DE1951751C3 - Verfahren zur Entfernung von sauren Gasen aus einem kohlenwasserstoffhaltigen Gas - Google Patents
Verfahren zur Entfernung von sauren Gasen aus einem kohlenwasserstoffhaltigen GasInfo
- Publication number
- DE1951751C3 DE1951751C3 DE1951751A DE1951751A DE1951751C3 DE 1951751 C3 DE1951751 C3 DE 1951751C3 DE 1951751 A DE1951751 A DE 1951751A DE 1951751 A DE1951751 A DE 1951751A DE 1951751 C3 DE1951751 C3 DE 1951751C3
- Authority
- DE
- Germany
- Prior art keywords
- hydrocarbon
- amine solution
- aqueous amine
- phase
- dienes
- 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
Links
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims description 77
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims description 75
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 title claims description 61
- 239000007789 gas Substances 0.000 title claims description 37
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 20
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 title claims description 16
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 claims description 71
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims description 26
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 claims description 25
- 150000001993 dienes Chemical class 0.000 claims description 25
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 11
- 238000004821 distillation Methods 0.000 claims description 10
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 9
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 7
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 claims description 4
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 claims description 4
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims description 3
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 3
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 2
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000000470 constituent Substances 0.000 claims 1
- 210000004072 lung Anatomy 0.000 claims 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 44
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 14
- 238000000197 pyrolysis Methods 0.000 description 12
- 239000006096 absorbing agent Substances 0.000 description 9
- 239000000463 material Substances 0.000 description 7
- KAKZBPTYRLMSJV-UHFFFAOYSA-N Butadiene Chemical compound C=CC=C KAKZBPTYRLMSJV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N Toluene Chemical compound CC1=CC=CC=C1 YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- ZSWFCLXCOIISFI-UHFFFAOYSA-N cyclopentadiene Chemical compound C1C=CC=C1 ZSWFCLXCOIISFI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- -1 aliphatic hydrocarbon amines Chemical class 0.000 description 5
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 4
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 4
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 description 4
- MGNZXYYWBUKAII-UHFFFAOYSA-N cyclohexa-1,3-diene Chemical compound C1CC=CC=C1 MGNZXYYWBUKAII-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 description 4
- VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N Ethene Chemical compound C=C VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000005977 Ethylene Substances 0.000 description 3
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 3
- 238000010992 reflux Methods 0.000 description 3
- HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 2-Aminoethan-1-ol Chemical compound NCCO HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000002745 absorbent Effects 0.000 description 2
- 239000002250 absorbent Substances 0.000 description 2
- IYABWNGZIDDRAK-UHFFFAOYSA-N allene Chemical compound C=C=C IYABWNGZIDDRAK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- JJWKPURADFRFRB-UHFFFAOYSA-N carbonyl sulfide Chemical compound O=C=S JJWKPURADFRFRB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000002826 coolant Substances 0.000 description 2
- PAFZNILMFXTMIY-UHFFFAOYSA-N cyclohexylamine Chemical compound NC1CCCCC1 PAFZNILMFXTMIY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 239000011346 highly viscous material Substances 0.000 description 2
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 2
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 2
- 238000001577 simple distillation Methods 0.000 description 2
- 239000002689 soil Substances 0.000 description 2
- IMNIMPAHZVJRPE-UHFFFAOYSA-N triethylenediamine Chemical compound C1CN2CCN1CC2 IMNIMPAHZVJRPE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- PMJHHCWVYXUKFD-SNAWJCMRSA-N (E)-1,3-pentadiene Chemical compound C\C=C\C=C PMJHHCWVYXUKFD-SNAWJCMRSA-N 0.000 description 1
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- PIICEJLVQHRZGT-UHFFFAOYSA-N Ethylenediamine Chemical compound NCCN PIICEJLVQHRZGT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- AVXURJPOCDRRFD-UHFFFAOYSA-N Hydroxylamine Chemical compound ON AVXURJPOCDRRFD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BHHGXPLMPWCGHP-UHFFFAOYSA-N Phenethylamine Chemical compound NCCC1=CC=CC=C1 BHHGXPLMPWCGHP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241000270295 Serpentes Species 0.000 description 1
- GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N Triethanolamine Chemical compound OCCN(CCO)CCO GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 239000003513 alkali Substances 0.000 description 1
- 239000012670 alkaline solution Substances 0.000 description 1
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 description 1
- 150000003974 aralkylamines Chemical class 0.000 description 1
- 150000004945 aromatic hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 239000003849 aromatic solvent Substances 0.000 description 1
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 1
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 1
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- WEHWNAOGRSTTBQ-UHFFFAOYSA-N dipropylamine Chemical compound CCCNCCC WEHWNAOGRSTTBQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 230000008030 elimination Effects 0.000 description 1
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 description 1
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 1
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 description 1
- 229940083124 ganglion-blocking antiadrenergic secondary and tertiary amines Drugs 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 1
- DNWSSZXZTVMPKC-UHFFFAOYSA-N n,n-dihydroxypropan-1-amine Chemical compound CCCN(O)O DNWSSZXZTVMPKC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003960 organic solvent Substances 0.000 description 1
- 150000002898 organic sulfur compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 238000005192 partition Methods 0.000 description 1
- 238000005191 phase separation Methods 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N propylene Natural products CC=C QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000004805 propylene group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([*:1])C([H])([H])[*:2] 0.000 description 1
- AOHJOMMDDJHIJH-UHFFFAOYSA-N propylenediamine Chemical compound CC(N)CN AOHJOMMDDJHIJH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 1
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 238000005201 scrubbing Methods 0.000 description 1
- 150000003464 sulfur compounds Chemical class 0.000 description 1
- 230000002459 sustained effect Effects 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10K—PURIFYING OR MODIFYING THE CHEMICAL COMPOSITION OF COMBUSTIBLE GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE
- C10K1/00—Purifying combustible gases containing carbon monoxide
- C10K1/08—Purifying combustible gases containing carbon monoxide by washing with liquids; Reviving the used wash liquors
- C10K1/10—Purifying combustible gases containing carbon monoxide by washing with liquids; Reviving the used wash liquors with aqueous liquids
- C10K1/12—Purifying combustible gases containing carbon monoxide by washing with liquids; Reviving the used wash liquors with aqueous liquids alkaline-reacting including the revival of the used wash liquors
- C10K1/14—Purifying combustible gases containing carbon monoxide by washing with liquids; Reviving the used wash liquors with aqueous liquids alkaline-reacting including the revival of the used wash liquors organic
- C10K1/143—Purifying combustible gases containing carbon monoxide by washing with liquids; Reviving the used wash liquors with aqueous liquids alkaline-reacting including the revival of the used wash liquors organic containing amino groups
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
- B01D53/14—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
- B01D53/1456—Removing acid components
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
- B01D53/34—Chemical or biological purification of waste gases
- B01D53/46—Removing components of defined structure
- B01D53/48—Sulfur compounds
- B01D53/52—Hydrogen sulfide
- B01D53/526—Mixtures of hydrogen sulfide and carbon dioxide
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C07—ORGANIC CHEMISTRY
- C07C—ACYCLIC OR CARBOCYCLIC COMPOUNDS
- C07C7/00—Purification; Separation; Use of additives
- C07C7/11—Purification; Separation; Use of additives by absorption, i.e. purification or separation of gaseous hydrocarbons with the aid of liquids
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
- Y02P30/00—Technologies relating to oil refining and petrochemical industry
- Y02P30/40—Ethylene production
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- Combustion & Propulsion (AREA)
- Water Supply & Treatment (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Biomedical Technology (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Gas Separation By Absorption (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Description
Bei der Pyrolyse von Äthan, Propan, Naphtha, Gasöl und anderen Ausgangsstoffen für die Erzeugung von
Olefinen enthält der Gasabstrom saure gasförmige Komponenten, z. B. Kohlendioxyd, Schwefelwasserstoff
und Spuren von Carbonylsulfid, sowie außerdem diolefinische Verbindungen, z. B. Propadien, Butadien,
Cyclopentadien. Bei der Reinigung derartiger Pyrolyseausflußgase für die anschließende Gewinnung erwünschter
Produkte, wie Äthylen und Propylen, werden
die sauren Gase im allgemeinen zuerst aus dem gasförmigen Ausfluß entfernt, indem der Ausfluß in
einem Absorptionsturm mit einem geeigneten Lösungsmittel, z. B. einer wäßrigen Aminlösung, in Berührung
gebracht wird. Die wäßrige Aminlösung, die nun saure Gase enthält, wird von dem Absorptionsturm abgezogen
und in eine Regenerationseinrichtung eingeführt, in der die wäßrige Lösung zum Austreiben der saurer.
Gase erhitzt wird. Die wäßrige Aminlösung, die nun im wesentlichen frei von sauren Gasen ist, wird dann zu
ίο dem Absorptionsturm zurückgeführt
Überraschenderweise wurde nun gefunden, daß wärmeempfindliche Diene in das Aminabsorptionssystem
mitgeführt werden, wodurch Polymerisationen in dem Aminregenerator und dem Wärmeaustauschsystern
auftreten.
Aus der DE-AS 12 61 622 ist es bekannt, hochviskose
Materialien, nämlich hochviskose organische Schwefelverbindungen aus einer Alkalilauge zu entfernen. Diese
hochviskosen Schwefelverbindungen scheiden sich bei der Alkaliwäsche bestimmter Rohgase im Absorptionsgefäß ab. Um dies zu verhindern, kondensiert man
entweder einen Teil des Rohgases im Absorber oder setzt während der Gaswäsche organische Lösungsmittel
zu.
Die Erfindung hat sich nunmehr zur Aufgabe gestellt,
die Polymerisation von rjienen und damit die Abscheidung
hochviskoser Materialien in einem Aminregenerator durch Entfernen der gasförmigen Diene aus
Aminlösungsrnitteln zu vermeiden.
Diese Aufgabe wird durch das in den Patentansprüchen beschriebene Verfahren gelöst, das den Gegenstand
der Erfindung darstellt.
Bei der praktischen Durchführung des erfindungsgemäßen Verfahrens werden die Bodenanteile des
α Aminabsorbcrs innig mit einem Kohlenwasserstoff
vermischt und es wird eine Kohlcnwssserstoffphase, die
die Diene enthält, von der wäßrigen Aminlösung vor deren Einführung in den Aminrcgencrator und die
Wärmeaustauscheinrichtungen abgetrennt. Betrachtet man beispielsweise die Pyrolyse von Kohlenwasserstoffen,
wie Äthan, Propan. Naphtha, Gasöl, zur Erzeugung von Äthylen, so wird der gasförmige Ausfluß, der Diene
enthält, mit der wäßrigen Aminlösung in einem Absorptionsturm zur Entfernung der sauren Gase in
Berührung gebracht und als Folge dieser Behandlung werden schwerere Kohlenwasserstoffe unter Einschluß
von Dienen in die wäßrige Aminlösung mitgeführt. Die Menge der in die wäßrige Aminlösung mitgeschleppten
Kohlenwasserstoffe hängt von dem Pyrolyseeinsatzmaterial
ab (bei Äthan oder Propan als Einsatzmaterial enthält der Pyrolyseausfluß wenig schwerere Kohlenwasserstoffe,
während bei Naphtha und Gasöl als Pyrolysebeschickung größere Mengen an schwereren
Komponenten anwesend sind), und in Fällen, wo die in die Aminlösung mitgeführte Kohlenwasserstoffmenge
die Menge, die gelöst werden kann, übersteigt, kann der Überschuß in Form einer zusammenhängenden ölphase
und einer Dispersion von Kohlenwasserstoffen in der wäßrigen Lösung vorliegen. Wenn ein solcher Übcrschuß
anwesend ist, wird er vorzugsweise von der wäßrigen Aminlösung abgetrennt, und zwar vor der
Vermischung der Aminlösung mit dem Kohlenwasserstoffmaterial, wie das nachstehend noch erläutert wird.
Bei dem Kohlenwasserstofflösungsmittel, das zur Entfernung der Diene aus der wäßrigen Aminlösung benutzt wird, handelt es sich um ein Material, das frei von olefinisch ungesättigten Komponenten ist und einen Siedepunkt von mindestens l00"C hat, um eine
Bei dem Kohlenwasserstofflösungsmittel, das zur Entfernung der Diene aus der wäßrigen Aminlösung benutzt wird, handelt es sich um ein Material, das frei von olefinisch ungesättigten Komponenten ist und einen Siedepunkt von mindestens l00"C hat, um eine
Verdampfung bei den in dem Aininaluorpiiniissystcin
angewendeten Temperaturen und Drücken zu vermeiden. Der Aminabsorber wird beispielsweise bei einer
Temperatur zwischen 22° und 52°C und einem Oberdruck zwischen 3,4 und 27.6 bar betrieben; das
nachstehend noch näher erläuterte Trenn- oder Absetzgefäß zur Trennung von Kohlenwasserstoff- und
wäßriger Phase wird beispielweise bei einer Temperatur zwischen 18° und 49°C und einem Überdruck
zwischen 1,72 und 20.7 bar betrieben; dabei wird der
Druck in dem Absetzgefäß beispielsweise niedriger geiiiallen als im Absorber. Wetterhin sollte, um die
Rückführung des Kohlenwasserstofflösungsrnittels zu
erleichtern, das Lösungsmittel keine azeoiropen Gemische mit den gewöhnlich in dem Pyrolyseausfluß is
anwesenden Dienen bilden, um eine Rückgewinnung des Lösungsmittels durch eine einfache Destillation zu
ermöglichen. Das Kohlenwasserstofflösungsmittcl kann
aus einer oder mehreren Komponenten bestehen und kann aromatisch oder nicht-aromatisch sein, wobei ein mi
aromatisches Lösungsmittel, z. B. Toluol, bevorzugt
wird. Es werden aber auch gute Ergebnis^: mit einem
nicht-aromatischen Kohlenwasserstoff, z. B. einem Naphtha niederen Molekulargewichts, erzielt.
Das Kohlenwasserstoffiösungsmittel wird mit der
angereicherten wäßrigen Aminlösung in einer Menge vermischt, die ausreicht, um alle darin dispergieren
oder gelösten Diolefine abzutrennen. Im allgemeinen genügt eine Zugabe von 0,5 bis 2,0 Gewichtsprozent des
Kohlenwasserstofflösungsmittels, bezogen auf die ja Aminzirkulation, für eine wirksame Entfernung der
Diene, es können in manchen Fällen aber auch größere Mengen, z. B. bis zu 4%. angewendet werden. Der
Kohlenwasserstoff und die wäßrige Aminlösung werden über eine hinreichende Zeitspanne zur Herbeiführung js
einer Glcichgcwichtseinstclking, d. h. wirksamen Absorption
praktisch aller Diene in das Kohlenwassersiofflösungsmitlel,
innig miteinander in Berührung gebracht.
Das crfindungsgemäßc Verfahren kann mit vcrschic- *o
denen Aminiösungen durchgeführt werden. Als typische Beispiele für derartige Amine, wozu primcre. sekundäre
und tertiäre Amine sowie Mono-, Di- und Triaminc gehören, seien genannt: aliphaiische Kohlenwasserstoffamine,
z. B. Hcxylamin, Dipropylamin, Propylendiamin. Triethylendiamin, Äthylendiamin und Triaminopropan;
hydroxylsubstituicrtc aliphaiische Kohlenwasscrstoffamine.
z. B. Mono-, Di- und Triäthanolamin, Dihydroxypropyiamin und Diäthylaminoälhylalkohol;
Aralkylamine, z. B. Bcn/.ylumin und Phenylälhylamin;
cycloaliphatische Kohlcnwasscrstoffaminc, z. ß. Cyclohcxylamin
und Cyclopeniylamin. Derartige wäßrige Aminiösungen sind auf dem Fachgebiet bekannt.
Bei den Dienen, die nach dem Verfahren aus den wäßrigen Aminiösungen abgetrennt werden, handelt es
sich insbesondere um solche Diene, wie sie bei einem Kohlenwassersioffpyrolyseverfahren erzeugt werden,
beispielsweise Alkadiene, z. B. Butadien, Propadien und Pentadien, und Cycloalkadicne, z. B. Cyclopentadien
und Cyclohexadien. Bei der Pyrolyse eines Kohlenwas- bo
serstoffs zur Erzeugung von Äthylen sind im Ausfluß zumeist vor allem Butadien, Cyclopentadien und
Cyclohexadien anwesend.
Das crfindungsgemäßc Verfahren führt zu wesentlichen technischen Vorteilen, insbesondere zu einer
praktisch vollständigen Beseitigung der auf Polymerisa· lionsvorgängen beruhenden Schwierigkeiten, wie sie
bisher in Verbindung mit dem Aminregenerator und den
Wdtmcaiisiniisrhciiiriihtungcn »iifiratcn. Weiterhin
können die zur Beseitigung derartiger Schwierigkeiten angewendeten Arbeitsmaßnahmen und Apparateteile
zwanglos und in einfacher Weise in bereits vorhandene Aminabsorptionsverfahren und -vorrichtungen eingefügt
werden. Das Verfahren ist betriebssicher durchzuführen und außerdem von guter Wirtschaftlichkeit, da
eine praktisch vollständige Rückgewinnung aller Komponenten erreicht wird.
Die Erfindung wird nachstehend anhand von Ausführungsformen in Verbindung mit den Zeichnungen
weiter veranschaulicht
Fig.] ist ein vereinfachtes schematisches Fließbild einer Ausführungsform des erfindungsgemäßen Verfahrens.
Fig.2 ist ein vereinfachtes schematisches Fließbild einer weiteren Ausführungsform des erfindungsgemäßen
Verfahrens.
Diese Ausführungsformen werden nachstehend in Verbindung mit der Behandlung el^ss Pyrolyseausflusses
als ein Beispiel
für ihre
beschrieben.
In den Zeichnungen sind zahlreiche Ausrüstungsteile,
wie Pumpen, zur Vereinfachung der Erläuterung und Verbesserung der Übersichtlichkeit nicht dargestellt.
Die F i g. 1 veranschaulicht eine Ausführungsform, die insbesondere für die Behandlung einer Aminabsorptionslösung
geeignet ist, bei der die Menge an schwereren Kohlenwasserstoffen, di? in die wäßrige
Aminlösung mitgeführt wird, vergleichsweise gering ist. Ein gasförmiges Kohlenwasserstoffmaterial, z.B. ein
Ausfluß aus der Pyrolyse von Äthan, der saure Gase und Diene als Verunreinigungen enthält, wird durch eine
Leitung 10 in ein«n Absorptionsturm U eingeführt, der mit geeigneten Einrichtungen zur Herbeiführung einer
innigen Berührung von Gas und Flüssigkeit ausgestattet ist. In dem Absorptionsturm erfolgt eine Entfernung von
sauren Gasen. Eine wäßrige Aminlösung, z. B. eine wäßrige Lösung von Monoälhanolamin, wird in den
Absorplionsturm 11 durch eine Leitung 12 eingespeist
L;id tritt mit dem Kohlenwasserstoffgas in Gegenstromberührung.
Dies führt zu einer Absorption von sauren Gasen durch die wäßrige Aminlösung, wobei außerdem
Diene, die in dem gasförmigen Kohlenwasserstoffausfluß enthalten sind, in die wäßrige Aminlösung
mitgeschleppt werden. Ein von sauren Gasen freier Kohlenwasserstoff wird aus dem Absorptionsturm 11
durch eine Leitung 13 abgezogen.
Ein Kohlenwasserstoff mit den vorstehend erläuterten Eigenschaften, z. B. Toluoi oder ein entbutanisiertes
aromatisches Destillat, das frei von Dienen ist, wird den Bodenanteilen der wäßrigen Aminlösung des Absorplic-'st'jrms
Il durch eine Leitung 14 zugesetzt und der gebildete vereinigte Strom wird durch eine Leitung 15
abgezogen. Im Bsdenbereich des Absorptionsturms 11
wird durch eine Flüssigkcitsstandregeieinrichtung, die
zusammengefaßt mit IS bezeichnet ist, ein geeigneter, verhältnismäßig niedriger Flüssigkeitsstand aufrechterhalten.
Der vereinigte Strom aus Kohlenwasserstofflöüungsmitiel
und wäßriger Aminlösung der Leitung 15 wird durch eine Mischeinrichtung 17, die von bekannter
Art sein kann, geleitet, um eine innige Berührung von wäßriger Aminlösung und Kohlenwasserlösungsmittel
sicherzustellen. Das Gemisch geht dann durch eine Zusammenfließ- oder Koalcszicrcinrichtung 19, zur
Verbesserung der Trennung von Kohlenstoff- und wäßriger Phase. Das aus der Koalesziereinrichtung 19
abgezogene Gemisch wird in ein senkrecht angeordnc-
tes Trenn- oder Absetzgefäß 21 durch einen Einlaß 22 in
Form eines abgestumpften Kegels eingeführt. Das Absetzgefäß 21 wird mittels eines Druckregelventils 20
bei einem Druck gehallen, der tiefer als der im Absorber
f I aufrechterhaltene Druck ist. Durch Verringerung des Drucks Ober dem Gemisch werden Gase, z. B. Methan,
die in dem Absorber ti in der Aminlösung gelöst worden sind, aus der Lösung freigegeben, und das
Aufsteigen dieser freigegebenen Gase in Verbindung mit der senkrechten Anordnung des Absetzgefäßes 21
und der Ausbildung des Einlasses 22 in Form eines abgestumpften Kegels begünstigt die Trennung der
beiden Phasen in dem Absetzgefäß 21 durch Hochbringen
der dispejgierien Teilchen der Kohlenwasserstoffphase
zu der Oberfläche. ι s
Eine wäßrige Aminlösung. die frei von Kohlenwasserstoffen ist, wird aus dem Absetzgefäß 21 durch eine
Leitung 23 abgezogen, durch einen Wärmeaustauscher 24 gcicitci, Züf EfmiZüiig der Löiüiig durch inuirekien
Wärmeaustausch mit regenerierter Aminlösung. und in einen Aminregenerator 25 eingeführt. Ein saure Gase
umfassendes Uberkopfprodukt wird von dem Aminregenerator 25 durch eine Leitung 26 abgenommen. Die
im Sumpf anfallende regenerierte Aminlösung wird von dem Regenerator 25 durch eine Leitung 27 abgezogen.
zur Kühlung durch den Wärmeaustauscher 24 geleitet und dann durch die Leitung 12 zu dem Aminabsorber 11
zurückgeführt.
Die sich in dem AbsetzgefäB 21 bildende Kohlenwasserstoffphase
enthält praktisch die Gesamtmenge der Kohlenwasserstoffe, die von dem Absorptionsturm 11
durch die Leitung 15 abgezogen worden ist. Diese Kohlenwasserstoffphase wird aus dem AbsetzgefäQ 21
durch eine Leitung 28 abgezogen, vorzugsweise durch Überfließen über eine Trennwand. Ein Teil des durch die >s
Leitung 28 abfließenden Kohlenwasscrstoffmaterials wird durch eine Leitung 29 abgezweigt, um eine
Ansammlung von gegebenenfalls anwesenden Dienen, die nicht durch eine einfache Destillation abgetrennt
werden können, zu verhindern; der verbleibende Teil wird durch einen Wärmeaustauscher 31 geführt und in
einen Niederdruck-Destülationsturm 32 eingeleitet, der
beispielsweise bei einem absoluten Druck von 0,172 bar
und einer maximalen Sumpftemperatur von 6O0C betrieben wird, z. B. unter Anwendung einer mit 4Ί
Heißwasser von 66"C gespeisten Reboilerschlangc 33, um eine Polymerisation von Dienen zu verhindern.
Die in dem Absetzgefäß 21 frei gemachten Gase werden durch eine Leitung 34 abgezogen und in den
Destillationsiurm 32 eingeführt, um zum einen jegliches so
darin enthaltene Kohlenwasserstofflösungsmittel zurückgewinnen und zum anderen das Austreiben der
Diene zu unterstützen. Ein Dien-Oberkopfprodukt wird von dem Destiliationsturm 32 durch eine Leitung 35
abgezogen, durch einen Kondensator36 geführt, der mit ss
einem geeigneten Kühlmittel gespeist wird, z- B. einem Kühlmittel von 4°C, um einen Teil des Materials zu
kondensieren, und dann in eine Rückflußtrommel 37 eingeführt Der in der Rückflußtrommel 37 abgetrennte
flüssige Anteil wird durch eine Leitung 38 als Rücknuß μ
zu dem Destiliationsturm 32 zurückgeführt Der gasförmige Anteil wird aus der Rückflußtrommel 37
durch eine Leitung 39 mittels eines Wasserdampfstrahlsaugers 41 oder einer Vakuumpumpe, die den
Betriebsdruck in dem Destillationsturm 32 aufrechterhält, abgezogen.
Vom Boden des Destillationsturms 32 wird das Kohlenwasserstofflösungsmittel.das nunmehr praktisch
frei von Dienen ist und gegebenenfalls durch eine Leitung 42 zugeführtes Ergänzungslösungsmittel umfaßt,
durch eine Leitung 43 abgezogen, zur indirekten Erhitzung der Beschickung für den Destillationsturm 32
durch den Wärmeaustauscher 31 gleitet und dann durch
die Leitung 14 in den Absorptionsturm 11 eingeführt.
In der F i g. 2 ist eine Ausführungsform dargestellt, die
besonders für die Behandlung einer Aminlösung geeignet ist. bei der die in die wäßrige Aminlösung
mitgeführte Menge an schwereren Kohlenwasserstoffen verhältnismäßig groß ist. In der F i g. 2 sind Teile, die
mit denen der Ausführungsform gemäß Fig. 1 übereinstimmen,
durch gleiche aber mit einem Strich versehene Bezugszeichen bezeichnet. Ein gasförmiges Kohlen
Wasserstoffmaterial, ζ. B. ein aus der Pyrolyse von Naphtha stammender Ausfluß, der saure Gase und
Diene als Verunreinigungen enthält, wird durch eine Leitung 10' in einen Absorptionsturm 11' eingeführt, der
mit gccigr.c;cr. Gs;-Flüssigkeit: Bcrüh.-ur.gseir.rich'.iingen
versehen ist;dort erfolgt die Entfernung von sauren Gasen. Eine wäßrige Aminlösung, z. B. eine wäßrige
Lösung von Monoäthanolamin. wird in den Absorptionsturm 1Γ durch eine Leitung 12' eingeführt, so daß
sie mit dem Kohlenwasserstoffgas in Gcgcnstromberührung kommt. Hierdurch werden saure Gase in der
wäßrigen Aminlösung absorbiert, außerdem werden Diene und schwerere Kohlenwasserstoffe, die in dem
gasförmigen Kohlenwasserstoffausfluß enthalten sind,
in die wäßrige Aminlösung getragen. Ein von sauren Gasen freies Kohlenwasserstoffmaterial wird von dem
Absorptionsturm 1Γ durch eine Leitung 13' abgezogen.
Infolge der Anwesenheit verhältnismäßig großer Mengen an schwereren Kohlenwasserstoffen in dem
gasförmigen Ausnuß, der in den Absorptionsturm 11'
eingeführt wird, gelangen große Mengen an schwereren Kohlenwasserstoffen in die Aminlösung. Bei dieser
Ausführungsform wird durch einen dem Flüssigkeitsstandregler 16 in Fig. 1 entsprechenden Flüssigkeitsstandregler
ein höherer Flüssigkeitsstand am Boden des Absorptionsturms IV aufrechterhalten und es wird eine
primäre Abtrennung einer Kohlenwasserstoffphase im Sumpf des Absorptionsturms 1Γ vorgenommen. Die
primäre Kohlenwasserstoffphase wird von dem Absorptionstrum 11' durch eine Leitung 101' abgezogen
und ohne weitere Behandlung in den oberen Teil des Absetzgefäßes 21' eingeführt. Alternativ kann ein
gesonderter Behälter in Nähe des und in kommunizierender Verbindung mit dem Absorber IV angeordnet
und die anfängliche Phasentrennung in dem gesonderten Behälter durchgeführt werden.
Ein Kohlenwasserstoff mit den vorstehend erläuterten Eigenschaften, z. B. Naphtha, wird der wäßrigen
Aminlösung im Sumpf des Absorptionsturms II'. die nach der anfänglichen Abtrennung einer Kohienwasserstoffphase
verbleibt, durch eine Leitung 14' zugesetzt und der gebildete vereinigte Strom wird durch eine
Leitung 15' abgezogen. Der vereinigte Strom aus Kohlenwasserstofflösungsmittel und wäßriger Aminlösung
in der Leitung 15' wird durch eine Mischeinrichtung 17' bekannter Art geführt um eine innige
Berührung zwischen der wäßrigen Aminlösung und dem Kohlcnwasserstofflösungsmittel sicherzustellen. Das
Gemisch fließt dann durch eine Zusammenfließ- oder Koalesziereinrichtung 19', zur Unterstützung der
Trennung von wäßriger und Kohlenwasserstoffphase, und dann in ein Trenn- und Absetzgefäß 21'. Aus dem
Ansetzgefäß 21' werden eine Kohlenwasserstoffphase und eine wäßrige Phase abgezogen, diese werden
anschließend in gleicher oder ähnlicher Weise wie bei der Ausführungsform gemäß F i g. I weiter behandelt.
Gemäß den vorstehenden Erläuterungen sind also die Ausführu.igsformen der F i g. I und der F i g. 2 gleich
oder ähnlich, mit der Ausnahme, daß bei der Ausführungsform gemäß F i g. 2 eine zweistufige Kohlcnwasserstoffbehandlung
und -abtrennung vorgenommen wird.
Es ist auch möglich beispielsweise die Kohlenwasserstoffphase und die wäßrige Aminphase nach anderen
Methoden als durch Absetz-Dekar.tierung voneinander zu trennen. Auch kann beispielsweise die wäßrige
Aminlösung mit einem Kohlenwasserstoff der vorstehend angegebenen Eigenschaften in mehr als einer
Stufe behandelt werden, jedoch ist in den meisten Fällen eine einstufige Behandlung ausreichend. Ferner kann
das Kohlenwasserstofflösungsmittel zu der angereicherten Aminlösung an einer anderen Stelle als am Boden
des Abscrptionsiürm: zugegeben werden, solange diese
Zugabe vor der Aminregeneration erfolgt.
Auch kann, wenn das zur Entfernung von Dienen aus der Amin und saure Gase enthaltenden wäßrigen
Absorptionslösung verwendete Kohlenwasserstofflösungsmittel aus einem petrochcmischen Verarbeitungsverfahren
stammt, z. B. aus einem aromatischen Destillat besteht, die Destillationskolonne zur Behandlung
der aus dem Absetzgefäß kommenden Kohlenwasserstoffphase fortgelassen und die Kohlenwasserstoffphase,
nach Entfernung gegebenenfalls anwesenden Wassers, direkt zu dem petrochemischen Verarbeitungsverfahren
zurückgeführt werden.
Die Erfindung wird nachstehend anhand eines Beispiels weiter veranschaulicht.
Beispiel | 15.2 bar |
32° C | |
Bei der Ausführungsform gemäß Fig. I können z. B. | |
die nachstehenden oder ähnliche Betriebsbedingungen | 2,76 bar |
eingehalten werden: | 32" C |
Absorber Il | |
Überdruck | 0,69 bar |
Temperatur | 121'C |
Absetzgefäß2l | |
Überdruck | 0.13 bar |
Temperatur | I0C |
Amingenerator 25 | 540C |
Überdruck | |
Temperatur | |
Destillationsturm 32 | |
absoluter Druck | |
Überkopf tempera tür | |
Bodentemperatur | |
Die wäßrige Aminlösung bestand aus einer wäßrigen Lösung von Monoäthanolamin, die Beschickung zu dem
Aminabsorber bestand aus einem Ausfluß, der bei der Pyrolyse von Äthan erhalten wurde und saure Gase
sowie Dienkohlenwasserstoffe enthielt, und das Kohlenwasserstofflösungsmittel
bestand aus Toluol; letzteres wurde in einer Menge von 2,0 Gewichtsprozent,
bezogen auf die Zirkulation der wäßrigen Aminlösung,
ίο angewendet. Bei dieser Arbeitsweise enthielt die
wäßrige Aminlösung, die in den Aminregenerator eingeführt wird, weniger als 20 Teile je Million (ppm)
Diene.
Claims (6)
1. Verfahren zur Entfernung von sauren Gasen aus einem kohlenwasscrstoffhaltigen Gas, das Diene und
saure Gase enthält, mit einer wäßrigen Aminlösung,
Regenerierung der Aminlösung und Rückführung der regenerierten Aminlösung in die Absorptionszone,
dadurch gekennzeichnet, daß man die ssjre Gase und Diene enthaltende wäßrige Aminlösung
mit einem Kohlenwasserstofflösungsmittel, das frei von olefinischen Bestandteilen ist, innig vermischt,
das gebildete Gemisch in eine die gesamte Menge der Diene enthaltende Kohlenwasserstoffphase
und ein«; wäßrige Aminphase trennt, und die wäßrige Aminlösung, die frei von Dienen ist, in die
Regenerationszone einführt.
2. Verfahren nach Anspruch I, dadurch gekennzeichnet,
daß tian, wenn zusätzlich zu den Dienen
auch schwert» Kohlenwasserstoffe aus dem kohlenwasserstoffhaltigen
Gas in die wäßrige Aminlösung kondensiert werden, eine anfänglich gebildete Kohlenwasserstoffphase von der wäßrigen Aminlösung
vor dem Vermischen der wäßrigen Aminlösung mit dem Kohlenwasserstofflösungsmittel abtrennt.
3. Verfahren nach Anspruch 2. dadurch gekennzeichnet,
daß man die anfänglich gebildete Kohlenwasserstoffphase zu dem Genisch aus flüssigem
Kohlenwasserstofflösungsmittel und wäßriger Aminlösung vor der Bildung der Kohlenwasserstoff-
und der wäßrigen Aminphase zusetzt.
4. Verfahren nach einem der ,-inspruche 1 bis 3.
dadurch gekennzeichnet, daß man die abgetrennte Kohlenwasserstoffphase zur Entfc. .lung von absorbierten
Dienen destilliert und die dienfreie Kohlenwasserstoffphase als mindestens einen Teil des
Kohlenwasserstofflösungsmittels verwendet.
5. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 4, dadurch gekennzeichnet, daß man das Kohlcnwasserstofflösungsmittel
in einer Menge zwischen 0.5 und 2,0 Gewichtsprozent, bezogen auf die wäßrige Aminlösung, anwendet.
6. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 5, dadurch gekennzeichnet, daß man die Kohlcnwasserstoffphase
aus der Abtrennzone in eine Destillationszonc, die bei einer maximalen Sumpftcmperatur
von 60° C betrieben wird, einführt, dort Diene aus
der Kohlenwassersioffphase austreibt und die aus der Destillationszonc abgezogene Kohlenwasserstoffphasc
als mindestens einen Teil des mit der wäßrigen Aminlösung zu vermischenden Kohlen·
wasserstofflösungsmitiels verwendet.
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US76830368A | 1968-10-17 | 1968-10-17 |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
DE1951751A1 DE1951751A1 (de) | 1970-05-06 |
DE1951751B2 DE1951751B2 (de) | 1980-04-17 |
DE1951751C3 true DE1951751C3 (de) | 1985-03-21 |
Family
ID=25082110
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
DE1951751A Expired DE1951751C3 (de) | 1968-10-17 | 1969-10-14 | Verfahren zur Entfernung von sauren Gasen aus einem kohlenwasserstoffhaltigen Gas |
Country Status (5)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US3598881A (de) |
JP (1) | JPS5022001B1 (de) |
DE (1) | DE1951751C3 (de) |
FR (1) | FR2020922A1 (de) |
NL (1) | NL6915685A (de) |
Families Citing this family (14)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3696162A (en) * | 1971-05-26 | 1972-10-03 | Lummus Co | Aqueous amine acid gas absorption |
DE2259803C3 (de) * | 1972-12-06 | 1979-09-13 | Linde Ag, 6200 Wiesbaden | Verfahren und Vorrichtung zur Entfernung von CO2 und H2 S aus ungesättigte Kohlenwasserstoffe enthaltenden Gasen |
DE2610982C3 (de) * | 1976-03-16 | 1982-12-30 | Veba Oel AG, 4660 Gelsenkirchen-Buer | Verfahren zum Reinigen von Druckgasen aus der Spaltung schwermetallhaltiger Brennstoffe |
US4113837A (en) * | 1977-09-26 | 1978-09-12 | Union Carbide Corporation | Process for separating polymeric contaminants from aqueous absorbent solutions used to treat organic gas-containing gas streams |
NL190316C (nl) * | 1978-03-22 | 1994-01-17 | Shell Int Research | Werkwijze voor het verwijderen van zure gassen uit een gasmengsel. |
DE3222212A1 (de) * | 1982-06-12 | 1983-12-15 | Linde Ag, 6200 Wiesbaden | Verfahren zum entfernen von co(pfeil abwaerts)2(pfeil abwaerts) und/oder h(pfeil abwaerts)2(pfeil abwaerts)s aus gasen |
US5846503A (en) * | 1990-12-17 | 1998-12-08 | Mobil Oil Corporation | Process for rejuvenating used alkanolamaine solutions |
JP2003525122A (ja) * | 2000-03-02 | 2003-08-26 | エクソンモービル・ケミカル・パテンツ・インク | 酸性ガス処理系からポリマーを除去する方法 |
US6989046B1 (en) * | 2000-03-02 | 2006-01-24 | Exxonmobil Chemical Patents Inc. | Method for removing polymer from an acid gas treating system |
FR2900841B1 (fr) * | 2006-05-10 | 2008-07-04 | Inst Francais Du Petrole | Procede de desacidification avec extraction des composes reactifs |
EP2818220A1 (de) * | 2013-06-25 | 2014-12-31 | ExxonMobil Chemical Patents Inc. | Aufwertung eines Prozessstromes |
US9593057B2 (en) | 2013-12-17 | 2017-03-14 | Exxonmobil Chemical Patents Inc. | Method and apparatus for reducing condensation in vapor-liquid acid gas scrubbers |
US9901845B2 (en) | 2014-04-18 | 2018-02-27 | Exxonmobil Chemical Patents Inc. | Reducing and removing foulant from regenerated amine mixtures |
CN114478344B (zh) * | 2022-04-01 | 2024-03-22 | 史秦博苑 | 一种己内酰胺高效气化分离工艺及系统 |
Family Cites Families (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
DE1261622B (de) * | 1961-06-30 | 1968-02-22 | Erdoelchemie Gmbh | Verfahren zur Entfernung hochviskoser organischer Schwefelverbindungen aus einer Waschlauge, die sich waehrend der Abtrennung von Kohlendioxyd und Schwefelwasserstoff aus Rohgasen in der Alkaliwaschlauge gebildet haben |
-
1968
- 1968-10-17 US US768303A patent/US3598881A/en not_active Expired - Lifetime
-
1969
- 1969-10-14 DE DE1951751A patent/DE1951751C3/de not_active Expired
- 1969-10-16 NL NL6915685A patent/NL6915685A/xx unknown
- 1969-10-16 FR FR6935511A patent/FR2020922A1/fr active Pending
- 1969-10-17 JP JP44082600A patent/JPS5022001B1/ja active Pending
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
NL6915685A (de) | 1970-04-21 |
FR2020922A1 (de) | 1970-07-17 |
JPS5022001B1 (de) | 1975-07-28 |
DE1951751B2 (de) | 1980-04-17 |
US3598881A (en) | 1971-08-10 |
DE1951751A1 (de) | 1970-05-06 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
DE1951751C3 (de) | Verfahren zur Entfernung von sauren Gasen aus einem kohlenwasserstoffhaltigen Gas | |
EP1366005B1 (de) | Verfahren zur gewinnung von roh-1,3-butadien durch extraktivdestillation aus einem c4-schnitt | |
DE1568902C3 (de) | VRFAHREN ZUR Abtrennung von 13-Butadien, Isopren und 13-Pentadien aus einer C4 - oder C5 -Kohlenwasserstoffmischung | |
EP0940381B1 (de) | Verfahren zur Gewinnung von Cyclopentan und/oder Cyclopenten | |
DE2850540C2 (de) | Verfahren zur Aufbereitung von Altöl | |
DE3111826A1 (de) | Verfahren zur gewinnung von 1,3-butadien aus einem c(pfeil abwaerts)4(pfeil abwaerts)-kohlenwasserstoffgemisch | |
DE1768652A1 (de) | Verfahren zum herstellen von aethylen | |
DE2209302C3 (de) | Verfahren zum Dampfkracken von Naphthakohlenwasserstoffen | |
DE1468600A1 (de) | Verfahren zur Auftrennung einer Mischung mittels einer Fluessig-Fluessig-Extraktion | |
DE3042824A1 (de) | Isolierung von aromaten aus dem abgas der styrol-produktion | |
DE2444232C3 (de) | Verfahren zur Gewinnung eines azeotropsiedenden Gemisches aus Isopren und n-Pentan aus einem Kohlenwasserstoffstrom | |
DE1948428C3 (de) | Verfahren zur Gewinnung von NH tief 3 und H tief 2 S aus einer leichte Kohlenwasserstoffe, Wasserstoff sowie H tief 2 S und NH tief 3 enthaltenden Ausgangslösung | |
DE1618792A1 (de) | Verfahren zur Reinigung ungesaettigter Kohlenwasserstoffe | |
DE2620854B2 (de) | Verfahren zur Trennung eines Reaktionsproduktgemisches, das Wasserstoff, gasförmige und flüssige Kohlenwasserstoffe enthält | |
DE2624687B2 (de) | Verfahren zur Entfernung einessiedenden Materials und flüchtiger gelöster Substanzen aus einem Beschickungsstrom | |
DE1468566C3 (de) | Verfahren zur Isolierung von aromatischen Kohlenwasserstoffen aus Gemischen, die Alkene und stärker ungesättigte Verbindungen enthalten | |
DE3102780A1 (de) | Verfahren und vorrichtung zur reinigung von polymerisationssubstanzen | |
DE60105451T2 (de) | Verfahren zur entfernung von reaktionsnebenprodukten aus dem ablauf einer selektiven hydrierung | |
DE2410737B2 (de) | Verfahren zum Entfernen von sauren Gasen von gasförmigen Kohlenwasserstoffen | |
DE1198812B (de) | Verfahren zur Entfernung von Acetylen aus einem ueberwiegend AEthylen enthaltenden, verfluessigten C- bis C-Kohlenwasserstoff-gemisch | |
DE1519726A1 (de) | Verfahren zur Trennung einer Mischung aus Komponenten mit unterschiedlicher Fluechtigkeit | |
AT228910B (de) | Verfahren zur katalytischen, hydrierenden Raffination von Kohlenwasserstoffen, die Diolefine enthalten | |
DE2263344C2 (de) | Verfahren zur Gewinnung von reinen Aromaten aus Kohlenwasserstoffgemischen durch Extraktivdestillation | |
DE2063394C3 (de) | Verfahren zur extraktiven Abtrennung aromatischer Kohlenwasserstoffe von einem Beschickungsgemisch | |
DE1443947C (de) | Verfahren zur getrennten Gewinnung von Acetylen und Äthylen |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
8281 | Inventor (new situation) |
Free format text: KNIEL, LUDWIG, SCARSDALE, N.Y., US LUBEROFF, BENJAMIN J., SUMMIT, N.J., US |
|
C3 | Grant after two publication steps (3rd publication) | ||
8339 | Ceased/non-payment of the annual fee |