NO334582B1 - Fremgangsmåte for å fjerne karbondioksid fra gassblandinger og en absrbentvæske - Google Patents
Fremgangsmåte for å fjerne karbondioksid fra gassblandinger og en absrbentvæske Download PDFInfo
- Publication number
- NO334582B1 NO334582B1 NO20043667A NO20043667A NO334582B1 NO 334582 B1 NO334582 B1 NO 334582B1 NO 20043667 A NO20043667 A NO 20043667A NO 20043667 A NO20043667 A NO 20043667A NO 334582 B1 NO334582 B1 NO 334582B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- weight
- parts
- amount
- amine
- sulfolane
- Prior art date
Links
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 58
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 33
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 title claims abstract description 31
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 title claims abstract description 26
- 230000002745 absorbent Effects 0.000 title claims abstract description 16
- 239000002250 absorbent Substances 0.000 title claims abstract description 16
- 239000007788 liquid Substances 0.000 title claims abstract description 13
- 230000008569 process Effects 0.000 title abstract description 4
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title description 8
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 37
- HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 2-Aminoethan-1-ol Chemical compound NCCO HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 36
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 claims abstract description 30
- HXJUTPCZVOIRIF-UHFFFAOYSA-N sulfolane Chemical compound O=S1(=O)CCCC1 HXJUTPCZVOIRIF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 25
- -1 secondary amine compound Chemical class 0.000 claims abstract description 24
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims abstract description 13
- 150000003335 secondary amines Chemical class 0.000 claims abstract description 13
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 12
- 150000003512 tertiary amines Chemical class 0.000 claims abstract description 12
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 claims abstract description 8
- 125000002924 primary amino group Chemical group [H]N([H])* 0.000 claims abstract description 7
- 238000005406 washing Methods 0.000 claims abstract description 6
- GLUUGHFHXGJENI-UHFFFAOYSA-N Piperazine Chemical compound C1CNCCN1 GLUUGHFHXGJENI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 30
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims description 29
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 21
- 150000003141 primary amines Chemical class 0.000 claims description 16
- PVXVWWANJIWJOO-UHFFFAOYSA-N 1-(1,3-benzodioxol-5-yl)-N-ethylpropan-2-amine Chemical group CCNC(C)CC1=CC=C2OCOC2=C1 PVXVWWANJIWJOO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 11
- QMMZSJPSPRTHGB-UHFFFAOYSA-N MDEA Natural products CC(C)CCCCC=CCC=CC(O)=O QMMZSJPSPRTHGB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 11
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- LVTYICIALWPMFW-UHFFFAOYSA-N diisopropanolamine Chemical group CC(O)CNCC(C)O LVTYICIALWPMFW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 claims description 7
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 claims description 7
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 4
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims description 4
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 claims description 4
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 claims description 3
- OPKOKAMJFNKNAS-UHFFFAOYSA-N N-methylethanolamine Chemical compound CNCCO OPKOKAMJFNKNAS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- LHIJANUOQQMGNT-UHFFFAOYSA-N aminoethylethanolamine Chemical compound NCCNCCO LHIJANUOQQMGNT-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 102100032373 Coiled-coil domain-containing protein 85B Human genes 0.000 claims 2
- 101000868814 Homo sapiens Coiled-coil domain-containing protein 85B Proteins 0.000 claims 2
- 238000010936 aqueous wash Methods 0.000 abstract 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 11
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 7
- 229940043276 diisopropanolamine Drugs 0.000 description 7
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 description 6
- 125000002496 methyl group Chemical group [H]C([H])([H])* 0.000 description 6
- 125000001424 substituent group Chemical group 0.000 description 5
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 4
- ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N diethanolamine Chemical compound OCCNCCO ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 4
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 description 4
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 4
- 125000004178 (C1-C4) alkyl group Chemical group 0.000 description 3
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N Triethanolamine Chemical compound OCCN(CCO)CCO GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 3
- 150000004657 carbamic acid derivatives Chemical class 0.000 description 3
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 3
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 3
- 241000196324 Embryophyta Species 0.000 description 2
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 2
- 125000003277 amino group Chemical group 0.000 description 2
- 238000010924 continuous production Methods 0.000 description 2
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 2
- 125000001495 ethyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 125000002887 hydroxy group Chemical group [H]O* 0.000 description 2
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 2
- 239000003960 organic solvent Substances 0.000 description 2
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 2
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- SECXISVLQFMRJM-UHFFFAOYSA-N N-Methylpyrrolidone Chemical compound CN1CCCC1=O SECXISVLQFMRJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UEEJHVSXFDXPFK-UHFFFAOYSA-N N-dimethylaminoethanol Chemical compound CN(C)CCO UEEJHVSXFDXPFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 description 1
- 229910002091 carbon monoxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 1
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 description 1
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 1
- 239000000571 coke Substances 0.000 description 1
- 238000010960 commercial process Methods 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 description 1
- 239000012972 dimethylethanolamine Substances 0.000 description 1
- KVIPHDKUOLVVQN-UHFFFAOYSA-N ethene;hydrate Chemical compound O.C=C KVIPHDKUOLVVQN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 1
- 238000002309 gasification Methods 0.000 description 1
- 150000002431 hydrogen Chemical class 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- CRVGTESFCCXCTH-UHFFFAOYSA-N methyl diethanolamine Chemical compound OCCN(C)CCO CRVGTESFCCXCTH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 1
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- XUWHAWMETYGRKB-UHFFFAOYSA-N piperidin-2-one Chemical class O=C1CCCCN1 XUWHAWMETYGRKB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920001223 polyethylene glycol Polymers 0.000 description 1
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 1
- 150000004040 pyrrolidinones Chemical class 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 238000001991 steam methane reforming Methods 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
-
- 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)
- Gas Separation By Absorption (AREA)
- Treating Waste Gases (AREA)
- Industrial Gases (AREA)
Abstract
Fremgangsmåte for å fjerne karbondioksid og eventuelt hydrogensulfid og/eller COS fra en gasstrøm inneholdende disse forbindelser, hvor det foretas vasking av gassen med en vandig vaskeoppløsning inneholdende varm, sulfolan og et sekundært eller tertiært amin avledet fra etanolamin. Nærmere bestemt angår oppfinnelsen den beskrevne forbindelse utført i nærvær av en primær eller sekundær aminforbindelse i en mengde av mellom 0,5 og 15 vekt%, beregnet på mengden av varm, sulfolan og amin. Oppfinnelsen angår også en absorbentvæske for bruk ved fremgangsmåten.
Description
Den foreliggende oppfinnelse angår en fremgangsmåte for å fjerne karbondioksid og eventuelt hydrogensulfid og/eller COS fra en gasstrøm inneholdende disse forbindelser ved vasking av gassen med en vandig vaskeoppløsning inneholdende vann, sulfolan og et sekundært eller tertiært amin avledet fra etanolamin. Oppfinnelsen angår videre en absorbentvæske for anvendelse ved den ovenfor omtalte fremgangsmåte.
Anvendelse av organiske oppløsningsmidler eller vandige oppløsninger av organiske oppløsningsmidler for å fjerne såkalte sure gasser som karbondioksid og eventuelt hydrogensulfid og/eller COS fra en gasstrøm inneholdende disse forbindelser har lenge vært kjent, se for eksempel A. L. Kohl og F. C. Riesenfeld, 1974, Gas Purification, 2. opplag, Gulf Publishing Co. Houston og R. N. Maddox, 1974, Gas and Liquid Sweetening, Campbell Petroleum Series. Fortrinnsvis benyttes et regenererbart absorbentoppløsningsmiddel i en kontinuerlig prosess.
I industriell målestokk anvendes hovedsakelig to kategorier absorbentoppløs-ningsmidler, avhengig av mekanismen for absorpsjon av de sure bestanddeler: Kjemiske oppløsningsmidler og fysikalske oppløsningsmidler. Hvert oppløsningsmiddel har sine fordeler og ulemper med hensyn til egenskaper som belastningskapasitet, kinetikk, regenererbarhet, selektivitet, stabilitet, korrosivitet, krav til oppvarming/kjøling, osv.
Kjemiske oppløsningsmidler som har vist seg å være industrielt anvendelige, er primære, sekundære og/eller tertiære aminer avledet fra alkanolaminer. De oftest benyttede aminer er avledet fra etanolamin, spesielt monoetanolamin (MEA), dietanol-amin (DEA), trietanolamin (TEA), diisopropanolamin (DIPA) og metyldietanolamin
(MDEA).
Fysikalske oppløsningsmidler som har vist seg å være industrielt anvendelige, er syklotetrametylensulfon og dets derivater, alifatiske syreamider, N-metylpyrrolidon, N-alkylerte pyrrolidoner og de tilsvarende piperidoner, metanol, etanol og blandinger av di-alkyletere av polyetylenglykoler.
I en velkjent kommersiell prosess benyttes en vandig blanding av et kjemisk oppløsningsmiddel, spesielt DIPA og/eller MDEA, og et fysikalsk oppløsningsmiddel, spesielt syklotetrametylen-sulfon. Slike systemer oppviser god absorpsjonskapasitet og god selektivitet kombinert med moderate investeringskostnader og driftskostnader. De virker meget godt ved høye trykk, spesielt ved trykk mellom 20 og 90 bara.
En ytterligere forbedring av de ovenfor beskrevne blandede vandige systemer hvor begge typer oppløsningsmidler benyttes, er ønskelig. For å forbedre mengdeforholdet væske/gass, spesielt ved høye trykk og/eller vidtgående karbondioksidfjerning, har det nå vist seg at tilsetning av primære eller sekundære aminforbindelser i relativt små mengder, forbedrer fremgangsmåten ytterligere. Eksempelvis resulterer tilsetning av noen få vekt% piperazin i en klar forbedring av systemets kinetikk, hvilket resulterer i et lavere vektforhold væske/gass som kan resultere i at anlegget kan gjøres mindre (absorberings-enheten så vel som regenereringsenheten). Ved bruk av det samme mengdeforhold væske/gass vil en større, ofte betydelig større, mengde karbondioksid kunne bli fjernet.
Dersom det tilsettes egnede primære eller sekundære aminforbindelser i relativt små mengder kan det i tillegg trykkfallsavdrives mer karbondioksid ved et relativt høyt trykk, sammenlignet med bruk av lignende, vandige kjemiske absorbenter. Dette reduserer kravene til rekomprimering, for eksempel for reinjeksjon. Dette gjelder spesielt for kombinasjonen av DEA, TEA, DIPA og MDEA, spesielt av DIPA og MDEA, og piperazin.
Det er angitt i litteraturen at tilsetning av for eksempel piperazin til MDEA resulterer i en forbedret fjerning av sur gass. En spesiell ulempe ved en slik kombinasjon er imidlertid at det kan dannes karbamater spesielt ved høye oppløsningsmiddelbelast-ninger, hvilke karbamater er uoppløselige i vandige oppløsninger, se for eksempel US patentskrift nr. 4336233. Således kan bare begrensede mengder primære eller sekundære aminforbindelser anvendes i rent vandige oppløsninger. Det tilrådes derfor å ikke benytte fysikalske oppløsninger, for derved å unngå dannelse av de uoppløselige karbamater. Det har imidlertid nå overraskende vist seg at slike begrensninger ikke gjør seg gjeldende i vann/tetrametylensulfonblandinger når disse anvendes for de vanlige kommersielle formål. I tillegg er nedbrytningen og korrosiviteten av disse blandinger meget akseptable.
Med den foreliggende oppfinnelse tilveiebringes således en fremgangsmåte som angitt i krav 1 for å fjerne karbondioksid og eventuelt hydrogensulfid og/eller COS fra en gasstrøm inneholdende disse forbindelser, der det benyttes en absorbentvæske som angitt i krav 15. Det foretas vasking av gassen med en vandig vaskeoppløsning inneholdende mellom 15 og 45 vektdeler, beregnet på den totale oppløsning, fortrinnsvis mellom 15 og 40 vektdeler, vann, mellom 15 og 40 vektdeler, beregnet på den totale oppløsning, sulfolan og mellom 30 og 60 vektdeler, beregnet på den totale oppløsning, av et sekundært eller tertiært amin avledet fra etanolamin, idet mengdene av vann, sulfolan og amin til sammen utgjør 100 vekt%. Fremgangsmåten utføres i nærvær av en primær eller sekundær aminforbindelse i en mengde av mellom 0,5 og 15 vekt%, fortrinnsvis mellom 0,5 og 10 vekt%, beregnet på vann, sulfolan og amin.
Sammenlignet med en tidligere kjent fremgangsmåte, dvs. den samme fremgangsmåte uten anvendelse i tillegg av en primær eller sekundær aminforbindelse, spesielt en sekundær aminforbindelse, oppnås én eller flere av de følgende fordeler: hastigheten med hvilken karbondioksid absorberes øker, innmatningsmengden øker, mengdeforholdet oppløsningsmiddel/gass avtar, anlegget kan være mindre, og oppvar-mingskravet for regenerering blir lavere (hvilket resulterer i mindre behov for kjøling). Sammenlignet med en annen tidligere kjent fremgangsmåte, hvor det benyttes en absorbent inneholdende vandige aminer, spesielt DMEA og piperazin, resulterer tilsetning av sulfolan i at det blir mulig å produsere karbondioksid ved mellomliggende trykk, f.eks. ved trykk mellom 3 og 15 bara, fortrinnsvis mellom 5 og 10 bara.
Gassene som det er aktuelt å behandle ved fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen, kan være syntesegass, oppnådd for eksempel ved (katalytisk) partiell oksidasjon og/eller ved damp-metanreformering av hydrokarboner, for eksempel metan, naturgass eller assosiert gass, nafta, diesel og væskeformige restfraksjoner, gasser som stammer fra kullforgassing, koksovnsgasser, raffinerigasser, hydrogen- og hydrogenholdige gasser, og er spesielt syntesegass eller naturgass.
Mengdene av sure gassformige forbindelser kan være i området fra noen få tiendedeler av en prosent og opp til 70 eller sågar 80 vol% av den totale gasstrøm. Det er hensiktsmessig at mengden av karbondioksid er mellom 1 og 45 mol%, fortrinnsvis mellom 5 og 25 mol%, at mengden av hydrogensulfid er mellom 0 og 25 mol%, fortrinnsvis mellom 0 og 10 mol%, og at mengden av COS er mellom 0 og 2 mol% (idet alle prosentmengder er beregnet på den totale gasstrøm).
I den vandige absorbent som benyttes ved den foreliggende fremgangsmåte, er mengden av vann fortrinnsvis mellom 20 og 45 vektdeler, mens mengden av sulfolan fortrinnsvis er mellom 20 og 35 vektdeler og mengden av amin fortrinnsvis er mellom 40 og 55 vektdeler, idet mengdene av vann, sulfolan og amin til sammen utgjør 100 vektdeler. De foretrukne områder resulterer i de fleste tilfeller i en optimal fjerning av karbondioksid.
Aminet avledet fra etanolamin kan være et enkelt sekundært eller tertiært amin avledet fra etanolamin eller kan utgjøres av blandinger av sekundære aminer og/eller tertiære aminer.
Egnede aminer er sekundære aminer avledet fra etanolamin, hvilket etanolamin eventuelt kan være substituert ved ett av karbonatomene eller ved begge karbonatomer. Fortrinnsvis er etanolaminet usubstituert eller substituert ved ett karbonatom. Egnede substituenter er Ci_4-alkylgrupper, fortrinnsvis metyl- eller etylgrupper, mer foretrukket metyl. Amingruppen er substituert med en Cr4-alkylgruppe, hvilken gruppe eventuelt er substituert med en hydroksylgruppe. Foretrukne aminsubstituentgrupper er metyl, 2-(l-hydroksyetyl) og l-(2-hydroksypropyl). Meget velegnede aminer er DIPA, DEA og MMEA, av hvilke DIPA foretrekkes.
En annen gruppe egnede aminer utgjøres av tertiære aminer avledet fra etanolamin, hvilket etanolamin eventuelt kan være substituert ved det ene karbonatom eller ved begge karbonatomer. Fortrinnsvis er etanolaminet usubstituert eller substituert ved ett karbonatom. Egnede substituenter er Ci_4-alkylgrupper, fortrinnsvis metyl- eller etylgrupper, mer foretrukket metyl. De andre substituenter kan velges fra den samme gruppe som de første substituenter. Den tredje substituent på amingruppen er en Ci_4-alkylgruppe, hvilken gruppe eventuelt er substituert med en hydroksylgruppe. Foretrukne aminsubstituentgrupper er metyl, l-(2-hydroksyetyl) og l-(2-hydroksypropyl). Meget velegnede aminer er MDEA og DEMEA, og fortrinnsvis benyttes MDEA.
Den primære eller sekundære aminforbindelse har hensiktsmessig en pKb (ved 25 °C i vann) som er lavere enn 5,5, fortrinnsvis lavere enn 5, mer foretrukket lavere enn 4,5. En lavere pKb resulterer i forbedrede resultater ved fremgangsmåten i form av økt CCVabsorpsjon.
Det er hensiktsmessig at den primære eller sekundære aminforbindelse som skal tilsettes til absorpsjonsoppløsningen reagerer hurtigere med karbondioksid, under de samme betingelser, enn aminet reagerer med karbondioksid. Fortrinnsvis reagerer den primære eller sekundære aminforbindelse minst dobbelt så hurtig med karbondioksid som aminet reagerer med karbondioksid, idet reaksjonshastigheten defineres som reaksjonshastighetskonstanten (ved 25 °C). Mer foretrukket reagerer den primære eller sekundære aminforbindelse fem ganger hurtigere enn aminet, og det er ytterligere mer fortrukket at den reagerer tyve ganger hurtigere enn aminet. I det tilfelle hvor det benyttes et sekundært amin, foretrekkes det å benytte en primær aminforbindelse, og i det tilfelle hvor det benyttes et tertiært amin, foretrekkes det å benytte et primært eller sekundært amin. Meget velegnede forbindelser er piperazin, metyletanolamin og (2-aminoetyl)-etanolamin, spesielt piperazin.
Mengden av primær eller sekundær aminforbindelse vil vanligvis være mellom 0,5 og 15 vekt%, beregnet på vann, sulfolan og amin, fortrinnsvis mellom 1 og 10 vekt%, mer foretrukket ca. 4 vekt%.
Mengden av primær eller sekundær aminforbindelse er hensiktsmessig minst 0,8 mol/l, spesielt mellom 1,0 mol/l og 3,0 mol/l, og mer spesielt mellom 1,0 mol og 3,0 mol/l, spesielt for piperazin. For den spesifikke kombinasjon av MDEA og piperazin vil en foretrukket utførelse innebære bruk av 0,7-0,9 mol/l piperazin, spesielt 0,6-0,8 mol/l.
Fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen utføres hensiktsmessig ved en temperatur mellom 15 °C og 90 °C, fortrinnsvis ved en temperatur på minst 20 °C, mer foretrukket ved en temperatur mellom 25 °C og 80 °C, enda mer foretrukket mellom 40 °C og 65 °C og mest foretrukket ved en temperatur på ca. 55 °C. Fremgangsmåten utføres hensiktsmessig ved et trykk på mellom 10 og 150 bar, spesielt mellom 25 og 90 bara.
Fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen vil vanligvis bli utført som en kontinuerlig prosess, som også omfatter regenerering av det belastede oppløsningsmiddel.
Måten hvorpå gassblandingen bringes i kontakt med absorbentoppløsningsmidlet er velkjent i faget. Kontakten utføres hensiktsmessig i en sone med fra 5 til 80 kontaktlag, som for eksempel ventilplater, klokkeplater, ledeplater og lignende. Strukturert fyllmate-riale kan også benyttes. Mengden av CO2som fjernes kan optimaliseres ved regulering av mengdeforholdet oppløsningsmiddel/gass. Et velegnet mengdeforhold oppløsningsmid-del/gass er et mengdeforhold på fra 1,0 til 10 på vektbasis, fortrinnsvis et mengdeforhold på mellom 2 og 6. Det belastede oppløsningsmiddel kan foruten CO2og eventuelt H2S og/eller COS også inneholde betydelige mengder av andre forbindelser fra gassblandingen som skal renses, f.eks. hydrokarboner, karbonmonoksid, hydrogen, osv. Det kan være fordelaktig å fjerne disse (ikke-sure) forbindelser i det minste partielt fra det belastede oppløsningsmiddel ved trykkfallsfordampning til et trykk som er høyere enn summen av partialtrykkene for C02og eventuelt H2S og/eller COS. På denne måte vil bare meget små mengder C02og eventuelt H2S og COS frigjøres fra oppløsningsmidlet sammen med forbindelsene (de ikke-sure sådanne). Det belastede oppløsningsmiddel kan med fordel hurtigfordampes i et andre trinn til et trykk som er lavere enn partialtrykkene for C02og eventuelt H2S og COS ved den rådende temperatur. Vanligvis utføres trykkfallsfordamp-ningen ved et trykk på mellom 1 og 15 bara, fortrinnsvis på mellom 1 og 10 bara, mer foretrukket ved omgivelsestemperatur. I gassen som frigjøres under trykkfallsfordamp-ningen, er det til stede store mengder av karbondioksidet og eventuelt H2S og/eller COS.
Det belastede oppløsningsmiddel regenereres, eventuelt etter trykkfallsfordampning som beskrevet ovenfor, ved en relativt høy temperatur og gjerne ved et trykk på mellom 1 og 2 bara. Regenereringen utføres hensiktsmessig ved oppvarming i en regenereringskolonne, hensiktsmessig ved en temperatur mellom 70 °C og 150 °C. Oppvarmingen utføres fortrinnsvis med damp eller varm olje. Det magre absorbent-oppløsningsmiddel vil bli benyttet på ny i det ovenfor beskrevne absorpsjonstrinn. Det vil være hensiktsmessig å foreta varmeveksling mellom det magre oppløsningsmiddel og det belastede oppløsningsmiddel.
Oppfinnelsen angår videre et absorbentoppløsningsmiddel inneholdende mellom 15 og 45 vektdeler, basert på den totale oppløsning, fortrinnsvis mellom 15 og 40 vektdeler, vann, samt mellom 15 og 40 vektdeler, beregnet på den totale oppløsning, sulfolan og mellom 30 og 60 vektdeler, beregnet på den totale oppløsning, av et sekundært eller tertiært amin avledet fra etanolamin, idet mengdene av vann, sulfolan og amin sammen utgjør 100 vektdeler, samt en primær eller sekundær aminforbindelse i en mengde av mellom 0,5 og 15 vekt% beregnet på vann, sulfolan og amin. De foretrukne individuelle forbindelser i absorbentoppløsningsmidlet og mengdeområdene i oppløsningsmidlet defineres på tilsvarende måte som det er blitt gjort i forbindelse med den ovenfor beskrevne fremgangsmåte.
EKSEMPEL
En strøm av naturgass omfattende 11,9 vol% karbondioksid ble vasket med en absorbentoppløsning omfattende 35 vekt% MDEA, 18 vekt% sulfolan og 43 vekt% vann. Det ble benyttet et standard absorpsjonsapparat som fås i handelen. Ved et mengdeforhold væske/gass på 4,4 ble karbondioksidet fjernet til et nivå på 3,1 vol%. Tilsetning av 1 vekt% piperazin resulterte i en ytterligere reduksjon av mengden av karbondioksid (1,7 vol%). Tilsetning av ytterligere 1 vekt% piperazin resulterte i en ytterligere reduksjon av mengden av karbondioksid (1,3 vol%).
Et tilsvarende forsøk som det ovenfor beskrevne ble utført ved et mengdeforhold væske/gass på 3,1 og ved bruk av 2 vekt% piperazin. Dette resulterte i et karbondioksid-nivå på 1,9 vol%.
Claims (16)
1. Fremgangsmåte for å fjerne karbondioksid og eventuelt hydrogensulfid og/eller COS fra en gasstrøm inneholdende disse forbindelser, ved vasking av gassen med en vandig vaskeoppløsning inneholdende mellom 15 og 45 vektdeler vann, beregnet på den totale oppløsning, mellom 15 og 40 vektdeler sulfolan, beregnet på den totale oppløsning, og mellom 30 og 60 vektdeler, beregnet på den totale oppløsning, av et sekundært eller tertiært amin avledet fra etanolamin, idet mengdene av vann, sulfolan og amin til sammen utgjør 100 vekt%,
karakterisert vedat den utføres i nærvær av en primær eller sekundær aminforbindelse i en mengde av mellom 0,5 og 15 vekt%, beregnet på vann, sulfolan og amin.
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1,
karakterisert vedat gasstrømmen utgjøres av naturgass eller syntesegass.
3. Fremgangsmåte ifølge krav 1 eller 2,
karakterisert vedat mengden av karbondioksid er mellom 1 og 45 mol%, fortrinnsvis mellom 5 og 25 vol%, at mengden av hydrogensulfid er mellom 0 og 25 mol%, fortrinnsvis mellom 0 og 10 mol%, og at mengden av COS er mellom 0 og 2 mol%, idet alle prosentmengder er basert på den totale gasstrøm.
4. Fremgangsmåte ifølge ett av kravene 1-3,
karakterisert vedat mengden av vann er mellom 20 og 45 vektdeler, at mengden av sulfolan er mellom 20 og 35 vektdeler, og at mengden av amin er mellom 40 og 55 vektdeler, idet mengdene av vann, sulfolan og amin til sammen utgjør 100 vektdeler.
5. Fremgangsmåte ifølge ett av kravene 1-4,
karakterisert vedat det sekundære amin avledet fra etanolamin er DIPA, DEA eller MMEA, fortrinnsvis DIPA.
6. Fremgangsmåte ifølge ett av kravene 1 -4,
karakterisert vedat det tertiære amin avledet fra etanolamin er MDEA eller DEMEA, fortrinnsvis MDEA.
7. Fremgangsmåte ifølge ett av kravene 1-6,
karakterisert vedat den primære eller sekundære aminforbindelse har en pKb (ved 25 °C i vann) som er lavere enn 5, fortrinnsvis lavere enn 4,5.
8. Fremgangsmåte ifølge ett av kravene 1-6,
karakterisert vedat den primære eller sekundære aminforbindelse reagerer minst dobbelt så hurtig med karbondioksid som aminet reagerer med karbondioksid, idet reaksjonshastigheten er definert ved reaksjonshastighetskonstanten (ved 25 °C), idet den primære eller sekundære aminforbindelse fortrinnsvis reagerer fem ganger så hurtig som aminet, mer foretrukket tyve ganger så hurtig som aminet.
9. Fremgangsmåte ifølge ett av kravene 1-8,
karakterisert vedat den primære eller sekundære aminforbindelse utgjøres av piperazin, metyletanolamin eller (2-aminoetyl)etanolamin, spesielt av piperazin.
10. Fremgangsmåte ifølge ett av kravene 1-9,
karakterisert vedat mengden av primær eller sekundær aminforbindelse er mellom 2,5 og 10 vekt%.
11. Fremgangsmåte ifølge ett av kravene 1-10,
karakterisert vedat mengden av primær eller sekundær aminforbindelse er minst 0,8 mol/l, spesielt mellom 1,0 mol/l og 3,0 mol/l, mer spesielt mellom 1,0 mol og 3,0 mol piperazin/1.
12. Fremgangsmåte ifølge ett av kravene 1-11,
karakterisert vedat fremgangsmåten utføres ved en temperatur på minst 20 °C fortrinnsvis ved en temperatur på mellom 25 og 90 °C, mer foretrukket ved en temperatur på mellom 40 °C og 65 °C, ved et trykk på mellom 25 og 90 bara.
13. Fremgangsmåte ifølge ett av kravene 1-12,
karakterisert vedat den også omfatter en regenerering av det belastede oppløsningsmiddel.
14. Fremgangsmåte ifølge ett av kravene 1-13,
karakterisert vedat den utføres ved et trykk mellom 25 og 90 bara, og at det belastede oppløsningsmiddel trykkfallsfordampes ved et trykk mellom 1 og 15 bara, etterfulgt av regenerering ved et trykk mellom 1 og 2 bara.
15. Absorbentvæske,
karakterisert vedat den inneholder mellom 15 og 45 vektdeler vann, beregnet på den totale oppløsning, mellom 15 og 40 vektdeler sulfolan, beregnet på den totale oppløsning, og mellom 30 og 60 vektdeler av et sekundært eller tertiært amin avledet fra etanolamin, basert på den totale oppløsning, idet sulfolanet og aminet sammen utgjør 100 vektdeler, og en primær eller sekundær aminforbindelse i en mengde av mellom 0,5 og 15 vekt%, beregnet på vann, sulfolan og amin.
16. Absorbentvæske ifølge krav 15,
karakterisert vedat de enkelte forbindelser er ytterligere definert som angitt i krav 4, 5, 6, 7, 8, 9,10 eller 11.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| EP02075133 | 2002-01-14 | ||
| PCT/EP2003/000338 WO2003057348A1 (en) | 2002-01-14 | 2003-01-14 | Process for removing carbon dioxide from gas mixtures |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO20043667L NO20043667L (no) | 2004-08-12 |
| NO334582B1 true NO334582B1 (no) | 2014-04-14 |
Family
ID=8185523
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO20043667A NO334582B1 (no) | 2002-01-14 | 2004-08-12 | Fremgangsmåte for å fjerne karbondioksid fra gassblandinger og en absrbentvæske |
Country Status (12)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US7758673B2 (no) |
| EP (1) | EP1474218B1 (no) |
| JP (1) | JP2005514194A (no) |
| CN (1) | CN100379485C (no) |
| AU (1) | AU2003214041B2 (no) |
| BR (1) | BR0306705B1 (no) |
| CA (1) | CA2473064C (no) |
| DE (1) | DE60325171D1 (no) |
| ES (1) | ES2316734T3 (no) |
| NO (1) | NO334582B1 (no) |
| NZ (1) | NZ533691A (no) |
| WO (1) | WO2003057348A1 (no) |
Families Citing this family (51)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6723756B2 (en) * | 2002-04-29 | 2004-04-20 | Chevron U.S.A. Inc. | Aqueous separation of syngas components |
| CN100384511C (zh) * | 2003-12-09 | 2008-04-30 | 南化集团研究院 | 从气体混合物中分离二氧化碳的溶剂和工艺 |
| KR100869665B1 (ko) | 2004-08-06 | 2008-11-21 | 이아이지, 인크. | Ｃｏ₂의 제거를 포함하는 연소 가스의 초강력 세척 |
| EP1872846B1 (en) * | 2005-04-04 | 2013-07-24 | Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. | Absorbing solution and method for absorbing co2 or h2s or both |
| US20090313895A1 (en) * | 2006-09-12 | 2009-12-24 | Pex Petrus Paulus Antonius Cat | Process for obtaining a hydrocarbon-enriched fraction from a gaseous feedstock comprising a hydrocarbon fraction and carbon dioxide |
| US8313718B2 (en) * | 2006-12-13 | 2012-11-20 | Dow Global Technologies Llc | Method and composition for removal of mercaptans from gas streams |
| JP5215595B2 (ja) | 2007-06-18 | 2013-06-19 | 三菱重工業株式会社 | 吸収液、吸収液を用いたｃｏ２又はｈ２ｓ除去装置及び方法 |
| US20090077864A1 (en) * | 2007-09-20 | 2009-03-26 | Marker Terry L | Integrated Process of Algae Cultivation and Production of Diesel Fuel from Biorenewable Feedstocks |
| US8182577B2 (en) | 2007-10-22 | 2012-05-22 | Alstom Technology Ltd | Multi-stage CO2 removal system and method for processing a flue gas stream |
| US7862788B2 (en) | 2007-12-05 | 2011-01-04 | Alstom Technology Ltd | Promoter enhanced chilled ammonia based system and method for removal of CO2 from flue gas stream |
| US7846240B2 (en) | 2008-10-02 | 2010-12-07 | Alstom Technology Ltd | Chilled ammonia based CO2 capture system with water wash system |
| US8404027B2 (en) | 2008-11-04 | 2013-03-26 | Alstom Technology Ltd | Reabsorber for ammonia stripper offgas |
| US8292989B2 (en) | 2009-10-30 | 2012-10-23 | Alstom Technology Ltd | Gas stream processing |
| EP2253796A1 (en) | 2009-05-20 | 2010-11-24 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Method of protecting a flexible riser and an apparatus therefor |
| US8790605B2 (en) | 2009-09-15 | 2014-07-29 | Alstom Technology Ltd | Method for removal of carbon dioxide from a process gas |
| US8784761B2 (en) | 2009-11-20 | 2014-07-22 | Alstom Technology Ltd | Single absorber vessel to capture CO2 |
| US8518156B2 (en) | 2009-09-21 | 2013-08-27 | Alstom Technology Ltd | Method and system for regenerating a solution used in a wash vessel |
| EP2322265A1 (en) | 2009-11-12 | 2011-05-18 | Alstom Technology Ltd | Flue gas treatment system |
| US8293200B2 (en) | 2009-12-17 | 2012-10-23 | Alstom Technology Ltd | Desulfurization of, and removal of carbon dioxide from, gas mixtures |
| CN101804287B (zh) * | 2010-02-10 | 2012-06-20 | 清华大学 | 一种捕集或分离二氧化碳的吸收剂 |
| US8795618B2 (en) | 2010-03-26 | 2014-08-05 | Babcock & Wilcox Power Generation Group, Inc. | Chemical compounds for the removal of carbon dioxide from gases |
| US8728209B2 (en) | 2010-09-13 | 2014-05-20 | Alstom Technology Ltd | Method and system for reducing energy requirements of a CO2 capture system |
| US8623307B2 (en) | 2010-09-14 | 2014-01-07 | Alstom Technology Ltd. | Process gas treatment system |
| JP5865383B2 (ja) | 2010-10-29 | 2016-02-17 | ハンツマン ペトロケミカル エルエルシーＨｕｎｔｓｍａｎ Ｐｅｔｒｏｃｈｅｍｉｃａｌ ＬＬＣ | 酸性ガスの除去のための吸着剤としての２−（３−アミノプロポキシ）エタン−１−オールの使用 |
| JP6063746B2 (ja) * | 2011-01-18 | 2017-01-18 | 住友精化株式会社 | スルフォラン類組成物 |
| EP2481468A1 (de) * | 2011-01-31 | 2012-08-01 | Siemens Aktiengesellschaft | Lösungsmittel, Verfahren zur Bereitstellung einer Absorptionsflüssigkeit, sowie Verwendung des Lösungsmittels |
| US8329128B2 (en) | 2011-02-01 | 2012-12-11 | Alstom Technology Ltd | Gas treatment process and system |
| US9028784B2 (en) | 2011-02-15 | 2015-05-12 | Alstom Technology Ltd | Process and system for cleaning a gas stream |
| JP5804747B2 (ja) * | 2011-03-31 | 2015-11-04 | 独立行政法人石油天然ガス・金属鉱物資源機構 | 合成ガス製造装置への金属混入抑制方法 |
| WO2013098329A1 (en) | 2011-12-27 | 2013-07-04 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Method for producing sulphuric acid |
| EP2610216A1 (en) | 2011-12-27 | 2013-07-03 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Chemical-looping combustion of sour gas |
| WO2013098328A1 (en) | 2011-12-27 | 2013-07-04 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Improved method for recovery of elemental sulphur |
| US9162177B2 (en) | 2012-01-25 | 2015-10-20 | Alstom Technology Ltd | Ammonia capturing by CO2 product liquid in water wash liquid |
| US8864879B2 (en) | 2012-03-30 | 2014-10-21 | Jalal Askander | System for recovery of ammonia from lean solution in a chilled ammonia process utilizing residual flue gas |
| FR2990880B1 (fr) * | 2012-05-25 | 2017-04-28 | Total Sa | Procede d'elimination selective du sulfure d'hydrogene de melanges gazeux et utilisation d'un thioalcanol pour l'elimination selective du sulfure d'hydrogene. |
| AU2013267517B2 (en) * | 2012-05-31 | 2015-11-26 | Huntsman Petrochemical Llc | An absorbent composition for the selective absorption of hydrogen sulfide and a process of use thereof |
| US11071944B2 (en) | 2012-05-31 | 2021-07-27 | Shell Oil Company | Absorbent composition for the selective absorption of hydrogen sulfide |
| US9447996B2 (en) | 2013-01-15 | 2016-09-20 | General Electric Technology Gmbh | Carbon dioxide removal system using absorption refrigeration |
| US9409125B2 (en) | 2013-03-29 | 2016-08-09 | The University Of Kentucky Research Foundation | Method of increasing mass transfer rate of acid gas scrubbing solvents |
| US9468883B2 (en) | 2013-03-29 | 2016-10-18 | The University Of Kentucky Research Foundation | Solvent and method for removal of an acid gas from a fluid stream |
| US9266102B2 (en) | 2013-03-29 | 2016-02-23 | The University Of Kentucky Research Foundation | Catalysts and methods of increasing mass transfer rate of acid gas scrubbing solvents |
| CN103394277B (zh) * | 2013-08-06 | 2015-11-18 | 国家电网公司 | 一种脱除燃煤烟气中二氧化碳的有机胺复合吸收剂 |
| CA2924825A1 (en) | 2013-08-29 | 2015-03-05 | Dow Global Technologies Llc | Gas sweetening solvents containing quaternary ammonium salts |
| US8986640B1 (en) | 2014-01-07 | 2015-03-24 | Alstom Technology Ltd | System and method for recovering ammonia from a chilled ammonia process |
| CN104069716B (zh) * | 2014-07-14 | 2017-02-15 | 成都赛普瑞兴科技有限公司 | 一种从酸性气流中除去co2及硫化物的溶剂及其应用 |
| US10005027B2 (en) | 2015-01-28 | 2018-06-26 | Fluor Technologies Corporaticn | Methods and systems for improving the energy efficiency of carbon dioxide capture |
| CN108017481B (zh) * | 2016-11-03 | 2020-08-04 | 中国石油化工股份有限公司 | 由合成气直接制低碳烯烃的产品气的分离装置和方法 |
| US10376829B2 (en) | 2017-06-13 | 2019-08-13 | Fluor Technologies Corporation | Methods and systems for improving the energy efficiency of carbon dioxide capture |
| CN110218596B (zh) * | 2019-05-30 | 2020-09-29 | 中石化石油机械股份有限公司研究院 | 一种天然气的脱酸工艺流程 |
| CN113135570B (zh) * | 2020-01-17 | 2023-03-21 | 南通泰禾化工股份有限公司 | 一种氧硫化碳的纯化方法 |
| WO2023241965A1 (en) | 2022-06-13 | 2023-12-21 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | A process for capturing carbon dioxide and/or hydrogen sulfide |
Family Cites Families (13)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| DE2551717C3 (de) * | 1975-11-18 | 1980-11-13 | Basf Ag, 6700 Ludwigshafen | und ggf. COS aus Gasen |
| GB1589231A (en) | 1977-04-21 | 1981-05-07 | Shell Int Research | Process for the removal of acidic gases |
| NL190316C (nl) * | 1978-03-22 | 1994-01-17 | Shell Int Research | Werkwijze voor het verwijderen van zure gassen uit een gasmengsel. |
| US4310864A (en) | 1979-06-04 | 1982-01-12 | Magnetic Peripherals Inc. | Cartridge loading and unloading mechanism |
| DE3408851A1 (de) * | 1984-03-10 | 1985-09-12 | Basf Ag, 6700 Ludwigshafen | Verfahren zum entfernen von co(pfeil abwaerts)2(pfeil abwaerts) und/oder h(pfeil abwaerts)2(pfeil abwaerts)s aus gasen |
| US4705673A (en) * | 1984-10-10 | 1987-11-10 | Union Carbide Corporation | Mixed solvent system for treating acidic gas |
| DE3518368A1 (de) * | 1985-05-22 | 1986-11-27 | Basf Ag, 6700 Ludwigshafen | Verfahren zum entfernen von co(pfeil abwaerts)2(pfeil abwaerts) und/oder h(pfeil abwaerts)2(pfeil abwaerts)s aus gasen |
| CA2177449C (en) * | 1996-05-20 | 2003-04-29 | Barry Steve Marjanovich | Process for treating a gas stream to selectively separate acid gases therefrom |
| DE19753903C2 (de) * | 1997-12-05 | 2002-04-25 | Krupp Uhde Gmbh | Verfahren zur Entfernung von CO¶2¶ und Schwefelverbindungen aus technischen Gasen, insbesondere aus Erdgas und Roh-Synthesegas |
| DE19828977A1 (de) | 1998-06-29 | 1999-12-30 | Basf Ag | Verfahren zur Entfernung saurer Gasbestandteile aus Gasen |
| US6337059B1 (en) * | 1999-05-03 | 2002-01-08 | Union Carbide Chemicals & Plastics Technology Corporation | Absorbent compositions for the removal of acid gases from gas streams |
| 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 |
-
2003
- 2003-01-14 AU AU2003214041A patent/AU2003214041B2/en not_active Expired
- 2003-01-14 NZ NZ533691A patent/NZ533691A/en not_active IP Right Cessation
- 2003-01-14 ES ES03709686T patent/ES2316734T3/es not_active Expired - Lifetime
- 2003-01-14 US US10/501,240 patent/US7758673B2/en active Active
- 2003-01-14 EP EP03709686A patent/EP1474218B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2003-01-14 CN CNB038022249A patent/CN100379485C/zh not_active Expired - Lifetime
- 2003-01-14 DE DE60325171T patent/DE60325171D1/de not_active Expired - Lifetime
- 2003-01-14 WO PCT/EP2003/000338 patent/WO2003057348A1/en active Application Filing
- 2003-01-14 JP JP2003557699A patent/JP2005514194A/ja active Pending
- 2003-01-14 CA CA2473064A patent/CA2473064C/en not_active Expired - Lifetime
- 2003-01-14 BR BRPI0306705-0A patent/BR0306705B1/pt active IP Right Grant
-
2004
- 2004-08-12 NO NO20043667A patent/NO334582B1/no not_active IP Right Cessation
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US20050166756A1 (en) | 2005-08-04 |
| NO20043667L (no) | 2004-08-12 |
| CA2473064A1 (en) | 2003-07-17 |
| EP1474218B1 (en) | 2008-12-10 |
| NZ533691A (en) | 2006-11-30 |
| US7758673B2 (en) | 2010-07-20 |
| BR0306705A (pt) | 2004-12-28 |
| DE60325171D1 (de) | 2009-01-22 |
| CN1615173A (zh) | 2005-05-11 |
| BR0306705B1 (pt) | 2011-10-04 |
| ES2316734T3 (es) | 2009-04-16 |
| JP2005514194A (ja) | 2005-05-19 |
| AU2003214041A1 (en) | 2003-07-24 |
| CA2473064C (en) | 2011-11-29 |
| AU2003214041B2 (en) | 2008-10-02 |
| CN100379485C (zh) | 2008-04-09 |
| WO2003057348A1 (en) | 2003-07-17 |
| EP1474218A1 (en) | 2004-11-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| NO334582B1 (no) | Fremgangsmåte for å fjerne karbondioksid fra gassblandinger og en absrbentvæske | |
| US9834734B2 (en) | Acid gas removal process by absorbent solution comprising amine compounds | |
| AU2007253430B2 (en) | Carbon dioxide absorbent requiring less regeneration energy | |
| CA2657993C (en) | Absorbent liquid, and apparatus and method for removing co2 or h2s from gas with use of absorbent liquid | |
| CA2872514C (en) | Aqueous alkanolamine absorbent composition comprising piperazine for enhanced removal of hydrogen sulfide from gaseous mixtures and method for using the same | |
| AU2009275767B2 (en) | Absorbent solution based on N,N,N',N'-tetramethylhexane-1,6-diamine and an amine having primary or secondary amine functions, and process for removing acid compounds from a gaseous effluent | |
| CA2870164C (en) | Aqueous alkanolamine solution and process for the removal of h2s from gaseous mixtures | |
| NO319385B1 (no) | Fremgangsmate for fjerning av karbondioksid til stede i gasser, samt absorbent | |
| CA2843316A1 (en) | Aminopyridine derivatives for removal of hydrogen sulfide from a gas mixture | |
| US20240189763A1 (en) | Contaminant removal process | |
| CA2985846C (en) | Solvent and method for removing acid gases from a gaseous mixture | |
| WO1993010883A1 (en) | Lean acid gas enrichment with selective hindered amines | |
| CA2986035C (en) | An aqueous alkanolamine composition and process for the selective removal of hydrogen sulfide from gaseous mixtures | |
| JP5061108B2 (ja) | 酸性ガススクラビング法のためのポリアルキレンアクリルアミド塩 | |
| JP5627534B2 (ja) | 吸収液、吸収液を用いたガス中のｃｏ２又はｈ２ｓ除去装置及び方法 | |
| JP7510884B2 (ja) | 高二酸化炭素分圧を有するガス状混合物から二酸化炭素を除去するための溶媒およびプロセス |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MK1K | Patent expired |