[go: up one dir, main page]

DE2028456C3 - Mischung von Dimethyläthern von Polyäthylenglycolen und deren Verwendung - Google Patents

Mischung von Dimethyläthern von Polyäthylenglycolen und deren Verwendung

Info

Publication number
DE2028456C3
DE2028456C3 DE2028456A DE2028456A DE2028456C3 DE 2028456 C3 DE2028456 C3 DE 2028456C3 DE 2028456 A DE2028456 A DE 2028456A DE 2028456 A DE2028456 A DE 2028456A DE 2028456 C3 DE2028456 C3 DE 2028456C3
Authority
DE
Germany
Prior art keywords
solvent
mixture
carbon dioxide
weight
hydrogen sulfide
Prior art date
Legal status (The legal status 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 status listed.)
Expired
Application number
DE2028456A
Other languages
English (en)
Other versions
DE2028456B2 (de
DE2028456A1 (de
Inventor
Seymour Ames Hopewell Va. Furbush
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Saint Gobain Abrasives Inc
Original Assignee
Norton Co
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 Norton Co filed Critical Norton Co
Publication of DE2028456A1 publication Critical patent/DE2028456A1/de
Publication of DE2028456B2 publication Critical patent/DE2028456B2/de
Application granted granted Critical
Publication of DE2028456C3 publication Critical patent/DE2028456C3/de
Expired legal-status Critical Current

Links

Classifications

    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C07ORGANIC CHEMISTRY
    • C07CACYCLIC OR CARBOCYCLIC COMPOUNDS
    • C07C43/00Ethers; Compounds having groups, groups or groups
    • C07C43/02Ethers
    • C07C43/03Ethers having all ether-oxygen atoms bound to acyclic carbon atoms
    • C07C43/04Saturated ethers
    • C07C43/10Saturated ethers of polyhydroxy compounds
    • C07C43/11Polyethers containing —O—(C—C—O—)n units with ≤ 2 n≤ 10
    • 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
    • B01D53/1468Removing hydrogen sulfide
    • 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
    • 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
    • B01D53/34Chemical or biological purification of waste gases
    • B01D53/46Removing components of defined structure
    • B01D53/48Sulfur compounds
    • B01D53/52Hydrogen sulfide
    • B01D53/523Mixtures of hydrogen sulfide and sulfur oxides
    • 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
    • B01D53/34Chemical or biological purification of waste gases
    • B01D53/46Removing components of defined structure
    • B01D53/48Sulfur compounds
    • B01D53/52Hydrogen sulfide
    • B01D53/526Mixtures of hydrogen sulfide and carbon dioxide
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G5/00Recovery of liquid hydrocarbon mixtures from gases, e.g. natural gas
    • C10G5/04Recovery of liquid hydrocarbon mixtures from gases, e.g. natural gas with liquid absorbents
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10KPURIFYING OR MODIFYING THE CHEMICAL COMPOSITION OF COMBUSTIBLE GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE
    • C10K1/00Purifying combustible gases containing carbon monoxide
    • C10K1/08Purifying combustible gases containing carbon monoxide by washing with liquids; Reviving the used wash liquors
    • C10K1/16Purifying combustible gases containing carbon monoxide by washing with liquids; Reviving the used wash liquors with non-aqueous liquids
    • 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, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • 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
    • 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
    • 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
    • Y02PCLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
    • Y02P20/00Technologies relating to chemical industry
    • Y02P20/151Reduction of greenhouse gas [GHG] emissions, e.g. CO2
    • 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
    • Y02PCLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
    • Y02P20/00Technologies relating to chemical industry
    • Y02P20/50Improvements relating to the production of bulk chemicals

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)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Biomedical Technology (AREA)
  • Gas Separation By Absorption (AREA)
  • Treating Waste Gases (AREA)

Description

15
X Molekulare
Homologen
verteilung,
Gew.-%
3 4- 9
4 22-24
5 24-28
6 20-22
7 13-15
8 6- 8
9 2- 4
25
wobei der Dampfdruck bei 43° C weniger als 0,01 mm Quecksilber beträgt, die Viskosität bei 16° C 5 bis lOcp beträgt, der Prozentsatz an Homologen, in denen χ kleiner als 3 ist, 1% und der Prozentsatz der Homologen, worin χ größer als 9 ist, 3% nicht übersteiger, darf, und ggf. wenigstens 1 Gew.-% CO2, bezogen auf das Gesamtgewicht der Mischung, besteht.
2. Mischung nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, daß sie so viel Kohlendioxid gelöst enthält, damit die Viskosität bei 16° C 1 bis 5 Centipoise beträgt
3. Mischung nach Anspruch 1 und 2, dadurch gekennzeichnet, daß sie 1 bis 5 Gew.-% Kohlendioxid, bezogen auf das Gesamtgewicht des Gemisches, gelöst enthält.
4. Verwendung einer Mischung nach Anspruch 1 bis 3 als Lösungsmittel zur Abtrennung von Säuregasen aus Gasgemischen.
5. Verwendung nach Anspruch 4 als Lösungsmittel zur Abtrennung von Schwefelwasserstoff aus Naturgas.
50
55
Gemische von Schwefelwasserstoff mit anderen Gasen, wie Kohlendioxid und Methan, finden sich in einer Reihe von Industrien. Beispielsweise finden sich Gemische von Schwefelwasserstoff, Kohlendioxid, Wasser und Methan als Naturgase. Es ist häufig nötig, w H2S aus Gasgemischen zwecks Reinigung des Gasgemisches oder zwecks Rückgewinnung des H2S zu entfernen. Beispielsweise ist es oft erforderlich, einen gasförmigen Kohlenwasserstoffstrom zu reinigen und zu trocknen, damit er bestimmte Katalysatoren nicht vergiftet und den üblichen Anforderungen für Fernleitungen genügt, und manchmal ist es vorteilhaft, H2S als eine Quelle für elementaren Schwefel zurückzugewinnen. Besonders bei der Abtrennung von H2S aus saurem Naturgas kann man wirtschaftlich arbeiten, wenn man das H2S unter Entfernung des gesamten Kohlendioxids selektiv abtrennt
Die Entfernung von Schwefelwasserstoff aus saurem Naturgas mit Dimethyläthern von Polyäthylenglycol ist in der US-PS 33 62 133 beschrieben. Die Absorption von Schwefelwasserstoff in Dialkyläthern eines Polyalkylenglykols ist auch in der CA-PS 6 81 428 und den US-PS 27 81 863 und 29 46 652 beschrieben. Obwohl also die Verwendung von Dimethyläthern von Polyäthylenglycol zur Entfernung von Schwefelwasserstoff aus Gasgemischen bereits bekannt war, gab es bei den bekannten Verfahren doch bestimmte Nachteile. Die Homologen mit niedrigerem Molekulargewicht sind relativ flüchtig, so daß während der Gasbehandlung übermäßige Lösungsmittelverluste auftreten können. Homologe mit höherem Molekulargewicht sind zwar nicht sehr flüchtig, doch sind sie ziemlich viskos, was die Geschwindigkeit des LösungErnittelflusses durch den Gasabsorber so vermindert, daß relativ wenig Gas behandelt werden kann.
Die der Erfindung zugrundeliegende Aufgabe bestand nun darin, Lösungsmittel für Säuregase, wie Schwefelwasserstoff, zu bekommen, die eine relativ geringe Flüchtigkeitftnd Viskosität besitzen.
Die erfindungsgemäßen Mischungen von Dimethyläthern von Polyäthylenglyoolen der allgemeinen Formel
CH3O(C2H11O)1CH3
worin χ 3 bis 9 bedeutet, sind dadurch gekennzeichnet, daß sie aus einer Mischung dieser Dimethyläther von folgender molekularer Homologenverteilung
X Moiekuiare
Homologen
verteilung,
Gew.A
3 4- 9
4 22-24
5 24-28
6 20-22
7 13-15
8 6- 8
9 2- 4
wobei der Dampfdruck bei 43° C weniger als 0,01 mm Quecksilber beträgt, die Viskosität bei 16°C 5 bis 10 cp beträgt, der Prozentsatz an Homologen, in denen χ kleiner als 3 ist, 1% und der Prozentsatz der Homologen, worin χ größer als 9 ist, 3% nicht übersteigen darf, und ggf. wenigstens 1 Gew.-% CO2, bezogen auf das Gesamtgewicht der Mischung, besteht
Vorzugsweise soll der Prozentsatz an Homologen, in denen χ kleiner als 3 ist, 0,5% nicht übersteigen und der Prozentsatz der Homologen, worin χ größer als 9 ist, 1% nicht übersteigen. Die Viskosität liegt bei 16°C, vorzugsweise zwischen 73 und 8,5 cp.
Die erfindungsgemäßen Mischungen können in bekannten Verfahren zur Abtrennung von Schwefelwasserstoff aus Gasen verwendet werden.
Die Mischung von Dimethyläthern von Polyäthylenglycolen nach der Erfindung wird aus den entsprechenden Monomethyläthern von Polyäthylenglycolen gewonnen, indem man den Monomethyläther mit Natrium unter Bildung von dessen Natriumalkoholat umsetzt,
das Natnumalkoholat mit Methylchlorid unter Bildung der Dimethyläther und Natriumchlorid umsetzt und das Natriumchlorid von den Diniethyläthern abtrennt Vorzugsweise werden 0,1 bis 0,6 Gew.-% Wasser in die Monomethyläther eingearbeitet, und die Reaktionstemperatur wird auf 100 b-s 120° C gehalten.
Das Gemisch der Monomethyläther der Polyäthy-Ienglycole, aus dem die Dimethyläther gewonnen werden, kann aus Äthylenoxid und Methanol hergestellt werden. 4,5 Mol Äthylenoxid werden mit einem Mol Methanol bei 110 bis 1400C unter Verwendung von Natriumhydroxid als Katalysator umgesetzt Das resultierende Produkt wird bei 10 mm Hg Druck destilliert, um alle niedrig siedenden Verbindungen zusammen mit dem meisten Monomethyläther von Triäthylenglycol zu entfernen. Der Rückstand ist dann zur Herstellung der Dimethyläther geeignet, wie oben beschrieben ist.
Beispielsweise hat ein Gemisch nach der Erfindung folgende physikalische Eigenschaften:
Dampfdruck, 25° C, mm Hg
Viskosität bei 15° C, cp
Viskosität bei 32° C, cp
Spezifische Wärme, 5°C
Gefrierpunkt," C
Dichte bei 25° C, g/cm3
Flammpunkt, °C
weniger als 0,01
8,3
4,7
0,49
-22 29
1,03
151
Es wurde gefunden, daß gelöstes Kohlendioxid die Viskosität bei 16° C der Mischungen auf 1 bis 5cp vermindert, je nach dem Partialdruck des Kohlendioxids. Vorzugsweise sind wenigstens I Gew.-%, besonders 1 bis 5 Gew.-°/o, Kohlendioxid in dem Gemisch gelöst, wie in einem Verfahren zur Reinigung von Schwefelwasserstoff und Kohlendioxid enthaltendem Gas.
Die Löslichkeit von Kohlendioxid und Schwefelwasserstoff in der Mischung variiert mit der Temperatur und dem Partialdruck der Gase, wie in der folgenden Tabelle gezeigt ist
Gasgemisch
MoI-0/.
80,2 1
19,8/
Gesamtdruck:
kg/cm2 absolut
Temperatur
C
In der I
gelöste:
Gew.-0/.
Flüssigkeit
s Gas,
I
H2S
CO2
9,4 1
90,6/
6,7 27 H2S
CO2
14,3
1,13
H2S
CO2
40,4 1
59,6/
14,9 27 H2S
CO2
3,33
7,26
H2S
CO2
32,5 1
67,5 j
4,0 38 H2S
CO2
3,45
1,16
H2S
CO2
22,7 49 H2S
CO2
11,3
6,43
Bei der Verwendung der Gemische zur Entfernung von Schwefelwasserstoff aus Naturgas kann man in der Weise vorgehen, daß man das gasförmige Gemisch in einem Absorptionsturm, der 20 bis 40 Böden enthält, mit dem Lösungsmittel bei einem Druck von 35 bis 105 kg/cm3 absolut in Kontakt bringt Die gesamte Lösungsmittelbeschickung zu dem Absorptionsturm liegt vorzugsweise bei 24 bis 73 Ic^ Lösungsmittelgemisch je m3 zu absorbierenden Säuregases. 90 bis 95% des Lösungsmittels, das zu dem Absorptionsturm zurückgeführt wird, enthalten wenigstens 1 Gewichts-% Kohlendioxid, und dieser Anteil des Lösungsmittels wird bei einem mittleren Abschnitt des Turmes eingespeist. Die restlichen 5 bis 10% des Lösungsmittels werden an der Spitze des Absorptionsturmes eingespeist, nachdem sie durch Ausstreifen im wesentlichen von Säuregasen, besonders von Schwefelwasserstoff, befreit wurden. Die Temperatur in der Absorptionszone wird vorzugsweise auf 2 bis 49° C gehalten.
Danach wird der Druck des Lösungsmittels aus dem Absorptionsturm in ein oder mehreien Schnellverdampfzonen vermindert. Die Schnellverdampfung liefert anfangs ein Gemisch von Methan und Kohlendioxid, das zu dem Absorptionsturm zurückgeführt werden kann. Schnellverdampfung bei niedrigeren Drücken von 1,05 bis 2,11 kg/cmJ absolut führt zu einer Abgabe des meisten Kohlendioxids. Vorzugsweise enthält das Lösungamittelgemisch nach der Schnellverdampfung 1 bis 2 Gew.-% Kohlendioxid, bezogen auf das Gesamtgewicht des Gemisches.
Das restliche Lösungsmittel aus den Schnellverdampfzonen mit einem Gehalt an Schwefelwasserstoff und Kohlendioxid wird zu einer Ausstreifzone geführt, die etwa auf Atmosphärendruck oder einem geringeren Druck gehalten wird, und dort wird das Lösungsmittel mit Luft, vorzugsweise bei einer Temperatur von 38 bis 88° C ausgestreift
Etwa 12 bis 1261 Ausstreifluft je Lösungsmittel werden benützt, um eine Entfernung des absorbierten Gases aus dem Lösungsmittel zu bewirken. Eine in einer Höhe von 457 bis 762 cm gepackte Ausstreifkolonne wird im allgemeinen bevorzugt. Desorbiertes Lösungsmittel, das vorzugsweise 1 -bis 10 ppm Schwefelwasserstoff enthält, wird zu der Spitze des Absorptionsturmc5 zur weiteren Behandlung des gasförmigen Gemisches zurückgeführt Dieses Verfahren gestattet die Gewinnung von Gas, das 2,5 bis 5,0% Kohlendioxid und > bis 4 ppm Schwefelwasserstoff enthält. Durch Verwendung von zwei Lösungsmittelbeschickungen zu dem Absorber, einer gut ausgestreiften und der anderen teilweise ausgestreiften, wrd die Wirtschaftlichkeit des Verfahrens verbessert
Die Zeichnung zeigt ein Fließbild eines Beispiels einer Verwendung der erfindungsgemäßen Mischungen als Lösungsmittel zur Abtrennung von Schwefelwasserstoff aus Naturgas.
Naturgas, das Kohlendioxid und Schwefelwasserstoff enthält, tritt durch Leitung 4 am Boden einer Absorptionssäule 3, die 20 bis 40 Böden enthält, ein. Gut ausgestreiftes Lösungsmittel, das im wesentlichen
keinen Schwefelwasserstoff enthält, wird durch Leitung < an der Spitze der Absorptionssäule 3 eingeführt, und teilweise ausgestreiftes Lösungsmittel, das wenigstens 1 Gew.-% Kohlendioxid enthält, wird durch Leitung 2 an dem oberen Mittelabschnitt der Absorptionssäule 3 eingeführt. Die gesamte Lösungsmittelbeschickung für die Absorptionssäule liegt bei 24 bis 73 kg Lösungsmittel je mJ Kohlendioxid und zu absorbierendem Schwefelwasserstoff. 90 bis 95% des gesamten Lösungsmittels werden durch Leitung 2 eingespeist, der Rest, der aus gut ausgestreiftem Lösungsmittel besteht, wird durch Leitung 1 eingespeist. Vorzugsweise besitzt der obere Teil der Absorptionssäule wegen des verminderten Lösungsmittelflusses in diesem Abschnitt kleineren Durchmesser. Die Temperatur des eintretenden Lösungsmittels beträgt 7 bis 21°C. Die Temperatur des austretenden Lösungsmittels beträgt 7°C Die Säule arbeitet bei einem Druck, der gewöhnlich im Bereich von 34 bis 102 ata liegt. Das Lösungsmittel, das den Boden des Absorbers durch Leitung 6 verläßt, ist reich an Kohlendioxid und Schwefelwasserstoff. Der Gasausfluß, der durch Leitung 5 von der Spitze des Absorbers austritt, enthält 2,5 bis 5,0 Vol.-% Kohlendioxid und ist im wesentlichen schwefeifrei.
Das Lösungsmittel, das den Absorber durch Leitung 6 verläßt, wird in dem Hochdruck-Schnellverdampfer 7, der bei einem Druck von 1,6 bis 40,8 ata arbeitet, verdampft. Die Lösungsmitteltemperatur beträgt hier 15° C weniger als die Temperatur am Boden des Absorbers. Das Gas aus dem Verdampfer 7, das Methan und Kohlendioxid enthält, wird durch Leitung 8 zu dem Absorber gepumpt. Praktisch aller Schwefelwasserstoff und die Masse des Kohlendioxids bleiben in dem Lösungsmittelauslauf, der von dem Hochdruck-Verdampfer 7 über Leitung 9 zu dem Vorerhitzer 10 gelangt, wo er auf 38° C erhitzt wird, und dann über Leitung i i zu dem Niederdruckverdampfer 12 geht, der bei einem Druck von 0,82 bis 2,45 ata arbeitet Die Lösungsmitteltemperatur beträgt hier 32" C Das Gas, das über Leitung 13 von dem Niederdruck-Verdampfer weiterströmt, besteht hauptsächlich aus Kohlendioxid. Das restliche Lösungsmittel enthält 1 Gew.-% Kohlendioxid. Der meiste Schwefelwasserstoff bleibt in dem Lösungsmittel. 90 bis 95 Gew.-% des Lösungsmittels gehen dann über Leitung 14 von dem Niederdruck-Verdampfer 12 durch den Kühler 15, wo sie auf 7 bis 21°C abgekühlt werden, und dann über Leitung 2 zu dem Absorber 3.
Das restliche Lösungsmittel aus dem Niederdruck-Verdampfer 12, das aus 5 bis 10% des Gesamtlösungsmittels besteht, gelangt über Leitung 16 zu dem Vorerhitzer 17, wo es auf 43° C erhitzt wird, und dann über Leitung 18 zu der Spitze des Ausstreifers 19, der entweder bei Atmosphärendruck oder bei niedrigerem Druck arbeiten kann. Die Lösungsmitteltemperaturen in dem Ausstreifer betragen vorzugsweise 38 bis 88° C Ein Strom erhitzter Luft wird durch Leitung 20 in den Ausstreifer geführt, um die Desorption des Schwefelwasserstoffes zu unterstützen. Das Ausstreuen vermindert die Schwefelwasserstoffkonzentration in dem Lösungsmittel auf einige Teile je Million. Das ausströmende Gemisch von Gas und Luft geht durch Leitung 2t. Das gereinigte Lösungsmittel geht vom Boden des Ausstreifers 19 über Leitung 22 in den Kühler 23, wo es auf 7 bis 21 °C gekühlt wird, und dann über Leitung 1 zu dem Absorber 3. Das Ausstreifen kann auch mit Hilfe anderer geeigneter Methoden durchgeführt werden, wie beispielsweise durch Vakuumausstrei fen, durch Verwendung eines Inertgases, wie Stickstoff oder Methan, oder durch mehrfaches Schnellverdampfen.
s Beispiel 1
Herstellung einer Mischung von Dimethyläthern von Polyäthylenglycolen
Ein Kohlenstoffstahlreaktor, der mit Einrichtungen
ίο zum Erhitzen und Kühlen ausgestattet war, wurde mit 3,2 kg einer 50 Gew.-%igen wäßrigen Natronlauge und mit 392 kg Methanol beschickt. Das Gemisch wurde auf 110°C erhitzt, und 2404 kg Äthylenoxid wurden während einer Zeit von einigen Stunden zu dem Gemisch zugegeben. Die Reaktionstemperatur wurde durch Kühlen auf 10,2 ata gehalten. Der Druck blieb unter 10,2 ata. Das resultierende Gemisch wurde dann auf 60°C gekühlt und gelagert. Dieses Rohprodukt besaß ein mittleres Molekulargewicht von 231 und enthielt Monomethyläther von Mono- bis Nonaäthylglycol.
Das Rohprodukt wurde chargenweise in einer Kolonne mit 10 Böden destilliert, die bei einem Druck von 10 mm Hg und einem Rückflußverhältnis von 1 arbeitete. Die leichten Fraktionen wurden entfernt, bis die Kopftemperatur der Kolonne 155° C erreichte. Die Kolonntr^bodenfraktionen wurden als Produkt abgenommen und besaßen die folgende Zusammensetzung:
Monomethyläther von Triäthyleng'ycol: 8Gew.-% Monomethyläther vonTetraäthylecglycol: 23 Gew.-% Monomethyläther von Pentaäthylenglycol: 25 Gew.-% Monomethyläther von Hexaäthylenglycol: 21 Gew.-% Monomethyläther von Heptaäthylenglycol: 13 Gcw.-% Monomethyläther von Octaäthylenglycol: 8Gew.-% Monomethyläther von Nonaäthylenglycol: 2 Gew.-%
Das mittlere Molekulargewicht dieses Gemisches von Monomethyläthern von Polyäthylenglycolen betrug 265.
Ein rostfreier Stahlreaktor, der mit Einrichtungen zum Rühren, Erhitzen und Kühlen ausgestattet war, wurde mit 490 kg dieses Monomethyläthergemisches beschickt 2 kg Wasser wurden zugesetzt, und das Gemisch wurde gerührt und auf 110°C erhitzt 43 kg geschmolzenes Natrium von 135 bis 140° C wurden zu dem Gemisch während einer Zeit von einigen Stunden zugesetzt, während es durch Kühlen auf 120 bis 130° C gehalten wurde. Während der Umsetzung gebildeter
so Wasserstoff wurde abgeblasea Die Reaktiorrergab :!as Natriumaikoholat der Monomethyläther von PolyäthylenglycoL
Sodann wurden 109 kg Methylchlorid zu dem Reaktionsgemisch während einer Zeit von einigen Stunden zugesetzt wobei das Reaktionsgemisch durch Kühlen auf 115 bis 125° C gehalten wurde. Die resultierende Reaktion ergab Natriumchlorid und Dimethyläther von Polyäthylenglycolea Das Natriumchlorid wurde von dem Reaktionsgemisch in einer Zentrifuge abgetrennt und das' resultierende flüssige Produkt wurde mit Naturgas ausgestreift um überschüssiges Methylchlorid zu entfernen. Das ausgestreifte Produkt wurde filtriert, 24 Stunden stehen gelassen und erneut filtriert, um irgendwelches restliches Natriumchlorid zu entfernen. Dieses Produkt kann, wenn erwünscht destilliert werden, ^och ist eine Destillation nicht erforderlich. Die undestillierte Mischung besaß die folgende Zusammensetzung:
Dimethyläther von Triäthylenglycol: Dimethyläther von Tetraäthylenglacol: Dimethyläther von Pentaäthylenglycol: Dimethylätb-;r von Hexaäthylenglycol: Dimethyläther von', ^ptaäthylenglycol: Dimethyläther von Octaäthylenglycol: Dimethyläther von Nonaäthylenglycol: Wasser:
8 Gew.-%
23 Gew.-%
25 Gew.-o/o
21 Gew.-%
13Gew.-%
8Gew.-%
1 Gew.-%
1 Gew.-%
Die Eigenschaften des undestillierten, filtrierten Produktes und des gleichen Produktes nach der Reinigung durch Destillation werden nachfolgend verglichen:
Gefiltertes
Produkt
Destilliertes
Produkt
ΓΓΚ-Ι ntUrhifit Ge·.'.'-%
bei 14,6 ata Partialdruck
und 21 C"
9,8 9,8
bei 61,2 ata Partialdruck
und 21 C
19,3 19,5
H2S-Löslichkeit, Gew.-%
bei 2,7 ata Partialdruck
und 21 C
8,7 9,0
bei 4,8 ata Partialdruck
und 21 C
15,6 15,8
Chloride, ppm 8 8
Viskosität, cp bei 28 C 7,9 7,7
Dichte, g/cm3 bei 28 C 1,03 1,02
CO2-Partialdruck, Temperatur, C Viskosität, cp
ata
0 15 8,3
0 32 4,7
7,7 15 5,2
34,9 15 2,1
Anwendungsbeispiel
20
30
35
Es wurde festgestellt, daß gelöstes Kohlendioxid die Viskosität der Mischung wie folgt erniedrigte:
40
45
50
Verwendung der im Beispiel hergestellten
Mischung als Lösungsmittel bei der Entfernung von Schwefelwasserstoff aus Naturgasgemischen
Dieses Beispiel nimmt auf die Zeichnung bezug.
Die Absorptionssäule 3 bestand aus einem unteren oder »halbmageren« Abschnitt von 3,7 m Durchmesser mit 25 Rieselböden mit einem Bodenabstand von 46 cm und einem oberen oder »mageren« Abschnitt mit einem Durchmesser von 1,5 m mit 10 Einwegventüböden und einem Bodenabstand von 45,7 cm.
Naturgas mit einem Gehalt von 128 ppm Schwefelwasserstoff, 18 VoL-% Kohlendioxid und 81 VoL-% Methan trat in den Boden der Absorptionssäule 3 über Leitung 4 mit einer Geschwindigkeit von 2560 nrVMin.
ein. Mageres Lösungsmittel, das in dem Verfahren zurückgeführt wurde und weniger als 10 ppm Schwefelwasserstoff und weniger als 1 Gew.-°/o Kohlendioxid enthielt, trat an der Spitze der Absorptionssäule 3 über Leitung i in einer Menge von 1,14 m'/Min. ein. »Halbm.^eres« Lösungsmiuel, das in dem Verfahren zurückgeführt wurde und 1 Gew.-% Kohlendioxid enthielt, trat über Leitung 2 in einer Menge von 17,8m3/Min. in die Absorptionssäule 3 ein, wobei die Leitung 2 bei dem obersten Boden des unteren oder »halbmageren« Abschnittes der Absorptionssäule lag. Die Säule wurde bei 70,7 ata und mit Lösungsmitteltemperaturen von 210C am Einlaß und 32°C am Auslaß betrieben. Der Gasstrom, der die Absorptionssäule 3 über Leitung 5 verließ, enthielt 1983mVMin. Methan, 51 mVMin. Kohlendioxid und weniger als 4 ppm Schwefelwasserstoff. Das den Absorber 3 verlassende Lösungsmittel enthielt 5,9 Gew.-% Kohlendioxid, 0,94% Methan und im wcScfuliciien den gesamten Schwefelwasserstoff aus der Naturgasbeschickung.
Das Lösungsmittel wurde dann in dem Hochdruckverdampfer 7 bei 313 ata und bei einer Temperatur von 29°C verdampft. Desorbiertes Gas wurde zu dem Absorber über Leitung 8 gepumpt, und Lösungsmittel wurde über Leitung 9 zu dem Vorerhitzer 10 geleitet, wo es auf 38°C erhitzt wurde. Das Lösungsmittel wurde dann über Leitung 11 zu dem Niederdruckverdampfer 12 geführt, v/o es bei 1,6 ata und einer Temperatur von 32° C verdampft wurde. Desorbiertes Gas enthielt 487 mVMin. Kohlendioxid und 93 mVMin. Methan, und das Lösungsmittel enthielt 1% Kohlendioxid. Das meiste dieses »halbmageren« Lösungsmittels in einer Menge von 17,8 mVMin. wurde über Leitung 14 zu dem Kühler 15 gepumpt, wo es auf 210C abgekühlt wurde, und dann über Leitung 2 zu Absorber 3. Der Rest des halbmageren Lösungsmittels in einer Menge von 1,1 mVMin. wurde über Leitung !6 von dem Niederdruckverdampfer 12 zu dem Vorerhitzer 17 geführt, wo es auf 43° C erhitzt wurde, und dann über Leitung 18 zur Spitze des Ausstreifers 19 geführt. Der Ausstreifer war eine 6-m-SäuIe mit einem Durchmesser von 1,2 m und war mit Keramikringen von 7,6 cm gepackt. Der Ausstreifer arbeitete bei 1,1 ata und mit einer Lösungsmitteltemperatur von 43° C Luft mit 52° C wurde in einer Menge von 71 mVMin. am Boden der Säule zugeführt, um das Ausstreifen des Schwefelwasserstoffes zu unterstützen. Der Schwefelwasserstoff in dem Lösungsmittel wurde auf 10 ppm reduziert Das ausströmende Gemisch von Gas und Luft wurde über Leitung 21 abgeblasen. Das »magere«, gut ausgestreifte Lösungsmittel wurde von dem Ausstreifer über Leitung 22 zu dem Kühler 23 geführt, wo es auf 21°C gekühlt wurde. Das gekühlte magere Lösungsmittel wurde dann über Leitung 1 zu der Spitze der Absorptionssäule 3 zurückgeführt
Es sei darauf hingewiesen, daß der niedrige Schwefelwasserstoffgehalt des Lösungsmittels an der Spitze des Absorbers am kritischsten ist um gereinigtes Naturgas mit einem Gehalt von 4 ppm oder weniger Schwefelwasserstoff zu erhalten. In diesem Beispiel ist jedoch gezeigt daß 94% des Lösungsmittels aus dem Niederdruckverdampfer zu einem mittleren Punkt in dem Absorber eingespeist werden können, ohne daß sie über den Ausgreifer geführt werden. Die Wirtschaftlichkeit einer solchen Betriebsweise liegt auf der Hand.
Hierzu 1 Blatt Zeichnungen

Claims (1)

Patentansprüche:
1. Mischung von Dimethyläthern von Polyäthylenglycolen der allgemeinen Formel
CH3O(C2H4O)XCH3
worin χ 3 bis 9 bedeutet, dadurch gekennzeichnet, daß sie aus einer Mischung dieser Dimethyläther von folgender molekularer Homologenverteilung
DE2028456A 1969-06-11 1970-06-10 Mischung von Dimethyläthern von Polyäthylenglycolen und deren Verwendung Expired DE2028456C3 (de)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US83236869A 1969-06-11 1969-06-11

Publications (3)

Publication Number Publication Date
DE2028456A1 DE2028456A1 (de) 1970-12-17
DE2028456B2 DE2028456B2 (de) 1980-02-28
DE2028456C3 true DE2028456C3 (de) 1985-11-14

Family

ID=25261450

Family Applications (2)

Application Number Title Priority Date Filing Date
DE2066107A Expired DE2066107C2 (de) 1969-06-11 1970-06-10 Verfahren zur Entfernung von Säuregas aus einem Gasgemisch
DE2028456A Expired DE2028456C3 (de) 1969-06-11 1970-06-10 Mischung von Dimethyläthern von Polyäthylenglycolen und deren Verwendung

Family Applications Before (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
DE2066107A Expired DE2066107C2 (de) 1969-06-11 1970-06-10 Verfahren zur Entfernung von Säuregas aus einem Gasgemisch

Country Status (11)

Country Link
US (1) US3594985A (de)
JP (1) JPS4823782B1 (de)
BE (1) BE751468A (de)
CS (1) CS163211B2 (de)
DE (2) DE2066107C2 (de)
ES (1) ES381046A1 (de)
FI (1) FI56491C (de)
FR (1) FR2045972A1 (de)
GB (1) GB1277139A (de)
NL (1) NL170275C (de)
RO (1) RO56856A (de)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE10217469C1 (de) * 2002-04-19 2003-09-25 Clariant Gmbh Verfahren zur Entschwefelung von Produkten der Rohölfraktionierung

Families Citing this family (110)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
NL7103928A (de) * 1971-03-24 1972-02-25
US3785120A (en) * 1971-10-15 1974-01-15 Atomic Energy Commission Recovery of purified helium or hydrogen from gas mixtures
DE2262457A1 (de) * 1972-12-20 1974-06-27 Linde Ag Verfahren und vorrichtung zum auswaschen von kohlendioxid, schwefelwasserstoff und gegebenenfalls kohlenoxisulfid
DE2923012A1 (de) * 1979-06-07 1980-12-18 Basf Ag Verfahren zur gleichzeitigen entfernung von wasser und schwefelwasserstoff aus gasen
US4242108A (en) * 1979-11-07 1980-12-30 Air Products And Chemicals, Inc. Hydrogen sulfide concentrator for acid gas removal systems
US4392978A (en) * 1979-12-26 1983-07-12 Allied Corporation Selective aromatic nitration
US4318715A (en) * 1980-11-13 1982-03-09 Allied Corporation Process for sweeping methane from a physical solvent
DE3112661A1 (de) * 1981-03-31 1982-10-14 Basf Ag, 6700 Ludwigshafen Verfahren zur abtrennung von kondensierbaren aliphatischen kohlenwasserstoffen und sauren gasen aus erdgasen
US4511381A (en) * 1982-05-03 1985-04-16 El Paso Hydrocarbons Company Process for extracting natural gas liquids from natural gas streams with physical solvents
US4578094A (en) * 1983-09-14 1986-03-25 El Paso Hydrocarbons Hydrocarbon separation with a physical solvent
US4526594A (en) * 1982-05-03 1985-07-02 El Paso Hydrocarbons Company Process for flexibly rejecting selected components obtained from natural gas streams
DE3237387A1 (de) * 1982-10-08 1984-04-12 Linde Ag, 6200 Wiesbaden Verfahren zur entfernung unerwuenschter gasfoermiger bestandteile aus heissen rauchgasen
DE3237388A1 (de) * 1982-10-08 1984-04-12 Linde Ag, 6200 Wiesbaden Verfahren zur entfernung von so(pfeil abwaerts)2(pfeil abwaerts) aus rauchgasen
DE3333933A1 (de) * 1983-09-20 1985-04-04 Linde Ag, 6200 Wiesbaden Verfahren zum reinigen eines gasstromes
CA1239941A (en) * 1983-12-19 1988-08-02 George S. Kutsher Solvent composition for the removal of acid gas from gas mixtures at subfreezing temperatures
US4690698A (en) * 1986-06-25 1987-09-01 Reid Laurance S Absolute separator
DE3709363C1 (de) * 1987-03-21 1988-08-18 Metallgesellschaft Ag Verfahren zum Behandeln zweier beladener Waschloesungsstroeme
JPH0698262B2 (ja) * 1987-11-06 1994-12-07 株式会社日本触媒 酸性ガス吸収剤組成物
US4859802A (en) * 1988-03-04 1989-08-22 Exxon Production Research Company Process for removing contaminants from dialkyl ethers of polyalkylene glycols
DE3922785C2 (de) * 1989-07-11 1994-03-31 Metallgesellschaft Ag Verfahren zum Regenerieren einer hochsiedenden, CO¶2¶ und H¶2¶S enthaltenden Waschlösung
JPH0418911A (ja) * 1990-05-14 1992-01-23 Toho Chem Ind Co Ltd ガスから酸性成分を除去する方法
US6592779B1 (en) * 1995-10-23 2003-07-15 Union Carbide Chemicals & Plastics Technology Corporation Composition and method for acid gas treatment
GB9702742D0 (en) * 1997-02-11 1997-04-02 Ici Plc Gas absorption
US5958110A (en) * 1997-12-29 1999-09-28 Harris; James Jeffrey Evaporative process for the regeneration of aqueous glycol solutions
US6605138B2 (en) * 1999-04-21 2003-08-12 Matthew T. Frondorf Apparatus and method for exclusively removing VOC from regeneratable solvent in a gas sweetening system
US6174348B1 (en) * 1999-08-17 2001-01-16 Praxair Technology, Inc. Nitrogen system for regenerating chemical solvent
ES2365474T3 (es) * 2002-12-12 2011-10-06 Fluor Corporation Procedimiento de eliminación de gases ácidos.
DE10313438A1 (de) * 2003-03-26 2004-11-04 Uhde Gmbh Verfahren zur selektiven Entfernung von Schwefelwasserstoff und CO2 aus Rohgas
DE10324694A1 (de) * 2003-05-28 2004-12-23 Uhde Gmbh Verfahren zur Entfernung von Sauergasen aus unter Druck befindlichem, mit Sauergasverbindungen verunreinigtem Erdgas und Gewinnung der entfernten Sauergase auf erhöhtem Druckniveau
EP1663452B1 (de) * 2003-09-09 2009-04-15 Fluor Corporation Verbesserte lösungsmittelverwendung und regenration
FR2863910B1 (fr) * 2003-12-23 2006-01-27 Inst Francais Du Petrole Procede de capture du dioxyde de carbone contenu dans des fumees
DE102004042418B4 (de) * 2004-09-02 2008-04-30 Clariant Produkte (Deutschland) Gmbh Absorptionsflüssigkeit, deren Verwendung und Verfahren zum Reinigen von Gasen
DE102005030028A1 (de) * 2005-06-27 2006-12-28 Uhde Gmbh Verfahren und Vorrichtung zur Absorption von Sauergas aus Erdgas
US8114176B2 (en) * 2005-10-12 2012-02-14 Great Point Energy, Inc. Catalytic steam gasification of petroleum coke to methane
US7922782B2 (en) * 2006-06-01 2011-04-12 Greatpoint Energy, Inc. Catalytic steam gasification process with recovery and recycle of alkali metal compounds
US7637984B2 (en) * 2006-09-29 2009-12-29 Uop Llc Integrated separation and purification process
CN201031677Y (zh) * 2007-03-30 2008-03-05 辽河石油勘探局 锅炉烟道气加压吸收二氧化碳液化注井采油装置
CN201031676Y (zh) * 2007-03-30 2008-03-05 辽河石油勘探局 锅炉烟道气加压吸收二氧化碳气态注井采油装置
CN105062563A (zh) * 2007-08-02 2015-11-18 格雷特波因特能源公司 负载催化剂的煤组合物,制造方法和用途
US20090090055A1 (en) * 2007-10-09 2009-04-09 Greatpoint Energy, Inc. Compositions for Catalytic Gasification of a Petroleum Coke
US8133298B2 (en) * 2007-12-06 2012-03-13 Air Products And Chemicals, Inc. Blast furnace iron production with integrated power generation
US20100146982A1 (en) * 2007-12-06 2010-06-17 Air Products And Chemicals, Inc. Blast furnace iron production with integrated power generation
US20090165383A1 (en) * 2007-12-28 2009-07-02 Greatpoint Energy, Inc. Catalytic Gasification Process with Recovery of Alkali Metal from Char
CN101910375B (zh) 2007-12-28 2014-11-05 格雷特波因特能源公司 用于碳质原料的催化气化的蒸汽发生浆液气化器
WO2009086363A1 (en) * 2007-12-28 2009-07-09 Greatpoint Energy, Inc. Coal compositions for catalytic gasification and process for its preparation
CA2709924C (en) * 2007-12-28 2013-04-02 Greatpoint Energy, Inc. Catalytic gasification process with recovery of alkali metal from char
WO2009086377A2 (en) * 2007-12-28 2009-07-09 Greatpoint Energy, Inc. Catalytic gasification process with recovery of alkali metal from char
CA2713661C (en) * 2007-12-28 2013-06-11 Greatpoint Energy, Inc. Process of making a syngas-derived product via catalytic gasification of a carbonaceous feedstock
US20090217575A1 (en) 2008-02-29 2009-09-03 Greatpoint Energy, Inc. Biomass Char Compositions for Catalytic Gasification
US8114177B2 (en) 2008-02-29 2012-02-14 Greatpoint Energy, Inc. Co-feed of biomass as source of makeup catalysts for catalytic coal gasification
US8297542B2 (en) 2008-02-29 2012-10-30 Greatpoint Energy, Inc. Coal compositions for catalytic gasification
US7926750B2 (en) * 2008-02-29 2011-04-19 Greatpoint Energy, Inc. Compactor feeder
US20090260287A1 (en) * 2008-02-29 2009-10-22 Greatpoint Energy, Inc. Process and Apparatus for the Separation of Methane from a Gas Stream
US20090217582A1 (en) * 2008-02-29 2009-09-03 Greatpoint Energy, Inc. Processes for Making Adsorbents and Processes for Removing Contaminants from Fluids Using Them
WO2009111332A2 (en) * 2008-02-29 2009-09-11 Greatpoint Energy, Inc. Reduced carbon footprint steam generation processes
US20090220406A1 (en) * 2008-02-29 2009-09-03 Greatpoint Energy, Inc. Selective Removal and Recovery of Acid Gases from Gasification Products
US8709113B2 (en) 2008-02-29 2014-04-29 Greatpoint Energy, Inc. Steam generation processes utilizing biomass feedstocks
US8366795B2 (en) 2008-02-29 2013-02-05 Greatpoint Energy, Inc. Catalytic gasification particulate compositions
CN101959996B (zh) 2008-02-29 2013-10-30 格雷特波因特能源公司 用于气化作用的颗粒状组合物及其制备和连续转化
US8286901B2 (en) * 2008-02-29 2012-10-16 Greatpoint Energy, Inc. Coal compositions for catalytic gasification
US7935178B2 (en) * 2008-03-26 2011-05-03 Uop Llc Use of a biphasic turbine in a process for recovering energy in gasification and natural gas applications
CA2718536C (en) 2008-04-01 2014-06-03 Greatpoint Energy, Inc. Sour shift process for the removal of carbon monoxide from a gas stream
CA2718295C (en) 2008-04-01 2013-06-18 Greatpoint Energy, Inc. Processes for the separation of methane from a gas stream
KR101290477B1 (ko) * 2008-09-19 2013-07-29 그레이트포인트 에너지, 인크. 탄소질 공급원료의 기체화 방법
CN103865585A (zh) 2008-09-19 2014-06-18 格雷特波因特能源公司 碳质原料的气化装置
KR101330894B1 (ko) 2008-09-19 2013-11-18 그레이트포인트 에너지, 인크. 차르 메탄화 촉매를 사용한 기체화 방법
US8696798B2 (en) * 2008-10-02 2014-04-15 Fluor Technologies Corporation Configurations and methods of high pressure acid gas removal
KR101275429B1 (ko) * 2008-10-23 2013-06-18 그레이트포인트 에너지, 인크. 탄소질 공급원료의 기체화 방법
KR101290453B1 (ko) 2008-12-30 2013-07-29 그레이트포인트 에너지, 인크. 촉매된 탄소질 미립자의 제조 방법
CN102272268B (zh) 2008-12-30 2014-07-23 格雷特波因特能源公司 制备催化的煤微粒的方法
EP2430126A2 (de) 2009-05-13 2012-03-21 Greatpoint Energy, Inc. Verfahren zur hydromethanierung eines kohlenstoffhaltigen ausgangsstoffs
US8268899B2 (en) * 2009-05-13 2012-09-18 Greatpoint Energy, Inc. Processes for hydromethanation of a carbonaceous feedstock
WO2010132551A2 (en) 2009-05-13 2010-11-18 Greatpoint Energy, Inc. Processes for hydromethanation of a carbonaceous feedstock
BRPI1012049A2 (pt) * 2009-05-26 2019-04-16 Basf Se "processo para remover dióxido de carbono de um fluido, e, instalação para remover dióxido de carbono de um fluido"
US20100132552A1 (en) * 2009-07-08 2010-06-03 Lechnick William J Zone or process for improving an efficiency thereof
WO2011034889A1 (en) * 2009-09-16 2011-03-24 Greatpoint Energy, Inc. Integrated hydromethanation combined cycle process
US20110064648A1 (en) * 2009-09-16 2011-03-17 Greatpoint Energy, Inc. Two-mode process for hydrogen production
AU2010310849B2 (en) 2009-10-19 2013-05-02 Greatpoint Energy, Inc. Integrated enhanced oil recovery process
CN102667057B (zh) 2009-10-19 2014-10-22 格雷特波因特能源公司 整合的强化采油方法
AU2010339952B8 (en) 2009-12-17 2013-12-19 Greatpoint Energy, Inc. Integrated enhanced oil recovery process
JP5692761B2 (ja) * 2010-02-17 2015-04-01 フルーア・テクノロジーズ・コーポレイション 超低硫黄ガスの生成における高圧酸性ガス除去の構成および方法
WO2011106285A1 (en) 2010-02-23 2011-09-01 Greatpoint Energy, Inc. Integrated hydromethanation fuel cell power generation
US8652696B2 (en) 2010-03-08 2014-02-18 Greatpoint Energy, Inc. Integrated hydromethanation fuel cell power generation
US8475571B2 (en) * 2010-04-23 2013-07-02 General Electric Company System for gas purification and recovery with multiple solvents
CN102858925B (zh) 2010-04-26 2014-05-07 格雷特波因特能源公司 碳质原料的加氢甲烷化与钒回收
CA2793893A1 (en) 2010-05-28 2011-12-01 Greatpoint Energy, Inc. Conversion of liquid heavy hydrocarbon feedstocks to gaseous products
EP2606109A1 (de) 2010-08-18 2013-06-26 Greatpoint Energy, Inc. Hydromethanierung von kohlenstoffhaltigen rohstoffen
FR2966054B1 (fr) * 2010-10-18 2015-02-27 Arkema France Capture d'oxydes de carbone
AU2011323645A1 (en) 2010-11-01 2013-05-02 Greatpoint Energy, Inc. Hydromethanation of a carbonaceous feedstock
US8648121B2 (en) 2011-02-23 2014-02-11 Greatpoint Energy, Inc. Hydromethanation of a carbonaceous feedstock with nickel recovery
CA2832887A1 (en) 2011-04-11 2012-10-18 ADA-ES, Inc. Fluidized bed method and system for gas component capture
WO2012166879A1 (en) 2011-06-03 2012-12-06 Greatpoint Energy, Inc. Hydromethanation of a carbonaceous feedstock
WO2013052553A1 (en) 2011-10-06 2013-04-11 Greatpoint Energy, Inc. Hydromethanation of a carbonaceous feedstock
US20130139687A1 (en) * 2011-12-06 2013-06-06 Linde Aktiengesellschaft Method for the removal of acid gases from a residual gas of an alcohol synthesis
US9278314B2 (en) * 2012-04-11 2016-03-08 ADA-ES, Inc. Method and system to reclaim functional sites on a sorbent contaminated by heat stable salts
KR101717863B1 (ko) 2012-10-01 2017-03-17 그레이트포인트 에너지, 인크. 연소를 위한 오염된 저등급 석탄의 용도
WO2014055351A1 (en) 2012-10-01 2014-04-10 Greatpoint Energy, Inc. Agglomerated particulate low-rank coal feedstock and uses thereof
KR101534461B1 (ko) 2012-10-01 2015-07-06 그레이트포인트 에너지, 인크. 응집된 미립자 저등급 석탄 공급원료 및 그의 용도
CN104685038B (zh) 2012-10-01 2016-06-22 格雷特波因特能源公司 附聚的颗粒状低煤阶煤原料及其用途
US9671162B2 (en) 2012-10-24 2017-06-06 Fluor Technologies Corporation Integration methods of gas processing plant and nitrogen rejection unit for high nitrogen feed gases
DE102013015849A1 (de) * 2013-09-24 2015-03-26 Linde Aktiengesellschaft Verfahren und Vorrichtung zur Sauergaswäsche
WO2015089446A1 (en) 2013-12-12 2015-06-18 Fluor Technologies Corporation Configurations and methods of flexible co2 removal
WO2016094036A1 (en) * 2014-12-10 2016-06-16 Exxonmobil Research And Engineering Company Gas-assisted stripping of liquid solvents for carbon capture
US10041014B2 (en) * 2016-06-10 2018-08-07 Chevron U.S.A. Inc. Process, method and system for removal of mercury in a gas dehydration process
KR102406584B1 (ko) 2016-07-05 2022-06-08 이네오스 아메리카스 엘엘씨 산성 가스 처리에서 흡수제를 회수하기 위한 방법 및 장치
US10537823B2 (en) * 2017-02-15 2020-01-21 Hall Labs Llc Method for removal of carbon dioxide from a carrier liquid
US10464872B1 (en) 2018-07-31 2019-11-05 Greatpoint Energy, Inc. Catalytic gasification to produce methanol
US10344231B1 (en) 2018-10-26 2019-07-09 Greatpoint Energy, Inc. Hydromethanation of a carbonaceous feedstock with improved carbon utilization
US10435637B1 (en) 2018-12-18 2019-10-08 Greatpoint Energy, Inc. Hydromethanation of a carbonaceous feedstock with improved carbon utilization and power generation
US10618818B1 (en) 2019-03-22 2020-04-14 Sure Champion Investment Limited Catalytic gasification to produce ammonia and urea

Family Cites Families (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2781863A (en) * 1953-12-30 1957-02-19 Universal Oil Prod Co Gas purification process
NL6615046A (de) * 1965-10-25 1967-04-26
US3362133A (en) * 1965-10-25 1968-01-09 Allied Chem Process for hydrogen sulfide removal from gas mixtures containing h2s and co2
US3435590A (en) * 1967-09-01 1969-04-01 Chevron Res Co2 and h2s removal

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE10217469C1 (de) * 2002-04-19 2003-09-25 Clariant Gmbh Verfahren zur Entschwefelung von Produkten der Rohölfraktionierung

Also Published As

Publication number Publication date
NL170275B (nl) 1982-05-17
JPS4823782B1 (de) 1973-07-16
DE2028456B2 (de) 1980-02-28
RO56856A (de) 1974-11-11
NL170275C (nl) 1982-10-18
US3594985A (en) 1971-07-27
BE751468A (fr) 1970-11-16
ES381046A1 (es) 1972-11-01
DE2028456A1 (de) 1970-12-17
CS163211B2 (de) 1975-08-29
FI56491C (fi) 1980-02-11
FI56491B (fi) 1979-10-31
GB1277139A (en) 1972-06-07
NL7008272A (de) 1970-12-15
DE2066107C2 (de) 1986-10-30
FR2045972A1 (de) 1971-03-05

Similar Documents

Publication Publication Date Title
DE2028456C3 (de) Mischung von Dimethyläthern von Polyäthylenglycolen und deren Verwendung
EP0020967B1 (de) Verfahren zur gleichzeitigen Entfernung von Wasser und Schwefelwasserstoff aus Gasen
DE2422273C2 (de)
DE4308087C2 (de) Verfahren zur Abtrennung von Acrylsäure aus den Reaktionsgasen der katalytischen Oxidation von Propylen und/oder Acrolein
DE1667376A1 (de) Verfahren zum Entfernen von Schwefelwasserstoff aus seinen Gemischen mit anderen Gasen
EP0062789B1 (de) Verfahren zur Abtrennung von kondensierbaren aliphatischen Kohlenwasserstoffen und sauren Gasen aus Erdgasen
DE3422575C2 (de)
DE2749890B2 (de) Verfahren zur Rückgewinnung von Propen bzw. Propen-Propan-Gemischen aus den Abgasen der HydroformyUerung von Propen
DE1592324C3 (de) Verfahren zur Reinigung eines wasserhaltigen, mit Schwefelwasserstoff verunreinigten Ammoniakgases
EP0132570A1 (de) Verbessertes Verfahren zur schonenden Destillation von Fettsäuren
DE1768652B2 (de) Verfahren zum Gewinnen von Äthylen und Acetylen aus Crackgasen
DE1768826B1 (de) Verfahren zur Gewinnung von niederen aliphatischen Mercaptanen
DE3780364T4 (de) Verfahren zur Abscheidung von Kohlendioxyd.
EP0428022B1 (de) Verfahren zur Abtrennung von Wasser aus einem Wasser, CO2 und Amine enthaltenden Gemisch
EP0963373A1 (de) Verfahren zur ethylenoxid-reindestillation
DE2649719C2 (de) Kontinuierliches Verfahren zur selektiven Schwefelwasserstoffentfernung
DE1543173B2 (de) Verfahren zur Herstellung und Gewinnung von Propenoxid, Essigsäure und anderen wertvollen Oxidationsprodukten
DE1768412C3 (de) Verfahren zur Gewinnung von Vinylacetat
DE2544569B2 (de) Verfahren zur herstellung von alkylaethern von aethylenglykolen
DD239728A5 (de) Verfahren zur selektiven trennung von schwefelwasserstoff aus gasgemischen, die auch kohlendioxid enthalten
DE1618249B1 (de) Verfahren zur Abtrennung bromhaltigen Cokatalysators aus rohem Phthalsäureanhydrid
DE664455C (de) Verfahren zur Wiedergewinnung von Loesungsmittelgemischen aus Extraktloesungen
DE975968C (de) Verfahren zur kontinuierlichen Herstellung von Gemischen aus Essigsaeure und Methylacetat
DE1645823C (de) Verfahren zur Gewinnung aromatischer Kohlenwasserstoffe
DE3040741C2 (de) Verfahren zum Gewinnen von t-Butyl-Alkohol

Legal Events

Date Code Title Description
OI Miscellaneous see part 1
OI Miscellaneous see part 1
8227 New person/name/address of the applicant

Free format text: ALLIED CORP., MORRIS TOWNSHIP, N.J., US

8228 New agent

Free format text: WEBER, D., DIPL.-CHEM. DR.RER.NAT. SEIFFERT, K., DIPL.-PHYS., PAT.-ANW., 6200 WIESBADEN

8227 New person/name/address of the applicant

Free format text: NORTON CO. (EINE GESELLSCHAFT N.D.GES.D. STAATES MASSACHUSETTS), 01606 WORCESTER, MASS., US

C3 Grant after two publication steps (3rd publication)
AH Division in

Ref country code: DE

Ref document number: 2066107

Format of ref document f/p: P