RU2823675C2 - Способ повышения эффективности удаления диоксида углерода и сероводорода из метансодержащих газовых смесей - Google Patents
Способ повышения эффективности удаления диоксида углерода и сероводорода из метансодержащих газовых смесей Download PDFInfo
- Publication number
- RU2823675C2 RU2823675C2 RU2022131286A RU2022131286A RU2823675C2 RU 2823675 C2 RU2823675 C2 RU 2823675C2 RU 2022131286 A RU2022131286 A RU 2022131286A RU 2022131286 A RU2022131286 A RU 2022131286A RU 2823675 C2 RU2823675 C2 RU 2823675C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- solution
- carbon dioxide
- methane
- methyldiethanolamine
- Prior art date
Links
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 31
- 239000007789 gas Substances 0.000 title claims abstract description 30
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 12
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 title abstract description 40
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 title abstract description 21
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 title abstract description 15
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title abstract description 13
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 title abstract description 10
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 claims abstract description 18
- CRVGTESFCCXCTH-UHFFFAOYSA-N methyl diethanolamine Chemical compound OCCN(C)CCO CRVGTESFCCXCTH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 12
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims abstract description 10
- 150000008040 ionic compounds Chemical class 0.000 claims abstract description 8
- XOAAWQZATWQOTB-UHFFFAOYSA-N taurine Chemical compound NCCS(O)(=O)=O XOAAWQZATWQOTB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 7
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 claims abstract description 6
- FIVJMCNNMIGYRO-UHFFFAOYSA-N bis(2-hydroxyethyl)-dimethylazanium Chemical compound OCC[N+](C)(C)CCO FIVJMCNNMIGYRO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 5
- 229940104261 taurate Drugs 0.000 claims abstract description 5
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims abstract description 4
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 abstract description 13
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 33
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 13
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- 229910001868 water Inorganic materials 0.000 description 10
- 239000002250 absorbent Substances 0.000 description 9
- 230000002745 absorbent Effects 0.000 description 9
- PAYRUJLWNCNPSJ-UHFFFAOYSA-N Aniline Chemical compound NC1=CC=CC=C1 PAYRUJLWNCNPSJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- -1 1-butyl-3-methylimidazolium tetrafluoroborate Chemical compound 0.000 description 6
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 6
- 239000002608 ionic liquid Substances 0.000 description 6
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 6
- PVXVWWANJIWJOO-UHFFFAOYSA-N 1-(1,3-benzodioxol-5-yl)-N-ethylpropan-2-amine Chemical compound CCNC(C)CC1=CC=C2OCOC2=C1 PVXVWWANJIWJOO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- IQQRAVYLUAZUGX-UHFFFAOYSA-N 1-butyl-3-methylimidazolium Chemical compound CCCCN1C=C[N+](C)=C1 IQQRAVYLUAZUGX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- QMMZSJPSPRTHGB-UHFFFAOYSA-N MDEA Natural products CC(C)CCCCC=CCC=CC(O)=O QMMZSJPSPRTHGB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- GLUUGHFHXGJENI-UHFFFAOYSA-N Piperazine Chemical compound C1CNCCN1 GLUUGHFHXGJENI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- BWHMMNNQKKPAPP-UHFFFAOYSA-L potassium carbonate Chemical compound [K+].[K+].[O-]C([O-])=O BWHMMNNQKKPAPP-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 4
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 4
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 4
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N Diethyl ether Chemical compound CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 3
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 3
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 3
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 3
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 3
- 150000003512 tertiary amines Chemical class 0.000 description 3
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000003763 carbonization Methods 0.000 description 2
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 2
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 2
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 2
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 2
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 description 2
- 239000008367 deionised water Substances 0.000 description 2
- 229910021641 deionized water Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000012467 final product Substances 0.000 description 2
- 125000001153 fluoro group Chemical group F* 0.000 description 2
- 239000012458 free base Substances 0.000 description 2
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 2
- 239000012528 membrane Substances 0.000 description 2
- 239000012466 permeate Substances 0.000 description 2
- 229910000027 potassium carbonate Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011541 reaction mixture Substances 0.000 description 2
- 229910001220 stainless steel Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000010935 stainless steel Substances 0.000 description 2
- SZIFAVKTNFCBPC-UHFFFAOYSA-N 2-chloroethanol Chemical compound OCCCl SZIFAVKTNFCBPC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M Chloride anion Chemical group [Cl-] VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- UEEJHVSXFDXPFK-UHFFFAOYSA-N N-dimethylaminoethanol Chemical compound CN(C)CCO UEEJHVSXFDXPFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 150000001414 amino alcohols Chemical class 0.000 description 1
- 239000003957 anion exchange resin Substances 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 229920001429 chelating resin Polymers 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 239000007857 degradation product Substances 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 1
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 1
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 1
- 238000004442 gravimetric analysis Methods 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 150000004677 hydrates Chemical class 0.000 description 1
- 239000011261 inert gas Substances 0.000 description 1
- 238000011835 investigation Methods 0.000 description 1
- 239000003456 ion exchange resin Substances 0.000 description 1
- 229920003303 ion-exchange polymer Polymers 0.000 description 1
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 238000003825 pressing Methods 0.000 description 1
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 238000010992 reflux Methods 0.000 description 1
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 description 1
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 description 1
- 239000012465 retentate Substances 0.000 description 1
- 239000002594 sorbent Substances 0.000 description 1
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 1
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 1
- 229960003080 taurine Drugs 0.000 description 1
- 231100000167 toxic agent Toxicity 0.000 description 1
- 239000003440 toxic substance Substances 0.000 description 1
Abstract
Изобретение относится к способам селективного удаления диоксида углерода и сероводорода из метансодержащих газовых смесей методом абсорбции и может быть использовано в газовой, нефтяной и других отраслях химической промышленности. Описан способ повышения эффективности удаления кислых газов из природного газа путем использования комбинированной абсорбционной системы, содержащей водный раствор метилдиэтаноламина и ионное соединение бис-(2-гидроксиэтил)-диметиламмония таурат. Технический результат - увеличение сорбционной емкости водных растворов метилдиэтаноламина по отношению к CO2 и H2S. 3 ил., 1 табл., 3 пр.
Description
Изобретение относится к способам селективного удаления диоксида углерода и сероводорода из метан-содержащих газовых смесей методом абсорбции и может быть использовано в газовой, нефтяной и других отраслях химической промышленности.
Уровень техники
Удаление примесных кислых газов (CO2 и H2S) из природного газа является актуальной задачей, поскольку их наличие снижает теплотворную способность природного газа, вызывает коррозию трубопровода, а также способствует процессу образования газогидратов, что делает сырье непригодным для использования в топливных элементах, при этом сокращая срок их службы.
В настоящее время принятой в промышленности технологией удаления диоксида углерода и сероводорода является химическая абсорбция с использованием водных растворов алканоламинов. Применение третичных аминов является более предпочтительным, поскольку щелочность аминов уменьшается от первичных к третичным аминам, вследствие чего уменьшается теплота реакции, а следовательно, МДЭА требует меньше энергии для регенерации, чем МЭА.
Для преодоления ограничений аминоспиртовых абсорбентов (деградация абсорбента, коррозионная активность) и ионных жидкостей (дороговизна, высокая вязкость) были предложены комбинированные системы амин-ИЖ-вода в работе A. Ahmady, М.А. Hashim, М.K. Aroua, Experimental investigation on the solubility and initial rate of absorption of CO2 in aqueous mixtures of methyldiethanolamine with the ionic liquid 1-butyl-3-methylimidazolium tetrafluoroborate, J. Chem. Eng. Data. 55 (2010) 5733-5738. https://doi.org/10.1021/je1006949. Авторы экспериментально исследовали растворимость CO2 в этой системе и показали, что скорость абсорбции CO2 может быть увеличена путем добавления ограниченного количества [bmim] [BF4] в водный раствор МДЭА. Согласно экспериментальным результатам, сорбционная емкость снижалась с увеличением концентрации [bmim] [BF4] в смеси из-за недостатка воды при высоких концентрациях ИЖ. В работе Y. Zhao, X. Zhang, S. Zeng, Q. Zhou, H. Dong, X. Tian, S. Zhang, Density, viscosity, and performances of carbon dioxide capture in 16 absorbents of amine + ionic liquid+H2O, ionic liquid + H2O, and Amine + H2O systems, J. Chem. Eng. Data. 55 (2010) 3513-3519, также были рассмотрены системы амин-ИЖ-вода.
Результаты экспериментов показали, что системы, содержащие ИЖ в качестве компонента, характеризуются повышенной растворимостью CO2, а их вязкости ниже, чем у чистых ИЖ. Было показано, что 1 г абсорбента может сорбировать 0.16 г CO2, что демонстрирует потенциал таких комбинированных систем. Однако недостатком данных способов очистки природного газа от диоксида углерода является наличие атомов фтора в составе ионных компонентов, поскольку это не отвечает принципам зеленой химии.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому изобретению, принятое за ближайший аналог (прототип) является «Абсорбент для извлечения диоксида углерода из газовых смесей», патент RU 2242268 опубл. 0.06.2004, в котором описано применение абсорбента на основе метилдиэтаноламина, пиперазина, карбоната калия и анилина. В изобретении решена задача снижения равновесного давления и увеличения скорости абсорбции диоксида углерода при низких (до 0.1 моль CO2 на моль третичного амина) степенях карбонизации. В водные растворы метилдиэтаноламина с пиперазином и карбонатом калия были добавлены различные концентрации анилина, продукты деградации которого не увеличивают скорость деградации метилдиэтаноламина. Авторы показали, что добавки анилина в пределах до 5.0 мас. % действительно увеличивают при малых степенях карбонизации абсорбента скорость абсорбции диоксида углерода. Однако, анилин является высокотоксичным веществом и относится ко 2 классу опасности, что является недостатком.
В задачу изобретения положено создание нового способа повышения эффективности удаления кислых газов из природного газа. Поставленная задача достигается путем создания комбинированной абсорбционной системы, содержащей метилдиэтаноламин, в качестве основного сорбирующего компонента, воду в качестве растворителя и синтезированное ионное соединение бис-(2-гидроксиэтил)-диметиламмония таурат в качестве агента, повышающего скорость абсорбции и сорбционную емкость раствора.
Технический результат заключается в увеличении сорбционной емкости водных растворов метилдиэтаноламина по отношению к CO2 и H2S.
Существенным признаком изобретения является то, что использование абсорбционного раствора вода-МДЭА-ионное соединение повышает эффективность удаления CO2 и H2S по сравнению с чистым водным раствором МДЭА. Кроме того, в качестве ионного соединения применяется бис-(2-гидроксиэтил)-диметиламмония таурат, который не содержит атомов фтора, что отвечает принципам зеленой химии.
Сущность изобретения:
Для синтеза бис-(2-гидроксиэтил)-диметиламмония таурат [BHEDMA][Tau] эквимолярное количество 2-хлорэтанола добавляют к 2-диметиламиноэтанолу для получения хлорид-ионного соединения. Реакционную смесь нагревают до 65-70°С с обратным холодильником в течение 6 часов. Полученное ионное соединение несколько раз промывают диэтиловым эфиром. Растворитель декантируют, а конечный продукт сушат в вакууме при 65-70°С в течение 3 суток.
Для замены аниона хлора на анион ОН-, применяется анионообменная смола со свободным основанием, которую активируют на следующих этапах: смолу Amberlyst со свободным основанием промывают 10% -ным водным раствором соляной кислоты в течение 20 часов с использованием ионообменника с пористым фильтром, после чего смолу промывают деионизированной водой.
Полученную смолу С1- промывают 10% водным раствором NaOH в течение 20-24 часов, а затем промывают деионизированной водой. Активированную смолу сушат при комнатной температуре и давлении в потоке инертного газа. Затем водный раствор хлорного ионного соединения пропускают через колонку с ионообменной смолой ОН- для получения бис -2 гидроксиэтил диметиламмония гидроксида.
К полученному раствору гидроксидного ионного соединения добавляют эквимолярное количество таурина. Реакционную смесь перемешивают при комнатной температуре в течение 4-6 часов. Растворитель декантируют, а конечный продукт ([BHEDMA][Tau]) сушат в вакууме при 65-70°С до тех пор, пока содержание воды не станет менее 0.2 масс. %.
Затем, при комнатной температуре приготавливают растворы с 30 масс. % метилдиэтаноламина и различной концентрацией ионного компонента и воды. Подбор наиболее эффективного состава проиллюстрирован в примере 1.
Пример 1
Сорбционную емкость растворов рассчитывали по результатам гравиметрического анализа на аналитических весах SHIMADZU AUW-220D. Водные растворы, содержащие 30 масс. % МДЭА и 1.5, 5, 10 масс. % [BHEDMA][Tau], загружали в стеклянную кювету с отверстиями для ввода и вывода газа. Ячейку помещали в термостат и поддерживали при постоянной температуре 313.15 К. Эксперимент проводили при атмосферном давлении. Скорость потока газа поддерживалась постоянной с помощью регулятора массового расхода газа и составляла 35 мл/мин.
В растворах с [BHEDMA][Tau], по сравнению с чистым раствором, сорбционная емкость увеличилась на 3% для 1.5% раствора и составила 1.59 моль CO2 / кг раствора, на 6% для 5% раствора и составила 1.64 моль CO2 / кг раствора и на 10% для 10% раствора и составила 1.69 моль CO2 / кг раствора.
При добавлении [BHEDMA][Tau] по сравнению с чистым раствором, сорбционная емкость раствора увеличилась на 10% для 1.5% раствора и составила 2.57 моль H2S / кг раствора, на 13% для 5% раствора и составила 2.64 моль H2S / кг раствора и на 15% для 10% раствора и составила 2.68 моль H2S / кг раствора.
Пример 2.
Экспериментальная оценка сорбционной емкости растворов к компонентам в газовой смеси проводилась на специальном разработанном экспериментальном стенде для измерения сорбции газов. Принципиальная схема такой установки приведена на фигуре 1.
Газораспределительная система установки для измерения сорбции включает в себя баллон с приготовленной газовой смесью (1), газовый редуктор (2) 072S-0050C-1S-5 (Drastar LTD, Корея) для напуска газа в систему, набор кранов (3, 4, 7, 12) необходимых для отсечения газопроводов установки друг от друга, пробоотборный цилиндр (5) (Swagelok) в который набирается газовая смесь. Также в системе присутствует датчик давления (6) (Wika (S-20)), значения которого выводятся на экран компьютера (17) и датчик давления (11) ПД100И (ОВЕН, Россия), значения которого выводятся на экран измерителя сигнала токовой петли ИТП-11 (16) (ОВЕН, Россия).
Также в систему встроен малый дополнительный объем (8) для проведения наиболее точных измерений, сорбционная ячейка (13) в которой находится исследуемая жидкость, двухходовой трехпортовый кран (9) и вентиль тонкой регулировки (10). Все компоненты системы термостатированы, управление нагревом осуществляется с помощью выносного блока управления Овен ТРМ-10 (15). Все контуры и компоненты газораспределительной системы выполнены из нержавеющей стали.
Процедура проведения эксперимента включает в себя несколько основных этапов. Для проведения точных измерений необходимо достигнуть стабильной температуры всех компонентов системы, температура в термостате равная 303.15 К задается блоком управления (15). Также перед началом каждого эксперимента открывались все краны, и система вакуумировалась. Затем, система одновременно отсекалась от насоса (14) и газового баллона кранами (3) и (4), также перекрывались краны (7) и (12). Далее с помощью крана (3) осуществлялся напуск газа в пробоотборный цилиндр, до необходимого значения давления с последующей его стабилизацией. Давление контролировалось датчиком давления (6). При достижении в контуре стабильных значений давления в пробоотборном цилиндре, с помощью крана (7) в контур содержащий малый дополнительный объем набирается давление до необходимых значений. Затем, контур с помощью крана (12) объединяется с сорбционной ячейкой, в которой находится исследуемый абсорбент. После достижения квазиравновесия (изменение давления менее 1.00⋅10-3 МПа в течение 4 ч.) измерение завершается и полученные значения давления и температуры фиксируются.
Газовая смесь CH4 (93.38 мол. %) - CO2 (6.15 мол .%) - H2S (0.47 мол. %) подготовлена манометрическим методом в 10 л газовом баллоне из нержавеющей стали марки 12Х18Н10Т под давлением 3.00 МПа.
Абсорбционный раствор содержал 30 масс. % метилдиэтаноламин, воду 60 масс. % и 10 масс. % [BHEDMA][Tau]. Синтез ионного компонента проводили по методике аналогично примеру 1.
В таблице 1 приведены результаты экспериментальной оценки сорбционной емкости растворов. Для оценки эффективности добавки ионного соединения был также проведен эксперимент с абсорбционным водным раствором, содержащим 30 масс. % метилдиэтаноламина.
Как видно из экспериментальных данных с ростом давления фактор извлечения кислых компонентов уменьшается, а метана возрастает. Это может означать, что абсорбция диоксида углерода и сероводорода происходит по механизму хемосорбции.
При добавлении 10 масс. % [BHEDMA][Tau], фактора извлечения как по CO2 так и по H2S растет. Фактор разделения CO2/CH4 увеличивается на 24% (1.314 бар) и 16% (3.705 бар), а фактор разделения H2S/CH4 увеличивается на 8% (1.314 бар) и 1.5% (3.705 бар).
Пример 3.
Экспериментальная оценка эффективности абсорбционных растворов проводилась на примере разделения двух бинарных газовых систем СН4/СО2 и CH4/H2S с содержанием примеси 20 и 5 об. % соответственно, методом мембранно-абсорбционного газоразделения. Газовая смесь подавалась в абсорбционный раствор, помещенный на поверхность плоской непористой мембраны, селективный слой которой выполнен из ПВТМС (поли(винилтриметилсилан)).
В качестве абсорбирующего раствора был использован 30% водный раствор МДЭА, содержащий 10% синтезированного в работе ионного соединения [BHEDMA] [Таи]. В качестве эталонов были использованы данные по трем коммерчески-доступным ионным жидкостям. Эффективность разделения процесса представлена уравнением (1) как содержание метана в потоке ретентата в зависимости от доли отбора (stage-cut):
(1)
где - объемный расход пермеата (см3 мин-1), - объемный расход питающего потока (см3 мин-1).
Результаты эксперимента приведены на фигурах 2-3.
Из экспериментальных данных видно, что абсорбент, содержащий [BHEDMA][Tau], обеспечивает более высокую эффективность разделения по сравнению с ранее исследованными коммерчески доступными ионными жидкостями.
Таким образом, в случае удаления CO2 объемная концентрация метана в пермеате для раствора, содержащего [BHEDMA][Таи] составляет 94.04 об. %, что на 4.2% больше чем для раствора с [bmim][Tf2N] и на 4.5% больше чем для раствора с [bmim][PF6] и на 6% больше чем для раствора с [bmim][BF4]. Что касается случая удаления H2S, достигнутая чистота метана составляет 99,996 об. %.
Claims (1)
- Способ повышения эффективности удаления кислых газов из природного газа путем использования комбинированной абсорбционной системы, содержащей водный раствор метилдиэтаноламина и ионное соединение, отличающийся тем, что в качестве ионного соединения применяется бис-(2-гидроксиэтил)-диметиламмония таурат.
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2022131286A RU2022131286A (ru) | 2024-05-30 |
| RU2823675C2 true RU2823675C2 (ru) | 2024-07-29 |
Family
ID=
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2242268C2 (ru) * | 2002-11-11 | 2004-12-20 | Федеральное государственное унитарное предприятие Государственный научный центр РФ "Научно-исследовательский физико-химический институт им. Л.Я. Карпова" | Абсорбент для извлечения диоксида углерода из газовых смесей |
| US6852144B1 (en) * | 1999-10-05 | 2005-02-08 | Basf Aktiengesellschaft | Method for removing COS from a stream of hydrocarbon fluid and wash liquid for use in a method of this type |
| RU2418618C2 (ru) * | 2006-05-19 | 2011-05-20 | Басф Се | Предварительно приготовленная смесь для получения абсорбента для удаления кислых газов из потоков жидкостей |
| WO2013144730A2 (en) * | 2012-03-29 | 2013-10-03 | Carbon Clean Solutions Pvt. Ltd., | Carbon capture solvents and methods for using such solvents |
| RU2559441C2 (ru) * | 2010-02-12 | 2015-08-10 | Родиа Операсьон | Композиции модификатора реологии и способы их использования |
| RU2746838C1 (ru) * | 2015-09-29 | 2021-04-21 | Басф Се | Абсорбент для селективного удаления сероводорода |
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6852144B1 (en) * | 1999-10-05 | 2005-02-08 | Basf Aktiengesellschaft | Method for removing COS from a stream of hydrocarbon fluid and wash liquid for use in a method of this type |
| RU2242268C2 (ru) * | 2002-11-11 | 2004-12-20 | Федеральное государственное унитарное предприятие Государственный научный центр РФ "Научно-исследовательский физико-химический институт им. Л.Я. Карпова" | Абсорбент для извлечения диоксида углерода из газовых смесей |
| RU2418618C2 (ru) * | 2006-05-19 | 2011-05-20 | Басф Се | Предварительно приготовленная смесь для получения абсорбента для удаления кислых газов из потоков жидкостей |
| RU2559441C2 (ru) * | 2010-02-12 | 2015-08-10 | Родиа Операсьон | Композиции модификатора реологии и способы их использования |
| WO2013144730A2 (en) * | 2012-03-29 | 2013-10-03 | Carbon Clean Solutions Pvt. Ltd., | Carbon capture solvents and methods for using such solvents |
| RU2746838C1 (ru) * | 2015-09-29 | 2021-04-21 | Басф Се | Абсорбент для селективного удаления сероводорода |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Atlaskin et al. | Comprehensive experimental study of acid gases removal process by membrane-assisted gas absorption using imidazolium ionic liquids solutions absorbent | |
| Scholz et al. | Techno-economic analysis of hybrid processes for biogas upgrading | |
| EP2991752B1 (en) | Mixtures of physical absorption solvents and ionic liquids for gas separation | |
| US20060251558A1 (en) | CO2 removal from gas using ionic liquid absorbents | |
| US20050129598A1 (en) | CO2 removal from gas using ionic liquid absorbents | |
| Liu et al. | CO2 separation by supported ionic liquid membranes and prediction of separation performance | |
| Akhmetshina et al. | Solubility of H2S and CO2 in imidazolium-based ionic liquids with bis (2-ethylhexyl) sulfosuccinate anion | |
| He et al. | Screening test of amino acid salts for CO2 absorption at flue gas temperature in a membrane contactor | |
| CN102423600B (zh) | 一种提高含co2混合气吸附分离效率的方法 | |
| Atlaskin et al. | Towards the potential of trihexyltetradecylphosphonium indazolide with aprotic heterocyclic ionic liquid as an efficient absorbent for membrane-assisted gas absorption technique for acid gas removal applications | |
| US9321004B2 (en) | Mixtures of physical absorption solvents and ionic liquids for gas separation | |
| JP5467394B2 (ja) | イオン液体を用いた物理吸収法による二酸化炭素分離回収方法 | |
| Jie et al. | Preliminary studies of CO2 removal from precombustion syngas through pressure swing membrane absorption process with ionic liquid as absorbent | |
| CN102389686A (zh) | 一种含co2混合气的分离方法 | |
| JP2006036950A (ja) | ガスを精製する方法及びその精製に用いられる吸収液 | |
| RU2823675C2 (ru) | Способ повышения эффективности удаления диоксида углерода и сероводорода из метансодержащих газовых смесей | |
| CN111821812B (zh) | 一种co2的吸收剂及其合成与应用 | |
| Listiyana et al. | CO2 desorption from activated DEA using membrane contactor with vacuum regeneration technology | |
| Matizakurima et al. | Separation of xenon from noble gas mixtures of argon, krypton, and xenon using gas hydrate technology | |
| Yang et al. | Separation of IGCC syngas by using ZIF-8/dimethylacetamide slurry with high CO2 sorption capacity and sorption speed but low sorption heat | |
| Mu et al. | Experimental study on CO2 capture from simulated flue gas with an adsorption–hydration method | |
| CN103055676B (zh) | 一种天然气的提纯方法 | |
| US9321005B2 (en) | Mixtures of physical absorption solvents and ionic liquids for gas separation | |
| JP5900869B2 (ja) | 酸性ガス分離用吸収液ならびにガス分離精製方法およびその装置 | |
| CN103079677A (zh) | 从气态流中分离co2的方法 |