[go: up one dir, main page]

RU2016100753A - Способ декарбонизации углеводородного газа - Google Patents

Способ декарбонизации углеводородного газа Download PDF

Info

Publication number
RU2016100753A
RU2016100753A RU2016100753A RU2016100753A RU2016100753A RU 2016100753 A RU2016100753 A RU 2016100753A RU 2016100753 A RU2016100753 A RU 2016100753A RU 2016100753 A RU2016100753 A RU 2016100753A RU 2016100753 A RU2016100753 A RU 2016100753A
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
absorption solution
methyl
amino
propanol
methoxypropyl
Prior art date
Application number
RU2016100753A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2666865C2 (ru
RU2016100753A3 (ru
Inventor
Себастьен ГОННАР
Николя ЛАЛУ
Аньес ЛЕРУА
Готье ПЕРДЮ
Original Assignee
Ифп Энержи Нувелль
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Ифп Энержи Нувелль filed Critical Ифп Энержи Нувелль
Publication of RU2016100753A publication Critical patent/RU2016100753A/ru
Publication of RU2016100753A3 publication Critical patent/RU2016100753A3/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2666865C2 publication Critical patent/RU2666865C2/ru

Links

Classifications

    • BPERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01DSEPARATION
    • B01D53/00Separation 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
    • B01D53/14Separation 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
    • B01D53/1425Regeneration of liquid absorbents
    • BPERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01DSEPARATION
    • B01D53/00Separation 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
    • B01D53/14Separation 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
    • B01D53/1418Recovery of products
    • BPERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01DSEPARATION
    • B01D53/00Separation 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
    • B01D53/14Separation 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
    • B01D53/1456Removing acid components
    • B01D53/1475Removing carbon dioxide
    • BPERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01DSEPARATION
    • B01D53/00Separation 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
    • B01D53/14Separation 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
    • B01D53/1493Selection of liquid materials for use as absorbents
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10LFUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G OR C10K; LIQUIFIED PETROLEUM GAS; USE OF ADDITIVES TO FUELS OR FIRES; FIRE-LIGHTERS
    • C10L3/00Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
    • C10L3/06Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by C10G, C10K3/02 or C10K3/04
    • C10L3/10Working-up natural gas or synthetic natural gas
    • C10L3/101Removal of contaminants
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10LFUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G OR C10K; LIQUIFIED PETROLEUM GAS; USE OF ADDITIVES TO FUELS OR FIRES; FIRE-LIGHTERS
    • C10L3/00Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
    • C10L3/06Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by C10G, C10K3/02 or C10K3/04
    • C10L3/10Working-up natural gas or synthetic natural gas
    • C10L3/101Removal of contaminants
    • C10L3/102Removal of contaminants of acid contaminants
    • C10L3/104Carbon dioxide
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/16Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
    • E21B43/164Injecting CO2 or carbonated water
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/34Arrangements for separating materials produced by the well
    • E21B43/40Separation associated with re-injection of separated materials
    • BPERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01DSEPARATION
    • B01D2252/00Absorbents, i.e. solvents and liquid materials for gas absorption
    • B01D2252/20Organic absorbents
    • B01D2252/204Amines
    • B01D2252/20478Alkanolamines
    • B01D2252/20489Alkanolamines with two or more hydroxyl groups
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10LFUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G OR C10K; LIQUIFIED PETROLEUM GAS; USE OF ADDITIVES TO FUELS OR FIRES; FIRE-LIGHTERS
    • C10L2290/00Fuel preparation or upgrading, processes or apparatus therefore, comprising specific process steps or apparatus units
    • C10L2290/06Heat exchange, direct or indirect
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10LFUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G OR C10K; LIQUIFIED PETROLEUM GAS; USE OF ADDITIVES TO FUELS OR FIRES; FIRE-LIGHTERS
    • C10L2290/00Fuel preparation or upgrading, processes or apparatus therefore, comprising specific process steps or apparatus units
    • C10L2290/12Regeneration of a solvent, catalyst, adsorbent or any other component used to treat or prepare a fuel
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10LFUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G OR C10K; LIQUIFIED PETROLEUM GAS; USE OF ADDITIVES TO FUELS OR FIRES; FIRE-LIGHTERS
    • C10L2290/00Fuel preparation or upgrading, processes or apparatus therefore, comprising specific process steps or apparatus units
    • C10L2290/54Specific separation steps for separating fractions, components or impurities during preparation or upgrading of a fuel
    • C10L2290/541Absorption of impurities during preparation or upgrading of a fuel
    • YGENERAL 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
    • Y02TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02CCAPTURE, STORAGE, SEQUESTRATION OR DISPOSAL OF GREENHOUSE GASES [GHG]
    • Y02C20/00Capture or disposal of greenhouse gases
    • Y02C20/40Capture or disposal of greenhouse gases of CO2

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Analytical Chemistry (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Gas Separation By Absorption (AREA)
  • Carbon And Carbon Compounds (AREA)
  • Treating Waste Gases (AREA)
  • Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)

Claims (22)

1. Способ декарбонизации углеводородного газа, например, природного газа, путем промывки растворителем, согласно которому осуществляют следующие этапы:
a) приводят в контакт указанный газ с поглотительным раствором, с получением газа, обедненного CO2, и поглотительного раствора, наполненного CO2;
b) поглотительный раствор, наполненный CO2, нагревают и дросселируют до заданных давления и температуры для отделения газообразной фракции, содержащей углеводороды, и получения поглотительного раствора, обедненного углеводородами, причем указанное давление и указанную температуру выбирают таким образом, чтобы указанная газообразная фракция содержала по меньшей мере 50% углеводородов, содержавшихся в указанном поглотительном растворе, наполненном CO2, и не более 35% CO2, содержавшегося в указанном поглотительном растворе, наполненном CO2.
c) поглотительный раствор, обедненный углеводородными соединениями, подвергают термической регенерации с отделением газообразного потока, обогащенного CO2, и получения регенерированного поглотительного раствора.
2. Способ по п. 1, где указанное давление и указанную температуру выбирают таким образом, чтобы указанная газообразная фракция содержала по меньшей мере 70% углеводородов, содержавшихся в указанном поглотительном растворе, наполненном CO2, и менее 30% CO2, содержавшегося в указанном поглотительном растворе, наполненном CO2.
3. Способ по одному из предыдущих пунктов, где указанная температура лежит в диапазоне от температуры указанного поглотительного раствора, наполненного CO2, полученного после этапа a), до температуры указанного регенерированного поглотительного раствора, полученного после этапа c), а указанное давление выше атмосферного давления.
4. Способ по п. 3, где указанная температура составляет от 50 до 140ºC, а указанное давление составляет от 1,5 до 6 бар.
5. Способ по одному из предыдущих пунктов, где по меньшей мере часть регенерированного поглотительного раствора, полученного на этапе c), возвращают на этап a) в качестве поглотительного раствора.
6. Способ по одному из предыдущих пунктов, причем перед этапом b) поглотительный раствор, наполненный CO2, дросселируют до давления P2, лежащего в интервале от указанного давления, используемого на этапе b), до давления, используемого на этапе a), и до температуры, по существу равной температуре указанного поглотительного раствора, наполненного CO2, полученного после этапа a).
7. Способ по п. 6, где указанное давление P2 составляет от 5 до 15 бар.
8. Способ по одному из предыдущих пунктов, где поглотительный раствор содержит один амин или смесь аминов в водном растворе.
9. Способ по п. 8, где амин выбран из группы, содержащей первичные амины, вторичные амины, стерически затрудненные вторичные амины, третичные амины и смеси третичных аминов и первичных или вторичных аминов.
10. Способ по п. 9, где первичный амин выбран, один или в смеси, из моноэтаноламина (MEA), аминоэтилэтаноламина (AEEA), дигликольамина, 2-амино-2-метил-1-пропанола и его производных, не содержащих заместителя на атоме N.
11. Способ по одному из п.п. 9 и 10, где вторичный амин выбран, один или в смеси, из диэтаноламина (DEA), диизопропаноламина (DIPA), пиперазина и его производных, в которых по меньшей мере один атом азота не замещен, морфолина и его производных, не имеющих заместителя на атоме N, пиперидина и его производных, не имеющих заместителя на атоме N, N-(2'-гидроксиэтил)-2-амино-2-метил-1-пропанола, N-(2'-гидроксипропил)-2-амино-2-метил-1-пропанола, N-(2'-гидроксибутил)-2-амино-2-метил-1-пропанола.
12. Способ по одному из п.п. 9-11, причем третичный амин выбран, один или в смеси, из метилдиэтаноламина (MDEA), триэтаноламина (TEA), этилдиэтаноламина, диэтилэтаноламина, диметилэтаноламина, 1-метил-4-(3-диметиламинопропил)-пиперазина, 1-этил-4-диэтиламиноэтила, 1-метил-4-гидроксипиперидина, 1-метил-2-гидроксиметилпиперидина, 1,2-бис-(2-диметиламиноэтокси)-этана, простых бис(диметиламино-3-пропилового) эфира, бис(диэтиламино-3-пропилового) эфира, (диметиламино-2-этил)-диметиламино-3-пропилового эфира, (диэтиламино-2-этил)-(диметиламино-3-пропилового эфира, (диметиламино-2-этил)-диэтиламино-3-пропилового эфира, (диэтиламино-2-этил)-(диэтиламино-3-пропилового эфира, N-метил-N-(3-метоксипропил)-2-аминоэтанола, N-метил-N-(3-метоксипропил)-1-амино-2-пропанола, N-метил-N-(3-метоксипропил)-1-амино-2-бутанола, N-этил-N-(3-метоксипропил)-2-аминоэтанола, N-этил-N-(3-метоксипропил)-1-амино-2-пропанола, N-этил-N-(3-метоксипропил)-1-амино-2-бутанола, N-изопропил-N-(3-метоксипропил)-2-аминоэтанола, N-изопропил-N-(3-метоксипропил)-1-амино-2-пропанола, N-изопропил-N-(3-метоксипропил)-1-амино-2-бутанола, 1-(4-морфолинo)-2-(метилизопропиламино)-этана, 1-(4-морфолинo)-2-(метилтрет-бутиламино)-этана, 1-(4-морфолинo)-2-(диизопропиламино)-этана, 1-(4-морфолинo)-2-(1-пиперидинил)-этана и трет-бутилдиэтаноламина.
13. Способ по одному из п.п. 9-12, причем затрудненный вторичный амин выбран, один или в смеси, из N-(2'-гидроксиэтил)-2-амино-2-метил-1-пропанола, N-(2'-гидроксипропил)-2-амино-2-метил-1-пропанола, N-(2'-гидроксибутил)-2-амино-2-метил-1-пропанола.
14. Способ по одному из п.п. 9-13, где в смесях третичных аминов и первичных или вторичных аминов первичные или вторичные амины выбраны из группы, содержащей моноэтаноламин, диэтаноламин, N-бутилэтаноламин, аминоэтилэтаноламин, дигликольамин, пиперазин, 1-метилпиперазин, 2-метилпиперазин, N-(2-гидроксиэтил)пиперазин, N-(2-аминоэтил)пиперазин, морфолин, 3-(метиламино)пропиламин, 1,6-гександиамин и всех их различным образом N-алкилированных производных, таких, например, как Ν,Ν'-диметил-1,6-гександиамин, N-метил-1,6-гександиамин или N,N',N'-триметил-1,6-гександиамин.
15. Способ по одному из п.п. 1-14, где поглотительный раствор выбран из группы, состоящей из сульфолана, метанола, N-формилморфолина, ацетилморфолина, пропиленкарбоната, диметилового эфира полиэтиленгликоля или N-метилпирролидона или из смеси амина с физическим растворителем и водой.
16. Способ по одному из предыдущих пунктов, где газ является природным газом.
17. Способ по одному из предыдущих пунктов, где газ содержит по меньшей мере 50 об.ч./млн углеводородов.
18. Способ по одному из предыдущих пунктов, причем газ содержит менее 100 об.ч./млн H2S.
19. Способ по одному из предыдущих пунктов, где указанный газовый поток с высоким содержанием CO2, полученный на этапе c), нагнетают в подземную среду в ходе осуществления процесса добычи углеводородов при поддержании давления.
RU2016100753A 2013-06-14 2014-05-19 Способ декарбонизации углеводородного газа RU2666865C2 (ru)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
FR1355593A FR3006912B1 (fr) 2013-06-14 2013-06-14 Procede de decarbonatation d'un gaz hydrocarbone
FR1355593 2013-06-14
PCT/FR2014/051153 WO2014199036A2 (fr) 2013-06-14 2014-05-19 Procédé de décarbonatation d'un gaz hydrocarboné

Publications (3)

Publication Number Publication Date
RU2016100753A true RU2016100753A (ru) 2017-07-19
RU2016100753A3 RU2016100753A3 (ru) 2018-03-30
RU2666865C2 RU2666865C2 (ru) 2018-09-12

Family

ID=48980144

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2016100753A RU2666865C2 (ru) 2013-06-14 2014-05-19 Способ декарбонизации углеводородного газа

Country Status (11)

Country Link
US (1) US10213729B2 (ru)
EP (1) EP3007803B1 (ru)
JP (1) JP6445541B2 (ru)
CN (1) CN105307752B (ru)
AU (1) AU2014279984B2 (ru)
BR (1) BR112015030558B1 (ru)
CA (1) CA2914340C (ru)
FR (1) FR3006912B1 (ru)
MY (1) MY174075A (ru)
RU (1) RU2666865C2 (ru)
WO (1) WO2014199036A2 (ru)

Families Citing this family (19)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
FR3045401B1 (fr) * 2015-12-17 2018-02-02 IFP Energies Nouvelles Solution absorbante a base de derives hydroxyles de la 1,6-hexanediamine et procede d'elimination de composes acides d'un effluent gazeux
AU2017217911B2 (en) * 2016-02-08 2021-10-07 Basf Se Method for separating C5-C8 hydrocarbons and acid gases from a fluid stream
DK3472123T3 (da) * 2016-06-18 2024-08-26 Think Tank 42 Pty Ltd Fremgangsmåde og system til carbonopsamling og -genanvendelse
CN106997196B (zh) * 2017-04-14 2019-07-16 长江大学 基于灰色关联分析法的mdea脱碳系统分析方法
US10974194B2 (en) 2017-07-18 2021-04-13 Saudi Arabian Oil Company System for flare gas recovery using gas sweetening process
US10981104B2 (en) * 2018-04-12 2021-04-20 Saudi Arabian Oil Company System for flare gas recovery using gas sweetening process
JP7185421B2 (ja) 2018-05-25 2022-12-07 株式会社東芝 酸性ガス吸収剤、酸性ガスの除去方法および酸性ガス除去装置
US12059649B2 (en) 2018-06-26 2024-08-13 Carbon Clean Solutions Limited Solvent and process for removing carbon dioxide from a gaseous mixture having high carbon dioxide partial pressures
GB201813839D0 (en) 2018-06-26 2018-10-10 Carbon Clean Solutions Ltd System and process of capturing carbon dioxide from flue gases
WO2020008169A1 (en) 2018-07-02 2020-01-09 Carbon Clean Solutions Limited A method and a system for the removal of carbon dioxide from solvents
CN110684575A (zh) * 2018-07-06 2020-01-14 中国石油化工股份有限公司 一种脱除高压天然气中二氧化碳的方法
CN109722317B (zh) * 2019-03-01 2020-10-27 西安鸿钧睿泽新材料科技有限公司 基于湿法再生co2吸附材料的天然气脱碳系统及方法
JP7336245B2 (ja) * 2019-04-12 2023-08-31 三菱重工業株式会社 Co2、h2s又はそれら双方の吸収液並びにco2又はh2s又はその双方の除去装置及び方法
FR3099710B1 (fr) * 2019-08-08 2021-08-06 Ifp Energies Now Procédé de traitement de gaz par absorption utilisant une régénération du solvant par flash chaud optimisée thermiquement
CN113431540A (zh) * 2021-07-01 2021-09-24 河海大学 利用液态二甲醚在地层中渗透溶解的原油开采的方法
CN113731119A (zh) * 2021-09-10 2021-12-03 湖南大学 一种用于二氧化碳捕获阈值可控的液-液相变吸收剂
JP7702205B2 (ja) * 2021-09-15 2025-07-03 株式会社東芝 新規アミン化合物、酸性ガス吸収剤、酸性ガスの除去方法及び酸性ガス除去
CN114231322B (zh) * 2021-12-31 2023-04-28 北京派创石油技术服务有限公司 煤气净化及二氧化碳循环处理方法
CN115253600B (zh) * 2022-08-08 2024-03-05 华北电力大学(保定) 一种具有良好循环解吸稳定性、低腐蚀性的相变吸收剂的制备与应用

Family Cites Families (18)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE3236600A1 (de) * 1982-10-02 1984-04-05 Basf Ag, 6700 Ludwigshafen Verfahren zum entfernen von co(pfeil abwaerts)2(pfeil abwaerts) und gegebenenfalls h(pfeil abwaerts)2(pfeil abwaerts)s aus erdgasen
DE3308088A1 (de) * 1983-03-08 1984-09-27 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
DE3427134A1 (de) 1984-07-24 1986-02-06 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
SU1279658A1 (ru) 1985-01-03 1986-12-30 Предприятие П/Я Р-6603 Способ очистки газа от диоксида углерода
SU1733062A1 (ru) 1990-04-23 1992-05-15 Всесоюзный научно-исследовательский и проектный институт мономеров с опытным заводом Способ очистки водородсодержащего газа от двуокиси углерода
CA2177449C (en) * 1996-05-20 2003-04-29 Barry Steve Marjanovich Process for treating a gas stream to selectively separate acid gases therefrom
JP3771708B2 (ja) * 1998-03-23 2006-04-26 三菱重工業株式会社 ガス中の二酸化炭素の除去方法
US6881389B2 (en) * 2002-09-24 2005-04-19 Edg, Inc. Removal of H2S and CO2 from a hydrocarbon fluid stream
FR2848218B1 (fr) * 2002-12-10 2005-01-28 Inst Francais Du Petrole Procede de desacidification et de deshydratation d'un gaz naturel
US7637987B2 (en) * 2002-12-12 2009-12-29 Fluor Technologies Corporation Configurations and methods of acid gas removal
RU2272228C1 (ru) * 2005-03-30 2006-03-20 Анатолий Васильевич Наумейко Универсальный способ разделения и сжижения газа (варианты) и устройство для его осуществления
FR2895273B1 (fr) 2005-12-22 2008-08-08 Inst Francais Du Petrole Procede de desacidification d'un gaz avec une solution absorbante a regeneration fractionnee avec controle de la teneur en eau de la solution
EP2026896B1 (de) * 2006-05-18 2016-08-03 Basf Se Kohlendioxid-absorptionsmittel mit verringertem regenerations-energiebedarf
FR2916652B1 (fr) * 2007-05-30 2009-07-24 Inst Francais Du Petrole Procede de traitement integre d'un gaz naturel permettant de realiser une desacidification complete
RU2385180C1 (ru) 2008-08-21 2010-03-27 Владимир Сергеевич Арутюнов Способ очистки углеводородных газов
CN102238994B (zh) * 2008-10-02 2014-08-20 氟石科技公司 移除高压酸性气体的装置和方法
JP2010209296A (ja) * 2009-03-12 2010-09-24 Chiyoda Kako Kensetsu Kk 原料ガス中の有機硫黄化合物の除去方法及びそれに使用する触媒
FR2956038B1 (fr) * 2010-02-08 2013-11-22 Inst Francais Du Petrole Procede de desacidification d'un gaz par une solution absorbante avec liberation d'un effluent gazeux a partir de la solution absorbante et lavage de cet effluent par la solution absorbante regeneree

Also Published As

Publication number Publication date
WO2014199036A3 (fr) 2015-11-19
CA2914340C (fr) 2021-09-14
BR112015030558A2 (pt) 2017-07-25
CN105307752B (zh) 2018-11-09
US10213729B2 (en) 2019-02-26
EP3007803A2 (fr) 2016-04-20
BR112015030558B1 (pt) 2021-11-03
US20160144314A1 (en) 2016-05-26
FR3006912A1 (fr) 2014-12-19
JP6445541B2 (ja) 2018-12-26
FR3006912B1 (fr) 2016-07-08
AU2014279984A1 (en) 2016-01-07
CA2914340A1 (fr) 2014-12-18
MY174075A (en) 2020-03-09
AU2014279984B2 (en) 2018-05-17
CN105307752A (zh) 2016-02-03
RU2666865C2 (ru) 2018-09-12
EP3007803B1 (fr) 2019-02-20
RU2016100753A3 (ru) 2018-03-30
WO2014199036A2 (fr) 2014-12-18
JP2016529087A (ja) 2016-09-23

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2016100753A (ru) Способ декарбонизации углеводородного газа
AU2013281027B2 (en) Aqueous alkanolamine absorbent composition comprising piperazine for enhanced removal of hydrogen sulfide from gaseous mixtures and method for using the same
US9468882B2 (en) Aqueous alkanolamine composition and process for the removal of acid gases from gaseous mixtures
CN104168979B (zh) 从气体混合物中吸收co2的方法
AU2013206505B2 (en) Acid gas absorbent, acid gas removal method, and acid gas removal device
US20150147254A1 (en) Process for selectively removing hydrogen sulphide from gaseous mixtures and use of a thioalkanol for selectively removing hydrogen sulphide
WO2013138443A8 (en) Amine treating process for acid gas separation using blends of amines and alkyloxyamines
JP2014522867A (ja) 気体混合物から硫化水素を除去するためのアミノピリジン誘導体
JP2016533886A (ja) 四級アンモニウム塩を含有するガススイートニング溶媒
RU2018126088A (ru) Абсорбирующий раствор на основе гидроксильных производных 1,6-гександиамина и способ удаления кислотных соединений из газообразного отходящего потока
RU2016128964A (ru) Способ очистки синтез-газа путем промывки водными растворами аминов
CN106794415A (zh) 使用2‑二甲基氨基‑2‑羟甲基‑1,3‑丙二醇的水溶液从气体混合物中除去酸性气体的方法
CA2986035C (en) An aqueous alkanolamine composition and process for the selective removal of hydrogen sulfide from gaseous mixtures