JP5872709B2 - バッチ様式で操作する第1の予備処理反応器と、その次の、ピストンタイプの第2の予備処理反応器とを含む、硫黄含有化合物を抽出するための改 - Google Patents
バッチ様式で操作する第1の予備処理反応器と、その次の、ピストンタイプの第2の予備処理反応器とを含む、硫黄含有化合物を抽出するための改 Download PDFInfo
- Publication number
- JP5872709B2 JP5872709B2 JP2014542910A JP2014542910A JP5872709B2 JP 5872709 B2 JP5872709 B2 JP 5872709B2 JP 2014542910 A JP2014542910 A JP 2014542910A JP 2014542910 A JP2014542910 A JP 2014542910A JP 5872709 B2 JP5872709 B2 JP 5872709B2
- Authority
- JP
- Japan
- Prior art keywords
- soda
- reactor
- sulfur
- pretreatment
- liquid
- 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.)
- Active
Links
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims description 46
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 title claims description 46
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 title claims description 46
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 title claims description 14
- 230000004048 modification Effects 0.000 title 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 title 1
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L Sodium Carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 105
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 60
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 60
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 51
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims description 47
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 36
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 7
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 claims description 7
- 238000000638 solvent extraction Methods 0.000 claims description 7
- 238000000622 liquid--liquid extraction Methods 0.000 claims description 6
- 238000002203 pretreatment Methods 0.000 claims description 6
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 claims description 6
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 claims description 6
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 claims description 5
- 239000000284 extract Substances 0.000 claims description 3
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 claims description 3
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 28
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 20
- 150000003573 thiols Chemical class 0.000 description 19
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 15
- -1 sodium thiolate Chemical class 0.000 description 14
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 13
- BWGNESOTFCXPMA-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen disulfide Chemical compound SS BWGNESOTFCXPMA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 8
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 6
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical class S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 239000012528 membrane Substances 0.000 description 5
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 4
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 4
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 4
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 4
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 4
- LSDPWZHWYPCBBB-UHFFFAOYSA-N Methanethiol Chemical compound SC LSDPWZHWYPCBBB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 3
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 3
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- JJWKPURADFRFRB-UHFFFAOYSA-N carbonyl sulfide Chemical compound O=C=S JJWKPURADFRFRB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- MPMSMUBQXQALQI-UHFFFAOYSA-N cobalt phthalocyanine Chemical compound [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 description 2
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 2
- 150000002019 disulfides Chemical class 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- DNJIEGIFACGWOD-UHFFFAOYSA-N ethanethiol Chemical compound CCS DNJIEGIFACGWOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000012510 hollow fiber Substances 0.000 description 2
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 2
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 2
- 238000010926 purge Methods 0.000 description 2
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 2
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920000459 Nitrile rubber Polymers 0.000 description 1
- FKNQFGJONOIPTF-UHFFFAOYSA-N Sodium cation Chemical compound [Na+] FKNQFGJONOIPTF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 1
- 150000001335 aliphatic alkanes Chemical class 0.000 description 1
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 description 1
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 1
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 description 1
- 238000003889 chemical engineering Methods 0.000 description 1
- 239000013626 chemical specie Substances 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000006477 desulfuration reaction Methods 0.000 description 1
- 230000023556 desulfurization Effects 0.000 description 1
- 230000001627 detrimental effect Effects 0.000 description 1
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 1
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 230000002427 irreversible effect Effects 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 239000012074 organic phase Substances 0.000 description 1
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 1
- 239000000376 reactant Substances 0.000 description 1
- 230000003134 recirculating effect Effects 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 238000005185 salting out Methods 0.000 description 1
- 229910001415 sodium ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 230000005514 two-phase flow Effects 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Images
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
- C10G53/00—Treatment of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by two or more refining processes
- C10G53/02—Treatment of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by two or more refining processes plural serial stages only
- C10G53/12—Treatment of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by two or more refining processes plural serial stages only including at least one alkaline treatment step
-
- 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
-
- 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
- C10G21/00—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by extraction with selective solvents
- C10G21/06—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by extraction with selective solvents characterised by the solvent used
- C10G21/08—Inorganic compounds only
-
- 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
- C10G21/00—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by extraction with selective solvents
- C10G21/06—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by extraction with selective solvents characterised by the solvent used
- C10G21/12—Organic compounds only
-
- 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
- C10G21/00—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by extraction with selective solvents
- C10G21/28—Recovery of used solvent
-
- 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
- C10G21/00—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by extraction with selective solvents
- C10G21/30—Controlling or regulating
-
- 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
- C10G53/00—Treatment of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by two or more refining processes
- C10G53/02—Treatment of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by two or more refining processes plural serial stages only
- C10G53/04—Treatment of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by two or more refining processes plural serial stages only including at least one extraction step
- C10G53/06—Treatment of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by two or more refining processes plural serial stages only including at least one extraction step including only extraction steps, e.g. deasphalting by solvent treatment followed by extraction of aromatics
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)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Description
・ 予備処理段階:COSおよび残留H2Sの抽出;
・ チオールの向流中の連続的抽出の段階:予備処理段階の下流に位置する段階
において行われる。
1) 予備処理のために用いられたソーダがその耐用期間の終末にある場合、大量のナトリウムチオラートの先行蓄積および過度に低いソーダ濃度と関連するチオールの塩析のために、予備処理を出るチオールの量が予備処理の入口におけるのと同等に高いか、さらには、より高くあり得る。それ故に、高い全硫黄濃度のうねりが、向流抽出の入口において存在しているかもしれず、これは、ループにおけるソーダの流量が最高濃度を処理するために十分でないならば、カラムにおける液−液抽出の効率の喪失を潜在的に生じさせ得る。さらに、炭化水素中のチオールのうねりにより、その後に、抽出カラムの底部においてソーダ中のナトリウムチオラートのうねりが生じる。酸化器中の過度に高い濃度のナトリウムチオラートにより、ジスルフィドへの部分的な転化がもたらされ得、したがって、再生されたソーダへのナトリウムチオラートの多量の戻りが、抽出カラムの頂部においてもたらされ得る。これは、抽出カラムの性能をも低減させ得る。
2) 逆に、予備処理サイクルの開始時に、向流抽出カラムに入る炭化水素は、硫黄をほとんど含有しておらず、したがって、抽出カラムの底部におけるソーダ中のナトリウムチオラートの濃度は低い。酸化器において、空気の量は、その時、過剰にある。ソーダ中に溶解した酸素は、残留ナトリウムチオラートによって消費されず、再生されたソーダと共に抽出カラムに直接的に戻される。再生されたソーダ中に存在する酸素は、その時、抽出器内でチオールと反応し、ジスルフィドを生じさせることができる。これらのジスルフィドは、その時、抽出カラムにおいて処理されるべき炭化水素相によって直接的に抽出され、結果として、方法の全体的な性能は低減させられる。
図1は、従来技術によるデバイスのバージョンを示す。予備処理は、単一の容器(2)において行われる。抽出カラム(4)は、予備処理を出る供給原料(3)および再生されたソーダ(6)を供給される。ソーダ再生のためのループは、酸化器(9)と、(8)において注入されかつ(14)において抜き出される空気を、(10)において注入されかつ(13)において抜き出される有機相から分離するための三相沈降タンク(12)とからなっており、三相沈降タンク(12)の目的は、酸化器において形成されたジスルフィドを抽出することにある。
本発明による方法は、予備処理段階からの流出物中の硫黄含有化合物の含有率における変動に関連する抽出方法の性能の問題を部分的に修正することを目的とする。本発明の目的は、従来技術に従って記載された予備処理におけるよりもより少ない硫黄含有化合物の変動を生じさせる予備処理を行いながら、その操作を改善することにある。
− バッチ様式で行われる段階;体積は、従来技術による予備処理段階の体積の約半分である:および
− 連続的に行われる第2の段階
で行われる。
本発明は、炭化水素中に存在する硫黄含有化合物を抽出する方法であって、主要な硫黄含有種がRSHで示されるチオール、例えば、メタンチオールCH3SH、エタンチオールC2H5SH、プロパンチオールC3H7SHであり、および/または、硫化水素H2SまたはカルボニルスルフィドCOS等の他の硫黄含有種も存在する場合における、方法に関する。
本発明は、以下の実施例を読んで、より良く理解されることになる。
LPGタイプである、2、3および4個の炭素原子を有するアルカンおよびアルケンの混合物の炭化水素相中に存在するチオールの抽出のための装置を考慮する。
この実施例は、従来技術に合致する連続的なバージョンを構成する。それは、並流反応器において、バッチ様式での予備処理の段階を連続的な段階と置換するという問題である。
同一の方法が、ここで、さらなる予備処理段階を含み、これは、図2において記載されたような、ピストン流を用いる連続的な並流反応器のタイプのものであり、バッチ様式での予備処理のための反応器の下流に配置される。
Claims (6)
- ソーダ溶液による液−液抽出によりガソリンまたはLPGタイプの炭化水素留分から硫黄含有化合物を抽出する方法であって、処理されるべき供給原料の予備処理のための装置を用い、該予備処理のための装置は、ソーダによる抽出のための装置(4)の上流に位置し、前記予備処理のための装置は、バッチ様式で操作する第1の予備処理反応器(2)と、これに続く、第2の連続的な反応器(16)とからなり、該第2の連続的な反応器(16)にソーダ相が供給され、該第2の連続的な反応器(16)は、ピストン様式で操作するピストンタイプの反応器であり、3〜10のペクレ数
を有し、ここで、Uは、同反応器中の炭化水素相の流れの線速度を示し、Lは、同反応器の長さを示し、Daxは、同反応器中の炭化水素相の軸分散の係数を示す、方法。 - 該第2の連続的な反応器(16)の体積は、該第1の予備処理反応器(2)の体積の0.5〜1.5倍である、請求項1に記載のソーダ溶液による液−液抽出によりガソリンまたはLPGタイプの炭化水素留分から硫黄含有化合物を抽出する方法。
- 該第2の連続的な反応器(16)を出る流出物は、ソーダ流(18)を回収するための沈降タンク(17)に入り、ソーダ流(18)は、該第2の連続的な反応器(16)の長さのほぼ中央に位置する該反応器のポイントで再導入される、請求項1に記載のソーダ溶液による液−液抽出によりガソリンまたはLPGタイプの炭化水素留分から硫黄含有化合物を抽出する方法。
- 該第2の連続的な反応器(16)において用いられるソーダは、該抽出のための装置(4)からのソーダ再生のためのループから得られる、請求項1に記載のソーダ溶液による液−液抽出によりガソリンまたはLPGタイプの炭化水素留分から硫黄含有化合物を抽出する方法。
- 該第2の連続的な反応器(16)において用いられるソーダは、該抽出のための装置(4)からのソーダ出口と酸化器(9)との間に位置するポイント(7)において取られる、請求項4に記載のソーダ溶液による液−液抽出によりガソリンまたはLPGタイプの炭化水素留分から硫黄含有化合物を抽出する方法。
- 該ペクレ数が3〜5である、請求項1〜5のいずれか1項に記載のソーダ溶液による液−液抽出によりガソリンまたはLPGタイプの炭化水素留分から硫黄含有化合物を抽出する方法。
Applications Claiming Priority (3)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
FR11/03593 | 2011-11-24 | ||
FR1103593A FR2983205B1 (fr) | 2011-11-24 | 2011-11-24 | Procede ameliore d'extraction de composes soufres utilisant un premier reacteur de pretraitement fonctionnant en discontinu suivi d'un second reacteur de pretraitement de type piston |
PCT/FR2012/000417 WO2013076383A1 (fr) | 2011-11-24 | 2012-10-16 | Dispositif amélioré d'extraction de composés soufrés comportant un premier reacteur de pretraitement fonctionnant en discontinu suivi d'un second reacteur de pretraitement de type piston |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
JP2015501861A JP2015501861A (ja) | 2015-01-19 |
JP5872709B2 true JP5872709B2 (ja) | 2016-03-01 |
Family
ID=47216351
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
JP2014542910A Active JP5872709B2 (ja) | 2011-11-24 | 2012-10-16 | バッチ様式で操作する第1の予備処理反応器と、その次の、ピストンタイプの第2の予備処理反応器とを含む、硫黄含有化合物を抽出するための改 |
Country Status (9)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US9708550B2 (ja) |
EP (1) | EP2782981A1 (ja) |
JP (1) | JP5872709B2 (ja) |
KR (1) | KR101958509B1 (ja) |
CN (1) | CN103946344B (ja) |
FR (1) | FR2983205B1 (ja) |
IN (1) | IN2014CN04666A (ja) |
RU (1) | RU2605087C2 (ja) |
WO (1) | WO2013076383A1 (ja) |
Families Citing this family (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US9523047B2 (en) | 2014-06-12 | 2016-12-20 | Uop Llc | Apparatuses and methods for treating mercaptans |
Family Cites Families (12)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
GB728589A (en) * | 1951-10-04 | 1955-04-20 | British Petroleum Co | Improvements relating to the sweetening of mercaptan-containing hydrocarbon oils of petroleum origin |
FR1114509A (fr) * | 1953-11-03 | 1956-04-13 | Electric Process Company | Procédé perfectionné pour oxyder des substances oxydables à l'aide d'oxygène à l'état atomique |
US2945889A (en) * | 1955-12-21 | 1960-07-19 | Gloria Oil And Gas Company | Regeneration of spent caustic |
US3474027A (en) * | 1967-06-19 | 1969-10-21 | Phillips Petroleum Co | Plural stages of sulfur removal |
US4039389A (en) | 1975-11-03 | 1977-08-02 | Uop Inc. | Liquid-liquid extraction apparatus |
US4207174A (en) * | 1978-08-16 | 1980-06-10 | Uop Inc. | Liquid-liquid extraction apparatus and process |
SU1002289A1 (ru) * | 1981-05-06 | 1983-03-07 | Всесоюзный научно-исследовательский институт углеводородного сырья | Способ выделени низкокип щих меркаптанов из углеводородов |
US6749741B1 (en) * | 2001-12-20 | 2004-06-15 | Uop Llc | Apparatus and process for prewashing a hydrocarbon stream containing hydrogen sulfide |
CN1510109A (zh) * | 2002-12-20 | 2004-07-07 | 中国石油天然气股份有限公司 | 采用固体碱和剂-碱对液化石油气及轻烃深度脱硫的组合方法 |
BRPI0418874B1 (pt) * | 2004-06-02 | 2013-09-10 | aparelho e processo para converter compostos de enxofre em uma corrente de hidrocarboneto, e, aparelho para contatar a corrente de hidrocarboneto contendo compostos de enxofre com Álcali | |
US7772449B2 (en) * | 2007-08-01 | 2010-08-10 | Stone & Webster Process Technology, Inc. | Removal of acid gases and sulfur compounds from hydrocarbon gas streams in a caustic tower |
US9296956B2 (en) | 2010-10-28 | 2016-03-29 | Chevron U.S.A. Inc. | Method for reducing mercaptans in hydrocarbons |
-
2011
- 2011-11-24 FR FR1103593A patent/FR2983205B1/fr active Active
-
2012
- 2012-10-16 KR KR1020147016895A patent/KR101958509B1/ko active IP Right Grant
- 2012-10-16 US US14/360,322 patent/US9708550B2/en active Active
- 2012-10-16 IN IN4666CHN2014 patent/IN2014CN04666A/en unknown
- 2012-10-16 RU RU2014125428/04A patent/RU2605087C2/ru active
- 2012-10-16 WO PCT/FR2012/000417 patent/WO2013076383A1/fr active Application Filing
- 2012-10-16 EP EP12788615.8A patent/EP2782981A1/fr not_active Ceased
- 2012-10-16 JP JP2014542910A patent/JP5872709B2/ja active Active
- 2012-10-16 CN CN201280057707.5A patent/CN103946344B/zh active Active
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
US9708550B2 (en) | 2017-07-18 |
RU2605087C2 (ru) | 2016-12-20 |
KR101958509B1 (ko) | 2019-03-14 |
CN103946344A (zh) | 2014-07-23 |
CN103946344B (zh) | 2016-03-23 |
FR2983205B1 (fr) | 2015-03-20 |
FR2983205A1 (fr) | 2013-05-31 |
JP2015501861A (ja) | 2015-01-19 |
RU2014125428A (ru) | 2015-12-27 |
WO2013076383A1 (fr) | 2013-05-30 |
IN2014CN04666A (ja) | 2015-09-18 |
KR20140096140A (ko) | 2014-08-04 |
US20140319025A1 (en) | 2014-10-30 |
EP2782981A1 (fr) | 2014-10-01 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US8454824B2 (en) | Single vertical tower for treating a stream of rich caustic containing mercaptan compounds | |
US7833499B2 (en) | Separation process | |
CA2799585C (en) | Process for removing one or more sulfur compounds from a stream | |
RU2605747C2 (ru) | Способ и аппаратура для извлечения соединений серы в потоке углеводорода | |
JP5872709B2 (ja) | バッチ様式で操作する第1の予備処理反応器と、その次の、ピストンタイプの第2の予備処理反応器とを含む、硫黄含有化合物を抽出するための改 | |
EP3369799A1 (fr) | Procédé amélioré de régénération d'une solution alcaline utilisée dans un procédé d'extraction de composés soufres comportant une étape de lavage | |
RU2605441C2 (ru) | Усовершенствованное устройство экстракции серосодержащих соединений путем экстракции в системе жидкость-жидкость раствором гидроксида натрия с оптимизированным этапом конечной промывки | |
US9393526B2 (en) | Process for removing one or more sulfur compounds and an apparatus relating thereto | |
Ghaedian et al. | Experimental investigation on different parameters in demercaptanization of gas condensate in pilot plant scale | |
WO2013076385A1 (fr) | Procédé et dispositif améliorés d'extraction des composés soufrés d'une coupe hydrocarbonnée par extraction liquide liquide avec une solution de soude. |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
A977 | Report on retrieval |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A971007 Effective date: 20150814 |
|
A131 | Notification of reasons for refusal |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131 Effective date: 20150825 |
|
A521 | Request for written amendment filed |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523 Effective date: 20151119 |
|
TRDD | Decision of grant or rejection written | ||
A01 | Written decision to grant a patent or to grant a registration (utility model) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A01 Effective date: 20151215 |
|
A61 | First payment of annual fees (during grant procedure) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A61 Effective date: 20160113 |
|
R150 | Certificate of patent or registration of utility model |
Ref document number: 5872709 Country of ref document: JP Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R150 |
|
R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |
|
R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |
|
R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |
|
R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |
|
R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |
|
R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |