NL193746C - Werkwijze voor het verwijderen van CO#2 en eventueel aanwezig H#2S uit een gasmengsel. - Google Patents
Werkwijze voor het verwijderen van CO#2 en eventueel aanwezig H#2S uit een gasmengsel. Download PDFInfo
- Publication number
- NL193746C NL193746C NL8202061A NL8202061A NL193746C NL 193746 C NL193746 C NL 193746C NL 8202061 A NL8202061 A NL 8202061A NL 8202061 A NL8202061 A NL 8202061A NL 193746 C NL193746 C NL 193746C
- Authority
- NL
- Netherlands
- Prior art keywords
- solvent
- gas
- pressure
- kmolvh
- methane
- Prior art date
Links
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims description 40
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 29
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims description 104
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 20
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 claims description 18
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 claims description 18
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 claims description 17
- HXJUTPCZVOIRIF-UHFFFAOYSA-N sulfolane Chemical compound O=S1(=O)CCCC1 HXJUTPCZVOIRIF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 13
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 13
- 230000002745 absorbent Effects 0.000 claims description 10
- 239000002250 absorbent Substances 0.000 claims description 10
- 150000003512 tertiary amines Chemical class 0.000 claims description 10
- CRVGTESFCCXCTH-UHFFFAOYSA-N methyl diethanolamine Chemical group OCCN(C)CCO CRVGTESFCCXCTH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 125000001931 aliphatic group Chemical group 0.000 claims description 3
- 125000002768 hydroxyalkyl group Chemical group 0.000 claims description 3
- LVTYICIALWPMFW-UHFFFAOYSA-N diisopropanolamine Chemical compound CC(O)CNCC(C)O LVTYICIALWPMFW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229940043276 diisopropanolamine Drugs 0.000 claims description 2
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 claims 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 88
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 15
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 description 14
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 description 14
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 8
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 5
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 5
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 5
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 229910002091 carbon monoxide Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 4
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 4
- 238000011282 treatment Methods 0.000 description 4
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- ZMXDDKWLCZADIW-UHFFFAOYSA-N N,N-Dimethylformamide Chemical compound CN(C)C=O ZMXDDKWLCZADIW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 3
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 3
- 230000001172 regenerating effect Effects 0.000 description 3
- 150000003335 secondary amines Chemical class 0.000 description 3
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 3
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 3
- SECXISVLQFMRJM-UHFFFAOYSA-N N-Methylpyrrolidone Chemical compound CN1CCCC1=O SECXISVLQFMRJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N Triethanolamine Chemical compound OCCN(CCO)CCO GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 2
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 2
- -1 dialkanolamine Chemical class 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 150000003141 primary amines Chemical class 0.000 description 2
- ZUHZGEOKBKGPSW-UHFFFAOYSA-N tetraglyme Chemical compound COCCOCCOCCOCCOC ZUHZGEOKBKGPSW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- BFSVOASYOCHEOV-UHFFFAOYSA-N 2-diethylaminoethanol Chemical compound CCN(CC)CCO BFSVOASYOCHEOV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- CNPURSDMOWDNOQ-UHFFFAOYSA-N 4-methoxy-7h-pyrrolo[2,3-d]pyrimidin-2-amine Chemical compound COC1=NC(N)=NC2=C1C=CN2 CNPURSDMOWDNOQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UEEJHVSXFDXPFK-UHFFFAOYSA-N N-dimethylaminoethanol Chemical compound CN(C)CCO UEEJHVSXFDXPFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- AKNUHUCEWALCOI-UHFFFAOYSA-N N-ethyldiethanolamine Chemical compound OCCN(CC)CCO AKNUHUCEWALCOI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- SLINHMUFWFWBMU-UHFFFAOYSA-N Triisopropanolamine Chemical compound CC(O)CN(CC(C)O)CC(C)O SLINHMUFWFWBMU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 1
- 150000001408 amides Chemical class 0.000 description 1
- 239000003125 aqueous solvent Substances 0.000 description 1
- 239000001273 butane Substances 0.000 description 1
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 description 1
- 239000000567 combustion gas Substances 0.000 description 1
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 229960002887 deanol Drugs 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N diethanolamine Chemical compound OCCNCCO ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000012972 dimethylethanolamine Substances 0.000 description 1
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 1
- 238000007710 freezing Methods 0.000 description 1
- 230000008014 freezing Effects 0.000 description 1
- 239000002737 fuel gas Substances 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 239000011261 inert gas Substances 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N n-butane Chemical compound CCCC IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N n-pentane Natural products CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 1
- 239000013557 residual solvent Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
- B01D53/34—Chemical or biological purification of waste gases
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10K—PURIFYING OR MODIFYING THE CHEMICAL COMPOSITION OF COMBUSTIBLE GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE
- C10K1/00—Purifying combustible gases containing carbon monoxide
- C10K1/08—Purifying combustible gases containing carbon monoxide by washing with liquids; Reviving the used wash liquors
- C10K1/16—Purifying combustible gases containing carbon monoxide by washing with liquids; Reviving the used wash liquors with non-aqueous liquids
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
- B01D53/14—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
- B01D53/1456—Removing acid components
- B01D53/1462—Removing mixtures of hydrogen sulfide and carbon dioxide
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
- B01D53/14—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
- B01D53/1493—Selection of liquid materials for use as absorbents
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
- B01D53/34—Chemical or biological purification of waste gases
- B01D53/46—Removing components of defined structure
- B01D53/48—Sulfur compounds
- B01D53/52—Hydrogen sulfide
- B01D53/526—Mixtures of hydrogen sulfide and carbon dioxide
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C07—ORGANIC CHEMISTRY
- C07C—ACYCLIC OR CARBOCYCLIC COMPOUNDS
- C07C7/00—Purification; Separation; Use of additives
- C07C7/11—Purification; Separation; Use of additives by absorption, i.e. purification or separation of gaseous hydrocarbons with the aid of liquids
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10K—PURIFYING OR MODIFYING THE CHEMICAL COMPOSITION OF COMBUSTIBLE GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE
- C10K1/00—Purifying combustible gases containing carbon monoxide
- C10K1/08—Purifying combustible gases containing carbon monoxide by washing with liquids; Reviving the used wash liquors
- C10K1/10—Purifying combustible gases containing carbon monoxide by washing with liquids; Reviving the used wash liquors with aqueous liquids
- C10K1/12—Purifying combustible gases containing carbon monoxide by washing with liquids; Reviving the used wash liquors with aqueous liquids alkaline-reacting including the revival of the used wash liquors
- C10K1/14—Purifying combustible gases containing carbon monoxide by washing with liquids; Reviving the used wash liquors with aqueous liquids alkaline-reacting including the revival of the used wash liquors organic
- C10K1/143—Purifying combustible gases containing carbon monoxide by washing with liquids; Reviving the used wash liquors with aqueous liquids alkaline-reacting including the revival of the used wash liquors organic containing amino groups
-
- 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
-
- 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
- Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
- Y02P20/00—Technologies relating to chemical industry
- Y02P20/151—Reduction of greenhouse gas [GHG] emissions, e.g. CO2
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- Combustion & Propulsion (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Biomedical Technology (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Water Supply & Treatment (AREA)
- Gas Separation By Absorption (AREA)
- Treating Waste Gases (AREA)
- Industrial Gases (AREA)
Description
1 193746
Werkwijze voor het verwijderen van C02 en eventueel aanwezig H2S uit een gasmengsel
De uitvinding heeft betrekking op een werkwijze voor het verwijderen van C02 en eventueel aanwezig H2S uit een gasmengsel, waarbij 5 a. het gasmengsel bij verhoogde druk in tegenstroom in aanraking wordt gebracht met een oplosmiddel; b. het verkregen beladen oplosmiddel ten minste éénmaal wordt afgedampt door de druk te verlagen tot een niveau dat hoger is dan de totale partiële druk van het COz en H2S aanwezig in het beladen oplosmiddel, bij de heersende temperatuur; c. het in stap b verkregen beladen oplosmiddel ten minste éénmaal wordt afgedampt door de druk te 10 verlagen tot een niveau dat lager is dan de totale partiële druk van het C02 en H2S aanwezig is in het beladen oplosmiddel, bij de heersende temperatuur, en het in stap c verkregen half beladen oplosmiddel in stap a als oplosmiddel wordt gebruikt, eventueel nadat de gehele hoeveelheid of een deel ervan volledig is geregenereerd. Een dergelijke werkwijze is bekend uit het Duitse octrooischrift 2.226.215.
15 Verwijdering van C02 uit gasmengsels, als zodanig uit een gasmengsel, dat geen of praktisch geen H2S bevat (bijvoorbeeld aardgas), of CO gemengd met H2S, is dikwijls noodzakelijk om de gasmengsels een gewenste calorische waarde te geven en/of ter vermijding van corrosie in de transportleidingen en/of ter vermijding van bevriezing in cryogene apparaten en/of van het vervoer van C02 dat geen waarde heeft voor het gasmengsel dat uiteindelijk voor een bepaald doel wordt gebruikt 20 Het C02 en eventueel aanwezig H2S wordt in het algemeen uit genoemde gasmengsels verwijderd door middel van vloeibare oplosmiddelen, die dikwijls basisch zijn. Ten minste een deel van het in de gasmengsels aanwezige C02 zal met ten minste een deel van het eventueel aanwezige H2S in het vloeibare oplosmiddel worden geabsorbeerd. Het H2S en C02 (die in deze beschrijving ook zure gassen worden genoemd) zullen uit de genoemde gasmengsels worden verwijderd bij de druk van het desbetreffende 25 gasmengsel, i.e. in veel gevallen bij verhoogde druk.
Het beladen oplosmiddel dat wordt verkregen na absorptie van C02 en eventueel aanwezig H2S uit het gasmengsel moet gedeeltelijk of geheel worden geregenereerd, waarbij eventueel aanwezig H2S en het C02 vrijkomen.
Wanneer H2S in een noemenswaardige hoeveelheid aanwezig is in het gas dat na regeneratie van het 30 beladen oplosmiddel wordt verkregen, kan dit gas niet in de atmosfeer worden afgevoerd voordat ten minste het merendeel van het H2$ emit is verwijderd. Het H2S wordt zeer geschikt uit dit gas verwijderd door het om te zetten in elementaire zwavel, dat wordt afgescheiden. De omzetting van H2S in elementaire zwavel wordt in het algemeen uitgevoerd volgens een Claus-methode, waarbij een hoeveelheid van het H2S tot S02 wordt geoxideerd, en zwavel en water ontstaan door de reactie tussen H2S en S02, eventueel onder 35 toepassing van een geschikte katalysator. Voor het toepassen van een Claus-methode moet het molaire percentage van H2S in een mengsel met C02 ten minste ongeveer 15 zijn. indien dit percentage tussen ongeveer 15 en ongeveer 40 ligt, kan de Claus-methode worden uitgevoerd door een derde deel van het gas af te scheiden, het erin aanwezige H2S tot S02 te verbranden, en het verkregen S02-bevattende gas vervolgens te mengen met de rest van het H2S-bevattende gas, waarna de Claus-reactie verder bij 40 verhoogde temperatuur en bij voorkeur bij aanwezigheid van een katalysator kan worden uitgevoerd. Wanneer het gas ongeveer 40 mol.% H2S of meer bevat, kan de Claus-methode worden uitgevoerd door het gas te verbranden met een hoeveelheid lucht die voldoende is om een derde deel van de H2S in S02 om te zetten en het H2S vervolgens met het S02 in reactie te brengen ter bereiding van zwavel en water.
In vele gevallen is het gas dat tijdens de regeneratie van het beladen oplosmiddel vrij komt, ongeschikt 45 om in een Claus-methode te worden gebruikt, daar het H2S-gehalte ervan te laag is en dit gas aan verdere behandelingen ter verhoging van het H2S-gehalte moet worden onderworpen.
Wanneer het tijdens de regeneratie vrijkomende gas een zodanig hoog H2S-gehalte heeft dat het in een Claus-methode kan worden toegepast, kan het nochtans van belang zijn het H2S-gehalte ervan te verhogen, omdat in het laatste geval de totale hoeveelheid gas, die in de Claus-methode moet worden gebruikt, lager 50 is en de apparaten derhalve kleiner kunnen zijn.
Het H2S-gehalte van het gas dat tijdens de regeneratie van het beladen oplosmiddel vrijkomt, kan uiteraard worden verhoogd door het H2S selectief uit dit gas te absorberen in een geschikt oplosmiddel en het gebruikte oplosmiddel te regenereren. Een dergelijke tweede absorptiebehandeling is echter niet aantrekkelijk gezien de aanvullende apparaten die hiervoor nodig zijn en de extra hoeveelheid energie die 55 vereist is voor de regeneratie van het beladen oplosmiddel.
In de Nederlandse octrooiaanvrage 7804154 wordt een werkwijze beschreven voor het verwijderen van zure gassen uit zure gassen-bevattende gasmengsels waarbij gebruikgemaakt wordt van sulfolaan en een 193746 2 amine met een pKb (bij 25°C) van 3-14, zoals diëthanolamine, methyldiëthanolamine, dWsopropanolamine en triethanolamine, in het bijzonder een secundair amine als dialkanolamine, bevattend waterig oplosmiddel (30-50 gew.%, 20-55 gew.% resp. 5-35 gew.%) dat ter regeneratie aan een enkelvoudige afdampstap wordt onderworpen. Daarbij is vermeld dat ook eerst een afdampzone waarin een groot gedeelte van 5 geabsorbeerde zure gassen en andere gasvormige verontreinigingen worden verwijderd bij een druk van 2,5-9 kg/cm, alvorens de zure gassen en andere geabsorbeerde gassen alsmede water bij 1-5 kg/cm2 in een afdampinrichting te verwijderen, kan worden toegepast. De stoombehoefte per volume-eenheld absorbeermiddel is min of meer constant en derhalve geringer bij vermindering van de oplosmlddelcirculatie.
In het Duitse octrooischrift 2.226.215 wordt een werkwijze beschreven voor het regenereren van een '0 beladen fysisch oplosmiddel middels een meervoudige afdamping waarbij het in de eerste afdampstap bij een verlaagde doch superatmosferische druk, verkregen niet zure gasvormige componenten als watervrij stripgas bij de volgende regeneratiestap bij atmosferische of verlaagde druk wordt toegepast Uit het dit octrooischrift aangehaalde Duitse octrooischrift 1.494.809 blijkt dat het te gebruiken fysisch oplosmiddel (N-methylpyrrolidon) geen of minder dan 3 gew.% water dient te bevatten ter voorkoming van niet optimale '5 absorptie van C02. Voor een H2S absorptie uit een gas dat ook C02 bevat kunnen hogere watergehalten in het oplosmiddel worden toegepast.
Volgens de werkwijze volgens de uitvinding is voor de regeneratie van het oplosmiddel dat met C02 en eventueel aanwezig H2S is beladen, een zeer geringe hoeveelheid energie nodig, en kunnen gassen met een hoog H2S-gehalte, die gebruikt zijn voor een Claus-methode, met behulp van een enkele absorptie-10 behandeling uit H2S-bevattende gasmengsels worden verkregen.
De uitvinding zoals in de aanhef is omschreven wordt daartoe gekenmerkt doordat het in de stappen b en c gebruikte oplosmiddel (een gesubstitueerde) tetrahydrothiofeen 1,1-dioxide, een tertiair amine dat alifatisch is en ten minste één hydroxyalkylgroep per molecule bevat en 5 tot 35 gew.% water bevat.
Zure gassen kunnen met tertiaire aminen reageren. Zeer geschikte tertiaire aminen zijn alifatisch, in het ?5 bijzonder die welke ten minste één hydroxyalkylgroep per molecule bevatten. Voorbeelden zijn triëthanola-mine, tripropanolamine, tri-isopropanolamine, ethyldiëthanolamine, dimethylethanolamine, diëthylethanola-mine. De voorkeur wordt gegeven aan methyldiëthanolamine.
Een fysisch absorbens is een verbinding waarin zure gassen oplossen zonder dat zij met de verbinding reageren. Zeer geschikte fysische absorbentia zijn sulfolaan en gesubstitueerde sulfolanen, alcoholen met 10 1-5 koolstofatomen per molecule (bijvoorbeeld methanol), tetraetheenglycoldimethylether, N-methylpyrrolidon, gealkyleerde carbonzure amiden (bijvoorbeeld dimethylformamide). De voorkeur wordt gegeven aan sulfolaan. Het woord "sulfolaan” is een aanduiding voor de verbinding "tetrahydrothiofeen 1,1-dioxide".
Het oplosmiddel bevat zeer geschikt naast 5-35 gew.% water 10-60 gew.% tertiair amine, bij voorkeur 35 methyldiëthanolamine, 15-55 gew.% sulfolaan. Opgemerkt wordt dat volgens NL-A-7803075 een dialkyl-monoalkanolamine met name diëthyl-monoethanotamine tot een geringer verbruik aan absorbentia leidt dan bij toepassing van methyldiëthanolamine of van diisopropanolamine in een oplossing van bijv. 35 gew.% water, 15 gew.% sulfolaan en 50 gew.% van het amine.
Vermeld is dat het beladen oplosmiddel geregenereerd kan worden door verhitten en/of met inert gas 10 zoals stoom, strippen.
het gasmengsel wordt in stap a met het oplosmiddel in aanraking gebracht bij verhoogde druk, i.e. een druk van ten minste 5, in het bijzonder van ten minste 10 bar. Een druk in het gebied van 20 tot 100 bar is zeer geschikt (verg. de Nederlandse octrooiaanvragen 7804154 en 7803075).
Het gasmengsel wordt zeer geschikt met het oplosmiddel in aanraking gebracht in een contactzone, 15 bijvoorbeeld een absorptiekolom die 15 tot 80 contactlagen, zoals schotels met kleppen, borrelkapschotels, keerschotten en dergelijke bevat. De oplosmiddelcirculatie kan eventueel worden verminderd door beladen oplosmiddel op een punt in het laagste deel van de contactzone daaruit te verwijderen, het afgescheiden beladen oplosmiddel extern te koelen en het weer toe te voeren aan het laagste deel van de contactzone om het weer in aanraking te brengen met het te zuiveren gasmengsel, zoals beschreven in de Nederlandse 10 octrooiaanvrage 7804154.
De temperatuur tijdens het contact tussen het gasmengsel en het oplosmiddel in stap a kan binnen ruime grenzen variëren. Temperaturen van 15 tot 110°C zijn zeer geschikt, temperaturen van 20 tot 80°C hebben de voorkeur.
In stap a wordt de gehele hoeveelheid eventueel aanwezig COS, of het grootste deel daarvan, uit het 15 gasmengsel verwijderd.
Het in stap a verkregen, beladen oplosmiddel bevat C02, eventueel COS, eventueel H2S en, in het algemeen, hoeveelheden opgeloste niet-zure bestanddelen afkomstig van het te zuiveren gasmengsel, 3 193746 bijvoorbeeld koolwaterstoffen en/of waterstof en/of koolmonoxide. Deze niet-zure gassen moeten althans ten dele uit het beladen oplosmiddel worden verwijderd door het oplosmiddel in stap b af te dampen tot een druk die hoger is dan de totale partiële druk van de in het beladen oplosmiddel aanwezige zure gassen. Op deze manier komen slechts zeer kleine hoeveelheden zure gassen tezamen met de niet-zure gassen, 5 bijvoorbeeld koolwaterstoffen en/of waterstof en/of koolmonoxide, vrij. Het gasmengsel dat na het afdampen in stap b wordt verkregen kan desgewenst naar stap a worden teruggevoerd, doch om te vermijden dat dit gasmengsel weer wordt samengeperst, wordt het bij voorkeur voor een ander doel gebruikt, bijvoorbeeld als stookgas (desgewenst na verwijdering van de gehele aanwezige hoeveelheid H2S of een gedeelte daarvan, bijvoorbeeld door genoemd gasmengsel met een kleine hoeveelheid onbeladen oplosmiddel in aanraking te 10 brengen). Niet-zure gassen moeten uit het beladen oplosmiddel worden verwijderd voordat het oplosmiddel wordt afgedampt tot een lagere druk dan de totale partiële druk van de zure gassen, aangezien de koolwaterstoffen en/of waterstof en/of het koolmonoxide anders tezamen met een aanzienlijke hoeveelheid zure gassen zouden worden verwijderd. Aangezien deze zure gassen of de eruit verkregen verbrandingsgassen in vele gevallen in de atmosfeer moeten worden afgevoerd, zouden de koolwaterstoffen en/of de 15 waterstof en/of het koolmonoxide tegelijkertijd worden afgevoerd of verbrand, hetgeen een verlies van deze waardevolle verbindingen zou zijn.
Ofschoon het beladen oplosmiddel in stap b meerdere keren kan worden afgedampt, steeds bij een lagere druk, zal de grootste hoeveelheid opgeloste niet-zure bestanddelen in de meeste gevallen in één afdampingsbehandeling worden verwijderd, en om deze reden wordt er de voorkeur aan gegeven het 20 beladen oplosmiddel éénmaal in stap b af te dampen.
Het in stap b verkregen beladen oplosmiddel - dat behalve zure gassen slechts kleine hoeveelheden andere opgeloste verbindingen bevat - wordt in stap c afgedampt tot een druk die lager is dan de totale partiële druk van de zure gassen in genoemd beladen oplosmiddel, bij de heersende temperatuur. Gebleken is dat in de werkwijze volgens de uitvinding (waarin een oplosmiddel wordt gebatikt dat een tertiair amine en 25 een fysisch absorbens en 3-35 gew.% water bevat) de vrijgekomen hoeveelheid C02 veel groter is dan in gemodificeerde werkwijzen die alleen van de werkwijze volgens de uitvinding verschillen doordat het oplosmiddel een secundair en/of primair amine in plaats van een tertiair amine bevat dan wel een tertiair amine bevat, doch geen fysisch absorbens. Wanneer het beladen oplosmiddel ook H2S bevat, heeft het vrijgekomen gas na de drukvermindering in stap c een veel hogere molaire verhouding van C02 tot H2S dan 30 de molaire verhouding waarin deze gassen oorspronkelijk in het beladen oplosmiddel aanwezig waren. Het is voordelig het beladen oplosmiddel vóór of tijdens het afdampen in stap c te verhitten, bijvoorbeeld tot een temperatuur van 45 tot 110°C, omdat in dit geval de molaire verhouding van C02 tot H2S in de gassen die na de drukverlaging zijn vrijgekomen, nog verder wordt verhoogd. Bovengenoemde gemodificeerde werkwijze, waarbij gebruik woedt gemaakt van een oplosmiddel dat een secundair of primair amine en een 35 fysisch absorbens naast water bevat of van een oplosmiddel dat een tertiair amine en geen fysisch absorbens bevat, geeft een veel lagere molaire verhouding van C02 tot HZS in het na de drukverlaging vrijgekomen gas. Aangezien het in stap c vrijgekomen gas een hogere molaire verhouding van CO tot H2S heeft dan die van het oorspronkelijke beladen oplosmiddel, is de molaire verhouding vein H2S tot C02 in het oplosmiddel, dat na de drukverlaging in stap c overblijft, hoger dan de oorspronkelijke verhouding.
40 Aangezien bij elke drukverlaging in stap c de molaire verhouding van H2S tot C02 in het overblijvende oplosmiddel wordt verhoogd, kan het van voordeel zijn het beladen oplosmiddel in stap c ten minste tweemaal af te dampen, iedere keer tot een lagere druk of bij een hogere temperatuur wanneer het oorspronkelijke gasmengsel H2S bevat. De druk van het beladen oplosmiddel zal na de drukverlaging in stap c in het algemeen ongeveer atmosferisch zijn.
45 In stap c komt een grote hoeveelheid C02 vrij en wordt het beladen oplosmiddel derhalve in feite in aanzienlijke mate geregenereerd, waardoor een half beladen oplosmiddel wordt verkregen. Wanneer het oorspronkelijke gasmengsel nagenoeg vrij van H2S is, bevat het half beladen oplosmiddel verkregen in stap c C02 als het enige zure gas en wordt het bij voorkeur als zodanig althans ten dele als oplosmiddel gebruikt in stap a; in veel gevallen zal de hoeveelheid C02 aanwezig in het half beladen oplosmiddel verkregen in 50 stap c zo gering zijn dat er de voorkeur aan wordt gegeven dit half beladen oplosmiddel als het enige oplosmiddel in stap a te gebruiken. Het in stap c verkregen half beladen oplosmiddel kan desgewenst geheel of ten dele volledig worden geregenereerd (bijvoorbeeld door strippen met stoom) en in stap a als oplosmiddel worden gebruikt. Wanneer volledig geregenereerd oplosmiddel en half beladen oplosmiddel beide als oplosmiddel in stap a worden gebruikt, wordt het eerstgenoemde oplosmiddel bij voorkeur in de 55 contactzone gebracht op een punt dat verder van de inlaat van het gasmengsel is verwijderd dan de toevoer van het half beladen oplosmiddel.
Wanneer het oorspronkelijke gasmengsel niet alleen C02 doch ook H2S bevat, zullen de zure gassen die 193746 4 tijdens het afdampen in stap c vrijkomen in een aantal gevallen zulke kleine hoeveelheden H2S bevatten, dat zij na verbranding in de atmosfeer kunnen worden geloosd. Indien gewenst of vereist, kan het H2S aanwezig in de gassen die tijdens het afdampen in stap c vrijkomen, eruit worden verwijderd door deze gassen met een oplosmiddel in aanraking te brengen onder omstandigheden die gunstig zijn om H2S 5 selectief ten opzichte van C02 te verwijderen. Voor deze selectieve verwijdering kan bijvoorbeeld geschikt gebruik worden gemaakt van een mengsel dat een amine en eventueel een fysisch absorbens bevat, in het bijzonder het oplosmiddel dat volgens de onderhavige uitvinding moet worden gebruikt. Teneinde een hoge selectiviteit voor het verwijderen van HS te bereiken, vindt het contact zeer geschikt plaats bij een hoge gassnelheid In een kolom met minder dan 20 contactschotels, bijvoorbeeld zoals beschreven in de 0 Nederlandse octrooiaanvrage 7804154.
Wanneer H2S in het oorspronkelijke gasmengsel aanwezig is, bevat het in stap c verkregen half beladen oplosmiddel H2S en C02 in een hoge molaire verhouding. In verband met het hoge H2S-gehalte is dit half beladen oplosmiddel niet geschikt om in stap a als oplosmiddel te worden gebruikt en moeten de daarin aanwezige zure gassen eruit worden verwijderd. De zure gassen worden uit genoemd half beladen '5 oplosmiddel verwijderd door dit volledig te regenereren tot een onbeladen oplosmiddel. De regeneratie wordt zeer geschikt uitgevoerd door het oplosmiddel in een regeneratiekolom te verwarmen (bijvoorbeeld tot een temperatuur van 80 tot 160°C), welke verwarming bij voorkeur door strippen met stoom wordt uitgevoerd.
Het tijdens deze regeneratie verkregen gas heeft een zodanig H2S-gehalte dat het geschikt kan worden ?0 gebruikt in een Claus-methode ter bereiding van zwavel.
Het na de regeneratie verkregen onbeladen oplosmiddel kan zeer geschikt weer in stap a worden gebruikt en het kan desgewenst ook in aanraking worden gebracht met het uit stap b of c afkomstige afgedampte gas.
Om de in de werkwijze benodigde hoeveelheid energie zo laag mogelijk te houden, is het uiteraard ?5 voordelig de in de werkwijze toegepaste stromen, indien mogelijk, aan warmtewisseling te onderwerpen.
Voorbeeld I
Een hoeveelheid van 10.000 kmolVh van een gasmengsel (samenstelling 80 vol.% methaan, 5 vol.% ethaan, 3 vol.% propaan, 1 vol.% butaan, 1 vol.% H2S en 10 vol.% CO^ wordt bij een temperatuur van 30 40°C en een druk van 50 bar toegevoerd aan het ondereinde van een absorptiekolom die 30 schotels met kleppen bevat. Dit gasmengsel wordt in tegenstroom in aanraking gebracht met 300 m/h van een onbeladen oplosmiddel bestaande uit 50 gew.% methyldiëthanolamine, 25 gew.% sulfolaan en 25 gew.% water. Gezuiverd gas verlaat de absorptiekolom aan het boveneinde in een hoeveelheid van 9.511,4 kmolVh; dit gas beat 644 kmol./h C02 en minder dan 4 volumedelen per miljoen (vdpm) H2S.
35 Het beladen oplosmiddel (300 m3/h) wordt aan het ondereinde uit de absorptiekolom verwijderd; het bevat 99,7 kmolVh H2S en 356 kmolVh C02. Dit beladen oplosmiddel wordt afgedampt en verwarmd tot een druk van 15 bar bij een temperatuur van 69,2°C. Het afgedampte gas (45 kmolVh) bevat 1,5 kmolVh H2S, 10,7 kmolVh C02, de rest bestaat uit koolwaterstoffen. Het na deze eerste afdamping verkregen beladen oplosmiddel bevat 98,6 kmolVh H2S en 345 kmolVh C02. Het wordt verwarmd door indirecte warmte-10 wisseling met een onbeladen oplosmiddel en afgedampt tot een druk van 1,3 bar bij een temperatuur van 70°C. Het bij deze tweede afdamping vrijgekomen gas (293,6 kmolVh) bestaat uit 35,6 kmolVh H2S en 258 kmolVh C02. Het wordt in tegenstroom met 148 m3/h onbeladen oplosmiddel in aanraking gebracht in een tweede absorptiekolom met 13 schotels met kleppen bij een temperatuur van 40°C en een druk van 1,1 bar, waarbij 212 kmolVh gas wordt verkregen dat uit C02 met 300 dpm H2S bestaat. Het in de laatstgenoemde t5 absorptiekolom verkregen beladen oplosmiddel wordt tezamen met het na de tweede afdamping verkregen half beladen oplosmiddel geregenereerd. Dit half beladen oplosmiddel bevat 63 kmolVh H2S en 87 kmolVh C02. De regeneratie wordt door strippen met stoom uitgevoerd, waarbij een gas wordt verkregen dat uit 98,6 kmolVh H2S en 133 kmolVh C02 bestaat, welk gas zeer geschikt is om in een Claus-methode te worden toegepast. Het na regeneratie verkregen onbeladen oplosmiddel (448 m3/h) wordt voor een deel 50 (148 m3/h) teruggevoerd naar de tweede absorptiekolom en voor een deel (300 m3/h) (na indirecte warmtewisseling met het beladen oplosmiddel afkomstig van een eerste afdamping) als onbeladen oplosmiddel in de eerste absorptiekolom gebruikt
Voorbeeld II
55 10.000 kmolVh van een gasmengsel (compositie 90,65 vol.% methaan en 9,35 vol.% C02) werd bij een temperatuur van 35°C en een druk van 91 bar toegevoerd aan het ondereinde van een absorptiekolom die 20 schotels met kleppen bevatte. Dit gasmengsel werd in tegenstroom in aanraking gebracht met 844 m3/h
Claims (4)
1. Werkwijze voor het verwijderen van C02 en eventueel aanwezig H2S uit een gasmengsel, waarbij a. het gasmengsel bij verhoogde druk in tegenstroom in aanraking wordt gebracht met een oplosmiddel; b. het verkregen beladen oplosmiddel ten minste éénmaal wordt afgedampt door de druk te verlagen tot een niveau dat hoger Is dan de totale partiële druk van het C02 en H2S aanwezig in het beladen oplosmiddel, bij de heersende temperatuur; 35 c. het in stap b verkregen beladen oplosmiddel ten minste éénmaal wordt afgedampt door de druk te verlagen tot een niveau dat lager is dan de totale partiële druk van het C02 en H2S aanwezig is in het beladen oplosmiddel, bij de heersende temperatuur, en het in stap c verkregen half beladen oplosmiddel in stap a als oplosmiddel wordt gebruikt, eventueel nadat de gehele hoeveelheid of een deel ervan volledig is geregenereerd, 40 met het kenmerk, dat het in de stappen b en c gebruikte oplosmiddel (een gesubstitueerd) tetrahydrothio-feen 1,1-dioxide, een tertiair amine dat alifatisch is en ten minste één hydrcxyalkylgroep per molecule bevat en 5 tot 35 gew.% water bevat.
2. Werkwijze volgens conclusie 1, met het kenmerk, dat het tertiaire amine methyldiêthanolamine is.
3. Werkwijze volgens één der voorgaande conclusies, met het kenmerk, dat het fysische absorbens 45 tetrahydrothiofeen 1,1-dioxide is.
4. Werkwijze volgens één der voorgaande conclusies, met het kenmerk, dat het oplosmiddel 10-60 gew.% van methyldiêthanolamine en 15-55 gew.% tetrahydrothiofeen 1,1-dioxide bevat.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| GB8118288 | 1981-06-15 | ||
| GB8118288 | 1981-06-15 |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NL8202061A NL8202061A (nl) | 1983-01-03 |
| NL193746B NL193746B (nl) | 2000-05-01 |
| NL193746C true NL193746C (nl) | 2000-09-04 |
Family
ID=10522502
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NL8202061A NL193746C (nl) | 1981-06-15 | 1982-05-19 | Werkwijze voor het verwijderen van CO#2 en eventueel aanwezig H#2S uit een gasmengsel. |
Country Status (21)
| Country | Link |
|---|---|
| JP (1) | JPS57209626A (nl) |
| KR (1) | KR840000263A (nl) |
| AU (1) | AU546704B2 (nl) |
| BE (1) | BE893386A (nl) |
| BR (1) | BR8203471A (nl) |
| CA (1) | CA1205276A (nl) |
| DD (1) | DD202129A5 (nl) |
| DE (1) | DE3222281C2 (nl) |
| DK (1) | DK162192C (nl) |
| DZ (1) | DZ429A1 (nl) |
| ES (1) | ES513052A0 (nl) |
| FR (1) | FR2507498B1 (nl) |
| GB (1) | GB2103645B (nl) |
| IN (1) | IN156408B (nl) |
| IT (1) | IT1210895B (nl) |
| NL (1) | NL193746C (nl) |
| NO (1) | NO154785C (nl) |
| NZ (1) | NZ200951A (nl) |
| PL (1) | PL236913A1 (nl) |
| SU (1) | SU1577685A3 (nl) |
| ZA (1) | ZA824163B (nl) |
Families Citing this family (17)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| IT1132170B (it) * | 1980-07-04 | 1986-06-25 | Snam Progetti | Processo di separazione selettiva di idrogeno solforato da miscele gassose contenenti anche anidride carbonica |
| IT1177324B (it) * | 1984-11-26 | 1987-08-26 | Snam Progetti | Procedimento per rimuovere selettivamente l'idrogeno solforato da miscele gassose contenenti anche anidride carbonica |
| NL8600030A (nl) * | 1986-01-09 | 1987-08-03 | Shell Int Research | Verwijderen van zure gassen uit een gasmengsel. |
| JPH01135518A (ja) * | 1987-11-20 | 1989-05-29 | Seitetsu Kagaku Co Ltd | スルフォランによる吸収除害方法 |
| GB8830199D0 (en) * | 1988-12-23 | 1989-02-22 | Shell Int Research | Removing hydrogen sulphide from a gas mixture |
| US5397556A (en) * | 1992-12-16 | 1995-03-14 | The Regents Of The Unviversity Of California | Process for recovery of sulfur from acid gases |
| US5508012A (en) * | 1993-03-05 | 1996-04-16 | Quaker Chemical Corporation | Methods for recovering sodium sulfides from a sulfur scavenging reaction |
| US5347003A (en) * | 1993-03-05 | 1994-09-13 | Quaker Chemical Corporation | Methods for regenerating a sulfur scavenging compound from a product of a sulfur scavenging reaction |
| US5698171A (en) * | 1996-01-10 | 1997-12-16 | Quaker Chemical Corporation | Regenerative method for removing sulfides from gas streams |
| US5885538A (en) * | 1997-07-02 | 1999-03-23 | Quaker Chemical Corporation | Method and composition for the regeneration of an aminal compound |
| EP0918049A1 (en) * | 1997-10-27 | 1999-05-26 | Shell Internationale Researchmaatschappij B.V. | Process for the purification of an alkanolamine |
| FR2820430B1 (fr) * | 2001-02-02 | 2003-10-31 | Inst Francais Du Petrole | Procede de desacidification d'un gaz avec lavage des hydrocarbures desorbes lors de la regeneration du solvant |
| AU2003298333B2 (en) * | 2002-11-28 | 2008-05-01 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Process for removing sulphur compounds including hydrogen sulphide and mercaptans from gas streams |
| CA2700313A1 (en) * | 2007-09-20 | 2009-03-26 | Swapsol Corp. | Process for destroying carbonaceous materials and composition and system thereof |
| DE102008043329B3 (de) * | 2008-10-30 | 2010-06-24 | Helmholtz-Zentrum Für Umweltforschung Gmbh - Ufz | Vorrichtung und Verfahren zur Sanierung und Separation von Gasakkumulationen in Gewässern |
| WO2011041361A1 (en) * | 2009-09-29 | 2011-04-07 | Fluor Technologies Corporation | Gas purification configurations and methods |
| AU2017217911B2 (en) * | 2016-02-08 | 2021-10-07 | Basf Se | Method for separating C5-C8 hydrocarbons and acid gases from a fluid stream |
Family Cites Families (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3242640A (en) * | 1962-12-27 | 1966-03-29 | Union Oil Co | Removal of acid constituents from gas mixtures |
| DE1494809C3 (de) * | 1966-10-25 | 1974-01-17 | Metallgesellschaft Ag, 6000 Frankfurt | Verfahren zum Auswaschen von Kohlendioxid aus schwefelarmen oder schwefelfreien Gasen |
| US3770622A (en) * | 1970-12-28 | 1973-11-06 | Fluor Corp | Treatment of wet natural gas mixtures to recover liquid hydrocarbons |
| DE2226215C3 (de) * | 1972-05-30 | 1975-09-25 | Metallgesellschaft Ag, 6000 Frankfurt | Verfahren zur Regeneration eines beladenen Absorptionsmittels, das beim Auswaschen von sauren Komponenten aus Gasen anfällt |
| US4025322A (en) * | 1975-05-19 | 1977-05-24 | Shell Oil Company | Removal of hydrocarbons and water from acid gas streams |
| GB1589231A (en) * | 1977-04-21 | 1981-05-07 | Shell Int Research | Process for the removal of acidic gases |
-
1982
- 1982-05-18 CA CA000403167A patent/CA1205276A/en not_active Expired
- 1982-05-19 NL NL8202061A patent/NL193746C/nl not_active IP Right Cessation
- 1982-06-02 BE BE1/10525A patent/BE893386A/nl not_active IP Right Cessation
- 1982-06-11 AU AU84849/82A patent/AU546704B2/en not_active Expired
- 1982-06-11 GB GB08217024A patent/GB2103645B/en not_active Expired
- 1982-06-12 KR KR1019820002620A patent/KR840000263A/ko unknown
- 1982-06-14 IN IN680/CAL/82A patent/IN156408B/en unknown
- 1982-06-14 DZ DZ826563A patent/DZ429A1/fr active
- 1982-06-14 DK DK266382A patent/DK162192C/da not_active IP Right Cessation
- 1982-06-14 DD DD82240719A patent/DD202129A5/de not_active IP Right Cessation
- 1982-06-14 IT IT8221849A patent/IT1210895B/it active
- 1982-06-14 ES ES513052A patent/ES513052A0/es active Granted
- 1982-06-14 NZ NZ200951A patent/NZ200951A/en unknown
- 1982-06-14 DE DE3222281A patent/DE3222281C2/de not_active Expired - Lifetime
- 1982-06-14 ZA ZA824163A patent/ZA824163B/xx unknown
- 1982-06-14 JP JP57100792A patent/JPS57209626A/ja active Granted
- 1982-06-14 FR FR8210321A patent/FR2507498B1/fr not_active Expired
- 1982-06-14 BR BR8203471A patent/BR8203471A/pt not_active IP Right Cessation
- 1982-06-14 PL PL23691382A patent/PL236913A1/xx unknown
- 1982-06-14 SU SU823450439A patent/SU1577685A3/ru active
- 1982-06-14 NO NO821968A patent/NO154785C/no not_active IP Right Cessation
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| DD202129A5 (de) | 1983-08-31 |
| DK162192C (da) | 1992-02-17 |
| BE893386A (nl) | 1982-12-02 |
| JPS57209626A (en) | 1982-12-23 |
| NO821968L (no) | 1982-12-16 |
| ZA824163B (en) | 1983-04-27 |
| NO154785B (no) | 1986-09-15 |
| NO154785C (no) | 1986-12-29 |
| ES8303935A1 (es) | 1983-02-16 |
| DE3222281C2 (de) | 1997-10-23 |
| IN156408B (nl) | 1985-07-20 |
| JPH0221286B2 (nl) | 1990-05-14 |
| BR8203471A (pt) | 1983-06-07 |
| DE3222281A1 (de) | 1982-12-30 |
| FR2507498B1 (fr) | 1988-11-25 |
| SU1577685A3 (ru) | 1990-07-07 |
| FR2507498A1 (fr) | 1982-12-17 |
| AU8484982A (en) | 1982-12-23 |
| KR840000263A (ko) | 1984-02-18 |
| CA1205276A (en) | 1986-06-03 |
| DK162192B (da) | 1991-09-30 |
| AU546704B2 (en) | 1985-09-12 |
| IT8221849A0 (it) | 1982-06-14 |
| NL8202061A (nl) | 1983-01-03 |
| GB2103645B (en) | 1984-03-21 |
| ES513052A0 (es) | 1983-02-16 |
| NL193746B (nl) | 2000-05-01 |
| DK266382A (da) | 1982-12-16 |
| DZ429A1 (fr) | 2004-09-13 |
| GB2103645A (en) | 1983-02-23 |
| NZ200951A (en) | 1985-02-28 |
| PL236913A1 (en) | 1983-02-14 |
| IT1210895B (it) | 1989-09-29 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| NL193746C (nl) | Werkwijze voor het verwijderen van CO#2 en eventueel aanwezig H#2S uit een gasmengsel. | |
| NL193400C (nl) | Werkwijze voor het verwijderen van H#2S en CO#2 uit een gasmengsel. | |
| US4372925A (en) | Process for the removal of acid gases from gas mixtures containing methane | |
| US4080424A (en) | Process for acid gas removal from gaseous mixtures | |
| US7758673B2 (en) | Process for removing carbon dioxide from gas mixtures | |
| US4537753A (en) | Removal of CO2 and H2 S from natural gases | |
| CA1061083A (en) | Simultaneous drying and sweetening of wellhead natural gas | |
| US4551158A (en) | Removal of CO2 and/or H2 S from gases | |
| US3767766A (en) | Method of removing gaseous sulfides from gaseous mixtures | |
| NL1019859C2 (nl) | Werkwijze voor het ontzuren van een gas met wassen van de gedesorbeerde koolwaterstoffen bij regeneratie van het oplosmiddel. | |
| US3347621A (en) | Method of separating acidic gases from gaseous mixtures | |
| US4368059A (en) | Process of removing H2 S, CO2, COS and mercaptans from gases by absorption | |
| US4184855A (en) | Process for CO2 removal | |
| US7803271B2 (en) | Method of extracting the hydrogen sulfide contained in a hydrocarbon gas | |
| US4919912A (en) | Process for the treatment of sulfur containing gases | |
| US7175820B2 (en) | Natural gas deacidizing and dehydration method | |
| US3463603A (en) | Method of separating acidic gases from gaseous mixture | |
| US4483834A (en) | Gas treating process for selective H2 S removal | |
| US7276153B2 (en) | Method for neutralising a stream of hydrocarbon fluid | |
| EP0134948A2 (en) | Absorbent formulation for enhanced removal of acid gases from gas mixtures and processes using same | |
| US4504449A (en) | Process of regenerating absorbent solutions for sulfur-containing gases | |
| GB1589231A (en) | Process for the removal of acidic gases | |
| US3642431A (en) | Method of removing hydrogen sulfide from gaseous mixtures | |
| Klinkenbijl et al. | Gas pre-treatment and their impact on liquefaction processes | |
| US20030103884A1 (en) | Low-emission method of recovering sulfur from sour industrial gases |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| A85 | Still pending on 85-01-01 | ||
| BA | A request for search or an international-type search has been filed | ||
| BB | A search report has been drawn up | ||
| BC | A request for examination has been filed | ||
| V4 | Discontinued because of reaching the maximum lifetime of a patent |
Free format text: 20020519 |