, таких как сероводород и/или двуокись углерода, из газообразной смеси, включающий абсорбцию кислотных газов растворителем водной смесью, содержащей диметилэтаноламин, и последующую регенерацию использованного растворителя. A known method of removing acid gases, such as hydrogen sulfide and / or carbon dioxide, from a gaseous mixture, including the absorption of acid gases by a solvent in an aqueous mixture containing dimethylethanolamine, and subsequent regeneration of the used solvent.
Было обнаружено, что недостатки способов, известных в литературе, могут быть преодолены, если использовать в качестве растворителя водный раствор диметилэтаноламина соответствующей концентрации. It was found that the disadvantages of the methods known in the literature can be overcome by using an aqueous solution of dimethylethanolamine of the appropriate concentration as a solvent.
Настоящее изобретение предлагает способ для удаления кислотных газов, таких как серодовород и/или двуокись углерода, из газообразных смесей, включающий в основном абсорбцию кислотных газов растворителем и регенерацию использованного растворителя путем десорбции. Используемый растворитель представляет собой водную смесь диметилэтаноламина (ДМЭА) с концентрацией диметилэтаноламина от 410 до 70% по весу, предпочтительно от 40 до 55%
Это соединение приводит к образованию бикарбонатов или бисульфата, если присутствует сероводород, и дает возможность использовать высокие концентрации водного раствора без проблемы коррозии и подачи, даже при относительно низком парциальном давлении, двуокиси углерода.The present invention provides a method for removing acid gases, such as hydrogen sulfide and / or carbon dioxide, from gaseous mixtures, comprising mainly absorbing acid gases with a solvent and regenerating the used solvent by desorption. The solvent used is an aqueous mixture of dimethylethanolamine (DMEA) with a concentration of dimethylethanolamine from 410 to 70% by weight, preferably from 40 to 55%
This compound leads to the formation of bicarbonates or bisulfate, if hydrogen sulfide is present, and makes it possible to use high concentrations of an aqueous solution without the problem of corrosion and supply, even at a relatively low partial pressure of carbon dioxide.
Следует также отметить, что стоимость регенерации бикарбоната невысокая. It should also be noted that the cost of bicarbonate regeneration is low.
Способом изобретения можно очищать газообразные газы, в которых содержание кислотного газа в исходной загрузке составляет от 1 до 90% по объему, но особенно он применяется для таких смесей, которые содержат от 3 до 60% по объему. By the method of the invention it is possible to purify gaseous gases in which the content of acid gas in the initial charge is from 1 to 90% by volume, but it is especially used for such mixtures that contain from 3 to 60% by volume.
По этому способу получают содержание двуокиси углерода в верхнем потоке из абсорбционной колонны от 0,5 до 5% по объему. According to this method, the carbon dioxide content in the overhead stream from the absorption column is from 0.5 to 5% by volume.
Схема применения способа согласно изобретению описывается ниже при помощи примера со ссылкой на чертеж, но не ограничивается им. The application of the method according to the invention is described below by way of example with reference to the drawing, but is not limited to.
Газ, который подвергается обработке, подается по линии 1 в абсорбер 2, в который абсорбционный раствор подается по линии 3. Обработанный газ выходит по линии 4. Использованный раствор выгружается из нижней части 5 и после снятия давления в клапане 6 и подогрева в теплообменнике 7 подается в регенерационную колонну 8. The gas that is being processed is fed through line 1 to the absorber 2, into which the absorption solution is fed through line 3. The treated gas leaves line 4. The used solution is discharged from the bottom 5 and, after depressurizing the valve 6 and heating in the heat exchanger 7, is supplied in the regeneration column 8.
Через нижнюю часть колонны 8, которая снабжена подогревателем 9, регенерированный раствор 10 подается насосом 11 в абсорбер 2 после охлаждения в теплообменниках 7 и 12. Through the lower part of the column 8, which is equipped with a heater 9, the regenerated solution 10 is supplied by the pump 11 to the absorber 2 after cooling in the heat exchangers 7 and 12.
Кислотные газы 13, покидая колонну 8, охлаждаются в аппарате 14 и разделяются в колонне 15 на жидкий пар 16 (рециркулируется насосом 17) и кислотный газ 18, который в конце концов удаляется. Acid gases 13, leaving the column 8, are cooled in the apparatus 14 and separated in the column 15 into liquid vapor 16 (recirculated by the pump 17) and acid gas 18, which is finally removed.
Газ и пар из верхней части абсорбера 2 и колонны 8 соответственно могут быть промыты небольшим количеством воды, чтобы предотвратить любую потерю растворителя в газообразном выходящем потоке. Gas and steam from the top of the absorber 2 and column 8, respectively, can be flushed with a small amount of water to prevent any loss of solvent in the gaseous effluent.
Абсорбционная колонна может быть обеспечена дополнительным промежуточным теплообменником, если необходим строгий температурный контроль. The absorption column can be provided with an additional intermediate heat exchanger if strict temperature control is required.
Водные линии для удаления амина и дополнительный теплообменник не показаны на чертеже. Water lines for removing the amine and an additional heat exchanger are not shown in the drawing.
Ниже приведены примеры, один из которых сравнительный, для лучшей иллюстрации изобретения. The following are examples, one of which is comparative, to better illustrate the invention.
Пример 1. Example 1
Способ осуществляется в колонне, содержащей 44 двухколпачковые тарелки диаметром 5,1 см, при этом используют 50 вес. смеси диметилэтаноламина (ДМЭА) и воды. Подаваемый природный газ (N м3/ч) содержит 20% двуокиси углерода и подается при 70 кг/см2. Поддерживается 70oC в нижней части и 50oC на верхней тарелке. Обработанный газ имеет остаточное содержание двуокиси углерода 1% при потоке растворителя 3,5 кг/ч.The method is carried out in a column containing 44 two-cap plates with a diameter of 5.1 cm, using 50 weight. mixtures of dimethylethanolamine (DMEA) and water. The supplied natural gas (N m 3 / h) contains 20% carbon dioxide and is supplied at 70 kg / cm 2 . Maintains 70 o C in the lower part and 50 o C on the upper plate. The treated gas has a residual carbon dioxide content of 1% at a solvent flow of 3.5 kg / h.
Пример 2. Example 2
Способ осуществляют, используя ту же самую установку и тот же самый температурный уровень, как описано в примере 1, с той же самой газообразной загрузкой (расход, состав, давление), за исключением того, что в качестве растворителя используют смесь ДМЭА/вода при соотношении 40/60% по весу. The method is carried out using the same installation and the same temperature level, as described in example 1, with the same gaseous charge (flow rate, composition, pressure), except that the solvent used is a mixture of DMEA / water in the ratio 40/60% by weight.
Обработанный газ имеет остаточное содержание двуокиси углерода 1% по объему при потоке растворителя 4,38 кг/ч. The treated gas has a residual carbon dioxide content of 1% by volume with a solvent flow of 4.38 kg / h.
Пример 3. Example 3
Способ осуществляют, используя ту же самую установку и тот же самый температурный уровень, что и в примере 1, с той же самой газообразной загрузкой (расход, состав, давление), за исключением того, что в качестве растворителя используют смесь ДМЭА/вода при соотношении 70/30% по весу. The method is carried out using the same installation and the same temperature level as in Example 1, with the same gaseous charge (flow rate, composition, pressure), except that a DMEA / water mixture is used as the solvent in the ratio 70/30% by weight.
Обработанный газ имеет остаточное содержание двуокиси углерода 1% по объему при потоке растворителя 2,5 кг/ч. The treated gas has a residual carbon dioxide content of 1% by volume with a solvent flow of 2.5 kg / h.
Пример 4 сравнительный. Example 4 is comparative.
Оперируют той же подачей при той же температуре и давлении в той же самой колонне, но используют поток растворителя, содержащий раствор диэтаноламина (ДЭА) (25 мас.) в воде, требуется скорость потока 7 кг/ч для получения газа, содержащего 1% двуокиси углерода. Operate with the same feed at the same temperature and pressure in the same column, but using a solvent stream containing a solution of diethanolamine (DEA) (25 wt.) In water, a flow rate of 7 kg / h is required to produce a gas containing 1% dioxide carbon.
Нигде не были сделаны прямые измерения теплового расхода в регенерационной колонне (содержащей 44 двухколпачковые тарелки диаметром 5,1 см, давление в верхней части 1,2 кг/см2, температура нижней части 120oC. Однако было подсчитано, что при использовании ДЭА потребляется на 30% больше тепла, чем в случае ДМЭА.Direct measurements of the heat flow in the regeneration column (containing 44 two-cap plates with a diameter of 5.1 cm, a pressure in the upper part of 1.2 kg / cm 2 , a temperature in the lower part of 120 ° C were not taken anywhere, however, it was estimated that when using DEA 30% more heat than DMEA.
Использование ДЭА, следовательно, значительно повышает как капиталовложения, так и текущие расходы из-за больших энергетических расходов при манипулировании растворителя. The use of DEA, therefore, significantly increases both capital investment and operating costs due to the high energy costs of manipulating the solvent.
Claims (1)
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| ITMI91A000171 | 1991-01-24 | ||
| ITMI910171A IT1244687B (en) | 1991-01-24 | 1991-01-24 | PROCESS FOR THE REMOVAL OF ACID GASES FROM GASEOUS MIXTURES |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2087181C1 true RU2087181C1 (en) | 1997-08-20 |
Family
ID=11358249
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| SU925010758A RU2087181C1 (en) | 1991-01-24 | 1992-01-23 | Method of removing acidic gases such as hydrogen sulfide and/or carbon dioxide |
Country Status (6)
| Country | Link |
|---|---|
| JP (1) | JPH04310214A (en) |
| CN (1) | CN1063422A (en) |
| DE (1) | DE4201920C2 (en) |
| GB (1) | GB2252308B (en) |
| IT (1) | IT1244687B (en) |
| RU (1) | RU2087181C1 (en) |
Cited By (4)
| 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 |
| RU2500460C1 (en) * | 2012-07-20 | 2013-12-10 | Андрей Владиславович Курочкин | Device and method for amine treatment of gas |
| RU2505344C1 (en) * | 2012-07-27 | 2014-01-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of cleaning gases from hydrogen sulphide |
| RU2788945C1 (en) * | 2022-03-15 | 2023-01-26 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Кубанский государственный технологический университет" (ФГБОУ ВО "КубГТУ") | Device for amine purification of industrial gas and method for its implementation |
Families Citing this family (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| DE19538614C2 (en) * | 1995-10-17 | 1997-06-05 | Dillinger Stahlbau | Process and plant for the treatment of nitrogen-containing natural gas |
| CN102151456A (en) * | 2011-01-28 | 2011-08-17 | 北京化工大学 | Method and device for removing CO2 and H2S in sewage gas and similar gas resources by chemical reagent process |
| CN107485969B (en) * | 2017-09-15 | 2019-07-30 | 东莞理工学院 | A kind of carbon dioxide absorption agent and its preparation method and application |
Family Cites Families (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| IT8423739V0 (en) * | 1984-11-09 | 1984-11-09 | Rockwell Rimoldi Spa | CHAIN SIZE DEVICE WITH PERFECT STRUCTURE, IN PARTICULAR FOR INDUSTRIAL SEWING MACHINE. |
| IT1177325B (en) * | 1984-11-26 | 1987-08-26 | Snam Progetti | PROCEDURE FOR THE SELECTIVE REMOVAL OF HYDROGEN SULFUR FROM GASEOUS MIXTURES ALSO CONTAINING CARBON DIOXIDE |
| IT1177324B (en) * | 1984-11-26 | 1987-08-26 | Snam Progetti | PROCEDURE FOR SELECTIVELY REMOVING HYDROGEN SULFUR FROM GASEOUS MIXTURES CONTAINING ALSO CARBON DIOXIDE |
| 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 ITMI910171A patent/IT1244687B/en active IP Right Grant
-
1992
- 1992-01-21 GB GB9201267A patent/GB2252308B/en not_active Expired - Fee Related
- 1992-01-23 RU SU925010758A patent/RU2087181C1/en active
- 1992-01-24 JP JP4034072A patent/JPH04310214A/en not_active Withdrawn
- 1992-01-24 CN CN92100441.9A patent/CN1063422A/en active Pending
- 1992-01-24 DE DE4201920A patent/DE4201920C2/en not_active Expired - Fee Related
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Патент ФРГ N 2551717, кл. B 01 D 53/14, 1980. * |
Cited By (5)
| 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 |
| RU2500460C1 (en) * | 2012-07-20 | 2013-12-10 | Андрей Владиславович Курочкин | Device and method for amine treatment of gas |
| RU2505344C1 (en) * | 2012-07-27 | 2014-01-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of cleaning gases from hydrogen sulphide |
| RU2788945C1 (en) * | 2022-03-15 | 2023-01-26 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Кубанский государственный технологический университет" (ФГБОУ ВО "КубГТУ") | Device for amine purification of industrial gas and method for its implementation |
| RU2796506C1 (en) * | 2022-03-15 | 2023-05-24 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Кубанский государственный технологический университет" (ФГБОУ ВО "КубГТУ") | Device for amine purification of process gas and method for its implementation |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| DE4201920C2 (en) | 1997-03-20 |
| IT1244687B (en) | 1994-08-08 |
| ITMI910171A0 (en) | 1991-01-24 |
| GB2252308A (en) | 1992-08-05 |
| CN1063422A (en) | 1992-08-12 |
| GB2252308B (en) | 1994-09-07 |
| DE4201920A1 (en) | 1992-07-30 |
| GB9201267D0 (en) | 1992-03-11 |
| ITMI910171A1 (en) | 1992-07-24 |
| JPH04310214A (en) | 1992-11-02 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| KR900006082B1 (en) | Improved process for the recovery of co2 from flue gases | |
| KR100490937B1 (en) | Carbon dioxide recovery with composite amine blends | |
| US6939393B2 (en) | Method for neutralizing a stream of fluid, and washing liquid for use in one such method | |
| US6592829B2 (en) | Carbon dioxide recovery plant | |
| EP1654052B1 (en) | Low energy so2 scrubbing process | |
| KR100490936B1 (en) | System for recovering carbon dioxide from a lean feed | |
| US7004997B2 (en) | Method for removal of acid gases from a gas flow | |
| AU1695401A (en) | Method for removing cos from a stream of hydrocarbon fluid and wash liquid for use in a method of this type | |
| JPH0464359B2 (en) | ||
| KR20010049512A (en) | Carbon dioxide recovery from an oxygen containing mixture | |
| US20110146489A1 (en) | Ammonia removal, following removal of co2, from a gas stream | |
| US7276153B2 (en) | Method for neutralising a stream of hydrocarbon fluid | |
| NO178690B (en) | Process for removing acid gases from gas mixtures | |
| US20060162559A1 (en) | Method for deacidifying a fluid stream and washing liquid used in such a method | |
| EP0013151B1 (en) | Process for maintaining the performance of aqueous hindered amine scrubbing liquid in acid gas scrubbing | |
| EP0945162B1 (en) | Process for the removal of carbon dioxide present in gases | |
| RU2087181C1 (en) | Method of removing acidic gases such as hydrogen sulfide and/or carbon dioxide | |
| CA1142735A (en) | Regenerating alkanolamine desulfurizer solution | |
| EP0636118B1 (en) | Reclamation of alkanolamine solutions | |
| EP0148604A1 (en) | Process for recovery of copper inhibitors in the recovery of CO2 from flue gases | |
| SU1477454A1 (en) | Method of removing carbon dioxide from gas | |
| JP7324159B2 (en) | Acid gas removal device and removal method | |
| CA2059969A1 (en) | Process for removing acid gases from gaseous mixtures | |
| KR20200065393A (en) | Device for purification of acid gas and method for purification of coke oven gas | |
| Pearce et al. | Process for the recovery of CO 2 from flue gases |