JP2021502896A - 液化ガスの脱メルカプタンによるアルカリ液の再生方法 - Google Patents
液化ガスの脱メルカプタンによるアルカリ液の再生方法 Download PDFInfo
- Publication number
- JP2021502896A JP2021502896A JP2020526998A JP2020526998A JP2021502896A JP 2021502896 A JP2021502896 A JP 2021502896A JP 2020526998 A JP2020526998 A JP 2020526998A JP 2020526998 A JP2020526998 A JP 2020526998A JP 2021502896 A JP2021502896 A JP 2021502896A
- Authority
- JP
- Japan
- Prior art keywords
- gas
- alkaline solution
- demercaptan
- liquid
- liquefied gas
- 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.)
- Pending
Links
- 239000007788 liquid Substances 0.000 title claims abstract description 187
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 275
- 239000012670 alkaline solution Substances 0.000 claims abstract description 201
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 101
- 229910052979 sodium sulfide Inorganic materials 0.000 claims abstract description 82
- GRVFOGOEDUUMBP-UHFFFAOYSA-N sodium sulfide (anhydrous) Chemical compound [Na+].[Na+].[S-2] GRVFOGOEDUUMBP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 82
- HYHCSLBZRBJJCH-UHFFFAOYSA-M sodium hydrosulfide Chemical compound [Na+].[SH-] HYHCSLBZRBJJCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 66
- BWGNESOTFCXPMA-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen disulfide Chemical compound SS BWGNESOTFCXPMA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 64
- 239000005077 polysulfide Substances 0.000 claims abstract description 56
- 229920001021 polysulfide Polymers 0.000 claims abstract description 55
- 150000008117 polysulfides Polymers 0.000 claims abstract description 55
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 claims abstract description 51
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 claims abstract description 38
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 37
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 claims abstract description 37
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 claims abstract description 37
- 230000001172 regenerating effect Effects 0.000 claims abstract description 36
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims abstract description 24
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 claims description 57
- MPMSMUBQXQALQI-UHFFFAOYSA-N cobalt phthalocyanine Chemical class [Co+2].C12=CC=CC=C2C(N=C2[N-]C(C3=CC=CC=C32)=N2)=NC1=NC([C]1C=CC=CC1=1)=NC=1N=C1[C]3C=CC=CC3=C2[N-]1 MPMSMUBQXQALQI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 45
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 claims description 39
- 239000000945 filler Substances 0.000 claims description 24
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 claims description 24
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 18
- UCKMPCXJQFINFW-UHFFFAOYSA-N Sulphide Chemical compound [S-2] UCKMPCXJQFINFW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 7
- BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M sulfonate Chemical compound [O-]S(=O)=O BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 7
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 6
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 claims description 6
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 claims description 6
- 238000011049 filling Methods 0.000 claims description 4
- 239000002131 composite material Substances 0.000 claims description 3
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 48
- 230000008569 process Effects 0.000 description 41
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 35
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 34
- 230000016507 interphase Effects 0.000 description 29
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 23
- LSDPWZHWYPCBBB-UHFFFAOYSA-N Methanethiol Chemical compound SC LSDPWZHWYPCBBB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 17
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 17
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 13
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 12
- AKHNMLFCWUSKQB-UHFFFAOYSA-L sodium thiosulfate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]S([O-])(=O)=S AKHNMLFCWUSKQB-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 12
- 235000019345 sodium thiosulphate Nutrition 0.000 description 12
- 239000002893 slag Substances 0.000 description 10
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 9
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 9
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 9
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 8
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 7
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 6
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 6
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 description 6
- MYMOFIZGZYHOMD-UHFFFAOYSA-N Dioxygen Chemical compound O=O MYMOFIZGZYHOMD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 description 5
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 5
- 125000001495 ethyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 description 5
- 239000011344 liquid material Substances 0.000 description 5
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 5
- 125000002496 methyl group Chemical group [H]C([H])([H])* 0.000 description 5
- 125000001436 propyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])C([H])([H])[H] 0.000 description 5
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- CETBSQOFQKLHHZ-UHFFFAOYSA-N Diethyl disulfide Chemical compound CCSSCC CETBSQOFQKLHHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- PMZURENOXWZQFD-UHFFFAOYSA-L Sodium Sulfate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]S([O-])(=O)=O PMZURENOXWZQFD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 4
- WQOXQRCZOLPYPM-UHFFFAOYSA-N dimethyl disulfide Chemical compound CSSC WQOXQRCZOLPYPM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 229910001873 dinitrogen Inorganic materials 0.000 description 4
- 229910001882 dioxygen Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 4
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 4
- 230000035484 reaction time Effects 0.000 description 4
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 4
- 238000004065 wastewater treatment Methods 0.000 description 4
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N Acetic acid Chemical compound CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229910001429 cobalt ion Inorganic materials 0.000 description 3
- XLJKHNWPARRRJB-UHFFFAOYSA-N cobalt(2+) Chemical compound [Co+2] XLJKHNWPARRRJB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 3
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 3
- YWHLKYXPLRWGSE-UHFFFAOYSA-N Dimethyl trisulfide Chemical compound CSSSC YWHLKYXPLRWGSE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- UIIMBOGNXHQVGW-UHFFFAOYSA-M Sodium bicarbonate Chemical compound [Na+].OC([O-])=O UIIMBOGNXHQVGW-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 238000003795 desorption Methods 0.000 description 2
- 150000002019 disulfides Chemical class 0.000 description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- 239000012528 membrane Substances 0.000 description 2
- XLTBPTGNNLIKRW-UHFFFAOYSA-N methyldisulfanylethane Chemical compound CCSSC XLTBPTGNNLIKRW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VLKZOEOYAKHREP-UHFFFAOYSA-N n-Hexane Chemical compound CCCCCC VLKZOEOYAKHREP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000003472 neutralizing effect Effects 0.000 description 2
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 2
- 229910052938 sodium sulfate Inorganic materials 0.000 description 2
- 235000011152 sodium sulphate Nutrition 0.000 description 2
- 230000002195 synergetic effect Effects 0.000 description 2
- LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-M Bisulfite Chemical compound OS([O-])=O LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 239000003570 air Substances 0.000 description 1
- 239000003513 alkali Substances 0.000 description 1
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 1
- 238000003763 carbonization Methods 0.000 description 1
- 238000010000 carbonizing Methods 0.000 description 1
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 description 1
- 230000003749 cleanliness Effects 0.000 description 1
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 description 1
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 1
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 1
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 1
- 230000003009 desulfurizing effect Effects 0.000 description 1
- 238000001784 detoxification Methods 0.000 description 1
- 238000007865 diluting Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 230000001747 exhibiting effect Effects 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 239000000284 extract Substances 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 239000002737 fuel gas Substances 0.000 description 1
- 230000008570 general process Effects 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 239000006262 metallic foam Substances 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 238000005504 petroleum refining Methods 0.000 description 1
- 238000012805 post-processing Methods 0.000 description 1
- 238000003918 potentiometric titration Methods 0.000 description 1
- 230000001737 promoting effect Effects 0.000 description 1
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- HBMJWWWQQXIZIP-UHFFFAOYSA-N silicon carbide Chemical compound [Si+]#[C-] HBMJWWWQQXIZIP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910010271 silicon carbide Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000017557 sodium bicarbonate Nutrition 0.000 description 1
- 229910000030 sodium bicarbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- HYHCSLBZRBJJCH-UHFFFAOYSA-N sodium polysulfide Polymers [Na+].S HYHCSLBZRBJJCH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 238000005728 strengthening Methods 0.000 description 1
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 description 1
- 125000000446 sulfanediyl group Chemical group *S* 0.000 description 1
- 150000004763 sulfides Chemical class 0.000 description 1
- 150000003457 sulfones Chemical class 0.000 description 1
- -1 that is Chemical compound 0.000 description 1
- 150000007944 thiolates Chemical class 0.000 description 1
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
- 239000002351 wastewater Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING 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
- C10G25/00—Refining of hydrocarbon oils in the absence of hydrogen, with solid sorbents
-
- 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
- B01D53/96—Regeneration, reactivation or recycling of reactants
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10L—FUELS 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
- C10L3/00—Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
- C10L3/06—Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by C10G, C10K3/02 or C10K3/04
- C10L3/10—Working-up natural gas or synthetic natural gas
- C10L3/101—Removal of contaminants
- C10L3/102—Removal of contaminants of acid contaminants
- C10L3/103—Sulfur containing contaminants
-
- 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
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING 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
- C10G19/00—Refining hydrocarbon oils in the absence of hydrogen, by alkaline treatment
- C10G19/02—Refining hydrocarbon oils in the absence of hydrogen, by alkaline treatment with aqueous alkaline solutions
- C10G19/06—Refining hydrocarbon oils in the absence of hydrogen, by alkaline treatment with aqueous alkaline solutions with plumbites or plumbates
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING 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
- C10G19/00—Refining hydrocarbon oils in the absence of hydrogen, by alkaline treatment
- C10G19/08—Recovery of used refining agents
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING 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
- C10G27/00—Refining of hydrocarbon oils in the absence of hydrogen, by oxidation
- C10G27/04—Refining of hydrocarbon oils in the absence of hydrogen, by oxidation with oxygen or compounds generating oxygen
- C10G27/06—Refining of hydrocarbon oils in the absence of hydrogen, by oxidation with oxygen or compounds generating oxygen in the presence of alkaline solutions
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10L—FUELS 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
- C10L3/00—Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
- C10L3/12—Liquefied petroleum gas
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D2251/00—Reactants
- B01D2251/30—Alkali metal compounds
- B01D2251/304—Alkali metal compounds of sodium
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10L—FUELS 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
- C10L2290/00—Fuel preparation or upgrading, processes or apparatus therefore, comprising specific process steps or apparatus units
- C10L2290/12—Regeneration of a solvent, catalyst, adsorbent or any other component used to treat or prepare a fuel
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Biomedical Technology (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Sustainable Development (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Industrial Gases (AREA)
- Catalysts (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Gas Separation By Absorption (AREA)
- Low-Molecular Organic Synthesis Reactions Using Catalysts (AREA)
- Treatment Of Water By Oxidation Or Reduction (AREA)
Abstract
Description
[ただし、Rはアルキル基であり、メチル基、エチル基、プロピル基などであってもよい。]
[ただし、R、R1、およびR2はアルキル基であり、R、R1、およびR2は同じであっても異なっていてもよく、メチル基、エチル基、プロピル基などであってもよい。]
[ただし、nは、3〜5が好ましく、R、R1、R2は、アルキル基であり、R1、R2は、同じでもよく異なってもよく、メチル基、エチル基、プロピル基等であってもよい]。
本実施例は、以下の工程を含む液化ガスの脱メルカプタンによるアルカリ液の一括的な完全再生方法を提供した。
本実施例は、以下の工程を含む液化ガスの脱メルカプタンによるアルカリ液の一括的な完全再生方法を提供した。
本実施例は、以下の工程を含む液化ガスの脱メルカプタンによるアルカリ液の一括的な完全再生方法を提供した。
本実施例は、以下の工程を含む液化ガスの脱メルカプタンによるアルカリ液の一括的な完全再生方法を提供した。
本実施例は、以下の工程を含む液化ガスの脱メルカプタンによるアルカリ液の一括的な完全再生方法を提供した。
本実施例は、以下の工程を含む液化ガスの脱メルカプタンによるアルカリ液の一括的な完全再生方法を提供した。
本実施例は、以下の工程を含む液化ガスの脱メルカプタンによるアルカリ液の一括的な完全再生方法を提供した。
本実施例は、以下の工程を含む液化ガスの脱メルカプタンによるアルカリ液の再生方法を提供した。
本実施例は、以下の工程を含む液化ガスの脱メルカプタンによるアルカリ液の再生方法を提供した。
本実施例は、以下の工程を含む液化ガスの脱メルカプタンによるアルカリ液の再生方法を提供した。
本実施例は、以下の工程を含む液化ガスの脱メルカプタンによるアルカリ液の再生方法を提供した。
本実施例は、以下の工程を含む液化ガスの脱メルカプタンによるアルカリ液の再生方法を提供した。
本実施例は、以下の工程を含む液化ガスの脱メルカプタンによるアルカリ液の再生方法を提供した。
本比較例では、500mLのガラスフラスコにメルカプタンナトリウム、硫化ナトリウムを含有するアルカリ液300mLを添加し、ガス導入管によりフラスコ底部に空気を導入し、窒素ガス流量を150L/hとし、反応時間を1時間とし、温度を60℃とし、攪拌速率を2000rpmとし、スルホン化コバルトフタロシアニンを300mg/kgとし、常圧で操作した。反応前後のアルカリ液の組成を表14に示す。
本比較例では、500mLのガラスフラスコにメルカプタンナトリウム、硫化ナトリウムを含有するアルカリ液300mLを添加し、ガス導入管によりフラスコ底部に空気を導入し、窒素ガス流量を15L/hとし、反応時間を1時間とし、温度を20℃とし、攪拌速率を300rpmとし、スルホン化コバルトフタロシアニンを10mg/kgとし、常圧で操作した。反応前後のアルカリ液の組成を表15に示す。
本比較例では、500mLのガラスフラスコにメルカプタンナトリウム及び硫化ナトリウムを含むアルカリ液300mLを添加し、ガス導入管によりフラスコ底部に空気を導入し、酸素含有ガス流量を150L/hとし、反応時間を1時間とし、温度を60℃とし、攪拌速率を1200rpmとし、スルホン化コバルトフタロシアニン触媒の濃度を300mg/kgとし、常圧で操作した。反応前後のアルカリ液の組成を表16に示す。
本比較例では、500mLのガラスフラスコにメルカプタンナトリウム及び硫化ナトリウムを含むアルカリ液300mLを添加し、ガス導入管によりフラスコ底部に空気を導入し、空気流量を15L/hとし、反応時間を1時間とし、温度を50℃とし、攪拌速率を300rpmとし、スルホン化コバルトフタロシアニン触媒の濃度を10mg/kgとし、常圧で操作した。反応前後のアルカリ液の組成を表17に示す。
本比較例では、スルホン化コバルトフタロシアニン触媒不存在の条件下以外、実施例1と同様にした。メルカプタンナトリウムと硫化ナトリウムとを共に含む液化ガスの脱メルカプタンによるアルカリ液を温度が55℃となるように熱交換してから、ポンプによって金網充填材を使用した超重力反応器の液体入口に注入させ、液体が巨大な相間物質伝達比表面積及び快速更新的な相間表面を有するように高速回転ロータにより微小的な液膜、液糸や液滴に剪断・分割され、空気を流量計により計測してから、ガス入口に導入し、気液を超重力反応器ロータ内で混合させることにより、激しい気液物質伝達過程を発生させた。必須な酸化触媒が不存在であるため、アルカリ液におけるメルカプタンナトリウム及び硫化ナトリウムは、いずれも、酸化反応を発生できない。気液混合過程を完了させたアルカリ液及び排気ガスがそれぞれ超重力反応器の液体出口及びガス出口から排出した。未再生アルカリ液が大きい比率で希釈してから、廃水処理ユニットへ行く。但し、超重力反応器内における気液比を300:1(v/v)とし、回転速度を1100rpmとし、操作圧力を0.15MPaとした。反応前後のアルカリ液の組成を表18に示す。
本比較例では、超重力反応器内における気液比を80:1(v/v)とした。スルホン化コバルトフタロシアニン触媒の濃度は8mg/kgである条件下で、回転速度を300rpmとし、操作圧力を0.1MPaとした。メルカプタンナトリウムと硫化ナトリウムとを共に含む液化ガスの脱メルカプタンによるアルカリ液を温度が20℃となるように熱交換してから、ポンプによって金網充填材を使用した超重力反応器の液体入口に注入させ、液体が巨大な相間物質伝達比表面積及び快速更新的な相間表面を有するように高速回転ロータにより微小的な液膜、液糸や液滴に剪断・分割され、空気を流量計により計測してから、ガス入口に導入させ、気液を超重力反応器ロータ内で混合し、気液物質伝達過程を発生させた。低い気液比に起因してメルカプタンナトリウム及び硫化ナトリウムの酸化反応は不完全であり、硫化ナトリウムは、一部のみが全部硫化物及び水酸化ナトリウムに転換されており、同時に、生成された二硫化物及び多硫化物とアルカリ液との分離過程は不完全であり、液化ガスの脱メルカプタンによるアルカリ液の完全再生は未完了であった。部分再生済みアルカリ液と二硫化物及び多硫化物を含有する酸化排気ガスとがそれぞれ超重力反応器の液体出口及びガス出口から排出した。部分再生アルカリ液が希釈してから、廃水処理ユニットへ行き、二硫化物及び多硫化物を含有する酸化排気ガスが排気ガス処理ユニットへ行く。反応前後のアルカリ液の組成を表19に示す。
本比較例では、被処理アルカリ液が異なっている以外、実施例1と同様にした。スルホン化コバルトフタロシアニン触媒の濃度は300mg/kgである条件下で、硫化ナトリウムのみを含むアルカリ液を温度が55℃となるように熱交換してから、ポンプによって金網充填材を使用した超重力反応器の液体入口に注入させ、液体が巨大な相間物質伝達比表面積及び快速更新的な相間表面を有するように高速回転ロータにより微小的な液膜、液糸や液滴に剪断・分割され、空気を流量計により計測してから、ガス入口に導入し、気液を超重力反応器ロータ内で混合させることにより、激しい気液物質伝達過程を発生させ、硫化ナトリウムの酸化反応を実現させた。無害化処理過程を完了させたアルカリ液と酸化排気ガスとがそれぞれ超重力反応器の液体出口及びガス出口から排出した。アルカリ液が廃水処理ユニットへ行き、酸化排気ガスが排気ガス処理ユニットへ行く。但し、超重力反応器内における気液比を300:1(v/v)とし、回転速度を1100rpmとし、操作圧力を0.15MPaとした。反応前後のアルカリ液の組成を表20に示す。
本比較例では、超重力反応器類型及び気液比が異なっている以外、実施例2と同様にした。二核フタロシアニンコバルトスルホン酸塩触媒の濃度は100mg/kgである条件下で、メルカプタンナトリウムと硫化ナトリウムとを共に含む液化ガスの脱メルカプタンによるアルカリ液を温度が45℃となるように熱交換してから、ポンプによって直径5mmの発泡金属バルク粒子充填材を使用した超重力反応器の液体入口に導入した。液体がバルク粒子充填材により良好に剪断・分割されることできないため、相間物質伝達比表面積及び相間表面更新速度の増加が僅かであった。酸素富化ガス(酸素含有量は、35%である)を流量計により計測してから、ガス入口に導入させ、気液を超重力反応器ロータ内で混合し、気液物質伝達過程を発生させた。相間物質伝達比表面積及び相間表面更新速度の増加が僅かであるため、酸素ガスの液相中への物質伝達過程がアルカリ液完全再生の要求を満足できないため、メルカプタンナトリウム及び硫化ナトリウムの酸化反応及び生成された二硫化物及び多硫化物とアルカリ液との分離過程は、いずれも、不完全であった。それにより、液化ガスの脱メルカプタンによるアルカリ液の再生は、不完全であった。部分再生済みアルカリ液と二硫化物及び多硫化物を含有する酸化排気ガスとがそれぞれ超重力反応器の液体出口及びガス出口から排出した。部分再生アルカリ液が希釈してから、廃水処理ユニットへ行き、二硫化物及び多硫化物を含有する酸化排気ガスが排気ガス処理ユニットへ行く。但し、超重力反応器内における気液比は80:1(v/v)であり、回転速度を900rpmとし、操作圧力を0.6MPaとした。反応前後のアルカリ液の組成を表21に示す。
Claims (16)
- 液化ガスの脱メルカプタンによるアルカリ液の再生方法であって、
スルホン化コバルトフタロシアニン系触媒の条件下で、前記液化ガスの脱メルカプタンによるアルカリ液を熱交換してから、酸化反応させることにより、前記液化ガスの脱メルカプタンによるアルカリ液の再生を完了させる工程を含み、
前記液化ガスの脱メルカプタンによるアルカリ液と酸素含有ガスとの体積比は1:10〜500であり、好ましくは1:50〜500であり、前記スルホン化コバルトフタロシアニン系触媒の添加濃度は10〜300mg/kgである、ことを特徴とする液化ガスの脱メルカプタンによるアルカリ液の再生方法。 - 前記液化ガスの脱メルカプタンによるアルカリ液は、メルカプタンナトリウム及び硫化ナトリウムを共に含む、ことを特徴とする請求項1に記載の再生方法。
- 硫黄元素換算で、前記液化ガスの脱メルカプタンによるアルカリ液において、メルカプタンナトリウムの含有量≦20000mg/kgであり、硫化ナトリウムの含有量≦10000mg/kgであり、好ましくは、前記液化ガスの脱メルカプタンによるアルカリ液において、メルカプタンナトリウムの含有量は100〜20000mg/kgであり、硫化ナトリウムの含有量は50〜10000mg/kgである、ことを特徴とする請求項2に記載の再生方法。
- 前記液化ガスの脱メルカプタンによるアルカリ液において、メルカプタンナトリウムと硫化ナトリウムとの含有量のモル比は0.1〜200:1であり、好ましくは、前記液化ガスの脱メルカプタンによるアルカリ液において、メルカプタンナトリウムと硫化ナトリウムとの含有量のモル比は0.3〜100:1である、ことを特徴とする請求項2又は3に記載の再生方法。
- 前記液化ガスの脱メルカプタンによるアルカリ液は、熱交換後の温度は20℃〜80℃であり、好ましくは、前記液化ガスの脱メルカプタンによるアルカリ液は、熱交換後の温度は20℃〜60℃であり、より好ましくは、前記液化ガスの脱メルカプタンによるアルカリ液は、熱交換後の温度が45〜60℃である、ことを特徴とする請求項1又は2に記載の再生方法。
- 前記スルホン化コバルトフタロシアニン系触媒は、スルホン化コバルトフタロシアニン、二核フタロシアニンコバルトスルホン酸塩、ポリ(コバルトフタロシアニン)又はそれらの複合触媒である、ことを特徴とする請求項1に記載の再生方法。
- 前記スルホン化コバルトフタロシアニン系触媒は、液化ガスの脱メルカプタンによるアルカリ液に対する添加量は10〜100mg/kgである、ことを特徴とする請求項1に記載の再生方法。
- 超重力反応器で行われる、ことを特徴とする請求項1に記載の再生方法。
- 前記超重力反応器は、バルク粒子充填材の使用を除いて、回転充填床又はステータ-ロータ反応器であり、好ましくは、回転充填床超重力反応器の充填材は、規則充填材又は金網充填材とされる回転充填床である、ことを特徴とする請求項8に記載の再生方法。
- 前記超重力反応器における液流の流れ方向は、気液対向流、気液並流又は気液折り返し流である、ことを特徴とする請求項8又は9に記載の再生方法。
- スルホン化コバルトフタロシアニン系触媒の条件下で、前記液化ガスの脱メルカプタンによるアルカリ液を熱交換してから、ポンプによって超重力反応器の液体入口に注入させることにより、酸素含有ガスを超重力反応器のガス入口に導入させ、気液を超重力反応器内で混合させ酸化反応させて、前記液化ガスの脱メルカプタンによるアルカリ液の再生を完了させる工程を含む、ことを特徴とする請求項8に記載の再生方法。
- 液化ガスの脱メルカプタンによるアルカリ液と酸素含有ガスとが超重力反応器内で混合されて酸化触媒と接触して酸化反応させるとともに、高気液比の条件により、生成された二硫化物及び多硫化物を気相に抽出して排出させ、二硫化物及び多硫化物とアルカリ液との分離を完了させて、前記液化ガスの脱メルカプタンによるアルカリ液の再生を達成する、ことを特徴とする請求項11に記載の再生方法。
- 前記酸化反応の圧力は常圧〜0.8MPaであり、好ましくは、前記酸化反応の圧力条件は0.1〜0.2MPaである、ことを特徴とする請求項1に記載の再生方法。
- 前記酸化反応が回転速度100〜2000rpmで行われ、好ましくは、前記酸化反応が回転速度300〜2000rpmで行われ、より好ましくは、回転速度600〜1200rpmで行われる、ことを特徴とする請求項1に記載の再生方法。
- 前記液化ガスの脱メルカプタンによるアルカリ液と酸素含有ガスとの体積比は1:(100〜400)であり、好ましくは1:(120〜350)である、ことを特徴とする請求項1に記載の再生方法。
- 前記酸素含有ガスは、空気又は酸素富化ガスであり、好ましくは、前記酸素含有ガスは、空気又は酸素の含有量が21〜35%である酸素富化ガスである、ことを特徴とする請求項1又は15に記載の再生方法。
Applications Claiming Priority (3)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN201810331691.1 | 2018-04-13 | ||
CN201810331691.1A CN108704480B (zh) | 2018-04-13 | 2018-04-13 | 一种液化气脱硫醇碱液的再生方法 |
PCT/CN2019/082573 WO2019196951A1 (zh) | 2018-04-13 | 2019-04-12 | 一种液化气脱硫醇碱液的再生方法 |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
JP2021502896A true JP2021502896A (ja) | 2021-02-04 |
Family
ID=63866710
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
JP2020526998A Pending JP2021502896A (ja) | 2018-04-13 | 2019-04-12 | 液化ガスの脱メルカプタンによるアルカリ液の再生方法 |
Country Status (5)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US11142716B2 (ja) |
JP (1) | JP2021502896A (ja) |
KR (1) | KR102496533B1 (ja) |
CN (1) | CN108704480B (ja) |
WO (1) | WO2019196951A1 (ja) |
Families Citing this family (11)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN108704480B (zh) * | 2018-04-13 | 2020-11-06 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种液化气脱硫醇碱液的再生方法 |
CN110448995A (zh) * | 2019-08-19 | 2019-11-15 | 福建中融科技有限公司 | 液化空气净化用甲醇脱臭剂及其制备与应用 |
CN112745958B (zh) * | 2019-10-31 | 2022-12-13 | 中国石油化工股份有限公司 | 脱硫醇碱液再生装置、液化气脱硫醇系统和碱液再生方法 |
CN110819378B (zh) * | 2019-11-27 | 2021-09-14 | 吕刚 | 一种脱除液态烃中有机硫的方法 |
CN113877370B (zh) * | 2020-07-02 | 2023-01-24 | 中国石油化工股份有限公司 | 超重力吸收装置 |
CN112760148B (zh) * | 2021-01-13 | 2022-01-25 | 中国石油大学(北京) | 液化石油气脱硫醇复合溶剂及其制备方法和应用 |
CN112760146B (zh) * | 2021-01-13 | 2022-01-25 | 中国石油大学(北京) | 用于提高液化气脱硫醇抽提剂再生性能的助剂及其应用 |
CN115637167A (zh) * | 2021-07-20 | 2023-01-24 | 中国石油天然气股份有限公司 | 催化裂化产物的脱硫方法 |
US11898103B2 (en) | 2021-10-29 | 2024-02-13 | Uop Llc | Systems and process for controlling a sulfur extraction from a hydrocarbon stream |
CN116407935B (zh) * | 2023-06-12 | 2023-08-15 | 中国科学院大学 | 基于超重力反应器的选择性脱硫方法 |
CN116574544B (zh) * | 2023-07-13 | 2023-09-05 | 四川恒乐达能源工程有限公司 | 一种天然气mdea脱硫吸收塔 |
Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN101077981A (zh) * | 2006-05-24 | 2007-11-28 | 宁波中一石化科技有限公司 | 一种再生含有硫醇钠碱液的方法 |
CN101855175A (zh) * | 2007-09-10 | 2010-10-06 | 梅里凯姆公司 | 从苛性碱流除去残留硫化合物 |
CN105038850A (zh) * | 2015-08-24 | 2015-11-11 | 宁波中一石化科技股份有限公司 | 一种凝析油脱硫醇及碱液再生回收二硫化物的装置及方法 |
CN105112092A (zh) * | 2015-08-24 | 2015-12-02 | 宁波中一石化科技股份有限公司 | 凝析油纤维液膜脱硫醇及碱液再生溶剂反抽提装置及方法 |
CN204999859U (zh) * | 2015-08-24 | 2016-01-27 | 宁波中一石化科技股份有限公司 | 一种凝析油脱硫醇及碱液再生回收二硫化物的装置 |
CN106929089A (zh) * | 2015-12-29 | 2017-07-07 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种含硫醇盐碱液的预氧化再生方法 |
CN106939172A (zh) * | 2016-01-05 | 2017-07-11 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种含硫碱液的氧化再生方法 |
Family Cites Families (18)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US2853432A (en) * | 1954-12-28 | 1958-09-23 | Universal Oil Prod Co | Regeneration of used alkaline reagents by oxidizing the same in the presence of a phthalocyanine catalyst |
US2882132A (en) * | 1955-11-29 | 1959-04-14 | Shell Dev | Regeneration of caustic solutions |
US2937986A (en) * | 1958-08-28 | 1960-05-24 | Exxon Research Engineering Co | Spent caustic treating process |
CN85103113A (zh) * | 1984-04-26 | 1986-10-22 | 梅里切姆公司 | 再生含有硫醇化合物的碱液流的方法 |
US4666689A (en) | 1984-04-26 | 1987-05-19 | Merichem Company | Process for regenerating an alkaline stream containing mercaptan compounds |
US6565740B2 (en) * | 2001-03-26 | 2003-05-20 | Council Of Scientific And Industrial Research | Process for sweetening of LPG, light petroleum distillates by liquid-liquid extraction using metal phthalocyanine sulphonamide catalyst |
US20070034565A1 (en) * | 2003-10-24 | 2007-02-15 | Gastran Systems | Method for treating a contaminated fluid |
CN101371967B (zh) | 2007-08-24 | 2011-03-30 | 宁波中一石化科技有限公司 | 液化气脱硫醇碱液氧化再生方法及装置 |
US9017627B2 (en) * | 2011-09-21 | 2015-04-28 | Shell Oil Company | Process for removing hydrogen sulfide from very sour hydrocarbon gas streams using metal sulfide |
CN103146416B (zh) | 2011-12-06 | 2015-05-13 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种从碱液中分离二硫化物的方法 |
CN102557300B (zh) | 2012-01-13 | 2013-10-16 | 宁波中一石化科技有限公司 | 一种用于液化气碱渣脱硫及中和的装置及处理方法 |
CN104371782A (zh) | 2013-08-14 | 2015-02-25 | 中国石油化工股份有限公司 | 液化石油气的碱液脱硫方法及装置 |
CN104694151B (zh) * | 2013-12-06 | 2016-08-17 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种含有硫醇盐碱液的氧化再生方法 |
CN104743726B (zh) | 2015-03-02 | 2018-06-26 | 宁波中一石化科技股份有限公司 | 一种基于超重力氧化法处理炼油碱渣的装置及方法 |
WO2018118689A1 (en) * | 2016-12-21 | 2018-06-28 | Uop Llc | Process for oxidizing thiol compounds in a single vessel |
FR3063496B1 (fr) * | 2017-03-01 | 2019-04-05 | Axens | Procede ameliore de regeneration d'une solution alcaline utilisee dans un procede d'extraction de composes soufres ne comportant pas d'etape de lavage |
CN107043636B (zh) * | 2017-05-17 | 2018-12-07 | 宁波传致石化科技有限公司 | 一种轻烃脱硫碱液的三相再生的装置及方法 |
CN108704480B (zh) * | 2018-04-13 | 2020-11-06 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种液化气脱硫醇碱液的再生方法 |
-
2018
- 2018-04-13 CN CN201810331691.1A patent/CN108704480B/zh active Active
-
2019
- 2019-04-12 KR KR1020207013651A patent/KR102496533B1/ko active IP Right Grant
- 2019-04-12 WO PCT/CN2019/082573 patent/WO2019196951A1/zh active Application Filing
- 2019-04-12 JP JP2020526998A patent/JP2021502896A/ja active Pending
- 2019-04-12 US US16/650,942 patent/US11142716B2/en active Active
Patent Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN101077981A (zh) * | 2006-05-24 | 2007-11-28 | 宁波中一石化科技有限公司 | 一种再生含有硫醇钠碱液的方法 |
CN101855175A (zh) * | 2007-09-10 | 2010-10-06 | 梅里凯姆公司 | 从苛性碱流除去残留硫化合物 |
CN105038850A (zh) * | 2015-08-24 | 2015-11-11 | 宁波中一石化科技股份有限公司 | 一种凝析油脱硫醇及碱液再生回收二硫化物的装置及方法 |
CN105112092A (zh) * | 2015-08-24 | 2015-12-02 | 宁波中一石化科技股份有限公司 | 凝析油纤维液膜脱硫醇及碱液再生溶剂反抽提装置及方法 |
CN204999859U (zh) * | 2015-08-24 | 2016-01-27 | 宁波中一石化科技股份有限公司 | 一种凝析油脱硫醇及碱液再生回收二硫化物的装置 |
CN106929089A (zh) * | 2015-12-29 | 2017-07-07 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种含硫醇盐碱液的预氧化再生方法 |
CN106939172A (zh) * | 2016-01-05 | 2017-07-11 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种含硫碱液的氧化再生方法 |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
KR20200066701A (ko) | 2020-06-10 |
US20200291320A1 (en) | 2020-09-17 |
US11142716B2 (en) | 2021-10-12 |
CN108704480B (zh) | 2020-11-06 |
CN108704480A (zh) | 2018-10-26 |
KR102496533B1 (ko) | 2023-02-06 |
WO2019196951A1 (zh) | 2019-10-17 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
JP2021502896A (ja) | 液化ガスの脱メルカプタンによるアルカリ液の再生方法 | |
US4666689A (en) | Process for regenerating an alkaline stream containing mercaptan compounds | |
CN102151476B (zh) | 一种超重力场下氧化脱除气相中硫化氢的方法 | |
EP2970795B1 (en) | Process for removing sulphur compounds from hydrocarbons | |
US5997731A (en) | Process for treating an effluent alkaline stream having sulfur-containing and phenolic compounds | |
US4889701A (en) | Process for oxidizing multivalent metals | |
CN1168526C (zh) | 络合铁法脱除气体中的硫化物 | |
EP0086919B1 (en) | Process for the selective removal of hydrogen sulfide from gaseous stream | |
CN104711023A (zh) | 液化气脱硫醇尾气及碱渣治理方法及其专用设备 | |
CN103146416B (zh) | 一种从碱液中分离二硫化物的方法 | |
CN107043636A (zh) | 一种轻烃脱硫碱液的三相再生的装置及方法 | |
CN109569251A (zh) | 一种利用含so2烟气制稀硫酸的装置及方法 | |
CN104694151B (zh) | 一种含有硫醇盐碱液的氧化再生方法 | |
CN104119947B (zh) | 一种催化裂化烟气脱硫及后处理工艺 | |
CN112760148B (zh) | 液化石油气脱硫醇复合溶剂及其制备方法和应用 | |
CN112760147B (zh) | 用于液化气脱硫醇和羰基硫的抽提剂及其制备方法和应用 | |
CN207143179U (zh) | 一种轻烃脱硫碱液的三相再生的装置 | |
CN106939172A (zh) | 一种含硫碱液的氧化再生方法 | |
CA1234795A (en) | Process for regenerating an alkaline stream containing mercaptan compound | |
CN112760146B (zh) | 用于提高液化气脱硫醇抽提剂再生性能的助剂及其应用 | |
CN112708488B (zh) | 液化石油气脱硫醇复合溶剂及其制备方法和应用 | |
CN112358079B (zh) | 一种含硫废碱液的再生工艺 | |
CN101063043B (zh) | 一种轻馏分油的氧化脱臭方法 | |
CN108689520B (zh) | 汽油精制过程中含硫废水的处理方法 | |
JP2001107059A (ja) | 液状油中の有機硫黄化合物を酸化回収すると共に液状油を精製して回収する方法及びその装置 |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
A621 | Written request for application examination |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A621 Effective date: 20200515 |
|
A131 | Notification of reasons for refusal |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131 Effective date: 20210608 |
|
A521 | Request for written amendment filed |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523 Effective date: 20210908 |
|
A02 | Decision of refusal |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A02 Effective date: 20220208 |
|
A521 | Request for written amendment filed |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523 Effective date: 20220531 |
|
C60 | Trial request (containing other claim documents, opposition documents) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: C60 Effective date: 20220531 |
|
C11 | Written invitation by the commissioner to file amendments |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: C11 Effective date: 20220621 |
|
A521 | Request for written amendment filed |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523 Effective date: 20220616 |
|
A911 | Transfer to examiner for re-examination before appeal (zenchi) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A911 Effective date: 20220705 |
|
C21 | Notice of transfer of a case for reconsideration by examiners before appeal proceedings |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: C21 Effective date: 20220712 |
|
A912 | Re-examination (zenchi) completed and case transferred to appeal board |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A912 Effective date: 20220805 |
|
C211 | Notice of termination of reconsideration by examiners before appeal proceedings |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: C211 Effective date: 20220809 |
|
RD03 | Notification of appointment of power of attorney |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A7423 Effective date: 20221223 |
|
A521 | Request for written amendment filed |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523 Effective date: 20240408 |