BE519924A - - Google Patents
Info
- Publication number
- BE519924A BE519924A BE519924DA BE519924A BE 519924 A BE519924 A BE 519924A BE 519924D A BE519924D A BE 519924DA BE 519924 A BE519924 A BE 519924A
- Authority
- BE
- Belgium
- Prior art keywords
- sep
- treatment
- treated
- solution
- acidity
- Prior art date
Links
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 57
- WQYVRQLZKVEZGA-UHFFFAOYSA-N hypochlorite Chemical compound Cl[O-] WQYVRQLZKVEZGA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 30
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 20
- 239000003518 caustics Substances 0.000 claims description 17
- 239000003513 alkali Substances 0.000 claims description 16
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 claims description 10
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 claims description 6
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 6
- 238000004821 distillation Methods 0.000 claims description 4
- 238000005336 cracking Methods 0.000 claims description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims 1
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 39
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 26
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 15
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 15
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 13
- 235000011121 sodium hydroxide Nutrition 0.000 description 13
- ZAMOUSCENKQFHK-UHFFFAOYSA-N Chlorine atom Chemical compound [Cl] ZAMOUSCENKQFHK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 11
- 239000000460 chlorine Substances 0.000 description 11
- 229910052801 chlorine Inorganic materials 0.000 description 11
- ZKQDCIXGCQPQNV-UHFFFAOYSA-N Calcium hypochlorite Chemical compound [Ca+2].Cl[O-].Cl[O-] ZKQDCIXGCQPQNV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- AXCZMVOFGPJBDE-UHFFFAOYSA-L calcium dihydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[Ca+2] AXCZMVOFGPJBDE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 5
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 5
- 239000000920 calcium hydroxide Substances 0.000 description 4
- 229910001861 calcium hydroxide Inorganic materials 0.000 description 4
- LSDPWZHWYPCBBB-UHFFFAOYSA-N Methanethiol Chemical compound SC LSDPWZHWYPCBBB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 3
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 3
- WKBOTKDWSSQWDR-UHFFFAOYSA-N Bromine atom Chemical compound [Br] WKBOTKDWSSQWDR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 2
- GDTBXPJZTBHREO-UHFFFAOYSA-N bromine Substances BrBr GDTBXPJZTBHREO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052794 bromium Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 2
- 230000002035 prolonged effect Effects 0.000 description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 2
- YBBRCQOCSYXUOC-UHFFFAOYSA-N sulfuryl dichloride Chemical class ClS(Cl)(=O)=O YBBRCQOCSYXUOC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 150000001805 chlorine compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000006477 desulfuration reaction Methods 0.000 description 1
- 230000023556 desulfurization Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 239000000155 melt Substances 0.000 description 1
- WIVNTNLDTMNDNO-UHFFFAOYSA-N octane-1-sulfonyl chloride Chemical compound CCCCCCCCS(Cl)(=O)=O WIVNTNLDTMNDNO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 1
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 1
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 1
- 150000003568 thioethers Chemical class 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
- C10G19/00—Refining hydrocarbon oils in the absence of hydrogen, by alkaline treatment
-
- 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
- C10G27/02—Refining of hydrocarbon oils in the absence of hydrogen, by oxidation with halogen or compounds generating halogen; Hypochlorous acid or salts thereof
-
- 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
- C10G53/14—Treatment of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by two or more refining processes plural serial stages only including at least one oxidation 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
- C10G2400/00—Products obtained by processes covered by groups C10G9/00 - C10G69/14
- C10G2400/02—Gasoline
-
- 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
- C10G2400/00—Products obtained by processes covered by groups C10G9/00 - C10G69/14
- C10G2400/06—Gasoil
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)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Description
<Desc/Clms Page number 1>
PERFECTIONNEMENTS RELATIFS AU PROCEDE A L'HYPOCHLORITE POUR LE TRAITEMENT
DE DISTILLATS DU PETROLE.
Le procédé à l'hypochlorite pour le traitement de distillats du pétrole tels que les naphtes et les kérosènes est bien connu depuis un temps considérable. Le procédé peut être employé pour l'adoucissement ou la désulfuration selon la teneur en alcali libre de la solution d'hypochlorite et la quantité de chlore disponible présente. Le procédé a pour avantages qu'il utilise des matières bon marché, et ne présente pas de problème sérieux d'élimination de l'effluent. Un désavantage du procédé réside dans le fait que le produit traité peut contenir des chlorures de sulfonyle qui, en séjournant, s'hydrolysent lentement pour donner au produit un caractère acide, généralement appelé "pseudo-acidité".
Le développement de cette pseudo-acidité peut étre sensiblement réduit par grand lavage avec un alcali (soude caustique ou eau de chaux) pour hydrolyser les chlorures de sulfonyle et, lorsque la solution d'hypochiorite contient un grand excès d'alcali libre, ce lavage est très efficaceo Toutefois, l'opération de lavage entraîne un mélange prolongé et intime.
L'objet principal de la présente invention est d'empécher le développement de la pseudo-acidité dans les produits traités à l'hypochlorite, sans qu'il soit nécessaire de recourir à ce mélange prolongé et intime jusqu' ici estimé nécessaire.
Selon l'invention, un distillat du pétrole ayant été traité avec une solution d9hypochlorite est mis en contact avec un mélange de méthanol et de solution d'alcali caustique.
On a constaté qu'un tel traitement subséquent du distillat traité à l'hypochlorite était très efficace dans l'élimination des chlorures acides déterminant la pseudo-acité, bien que, lorsqu'on traite certains naphtes à point d'ébullition élevé, il aidait de façon importante à la désuifuration par
<Desc/Clms Page number 2>
EMI2.1
extraction des fones solubles dan*p l'huile résultant de l'oxydation des thio-éthers<>
Suivant une autre caractéristique de l'invention, le distillat traité à l'hypochlorite est mis en contact, par contre-courant, tout d'abord avec un mélange de méthanol et de solution d'alcali caustique et ensuite avec une solution d'alcali caustique seule, éliminant ainsi tout alcool pouvant s' être dissous dans le distillat.
La récupération du méthanol de la solution aqueuse par distillation est une opération aisée puisqu'aucun azéotrope n'a été formé, si bien que la récupération et la remise en cycle du méthanol dans la solution d'alcali caustique ne présentent aucune difficulté.
Le titre de la solution d'alcali caustique peut varier entre 0,5 % et 50 % mais elle sera, de préférence, de l'ordre de 5 à 30 % en poids.
Le rapport de 1-*alcali caustique au méthanol et au distillat à traiter est réglé selon le titre de l'alcali caustique et l'acidité du produit.
Le procédé peut être mis en oeuvre par application à des masses ou par application en continu.
Le procédé peut être appliqué à des distillats du pétrole bouillant jusqu'à l'extrémité de la gamme d'ébullition du gasoil.
Le procédé peut avantageusement être mis en oeuvre suivant le schéma ci-annexé.
Le distillat traité à l'hypochlorite passe par le conduit 10 et atteint une colonne 11, qu'il quitte par le conduit 12. Du méthanol, ou un mélange de méthanol et de solution d'alcali caustique, entre dans la colonne
EMI2.2
par le conduit 13 et la quitte par le conduit IL,,, duquel il peut être remis en cycle, par le conduit 15, on peut passer par une colonne de distillation 16, de laquelle le méthanol va au conduit 13 et la solution caustique est é- liminée via le conduit 17, La solution caustique est dirigée, par le conduit
EMI2.3
18, vers le sommet de la colonne Il, de la solution caustique fraîche étant ajoutée par le conduit 19 et la solution caustique épuisée étant retirée par
EMI2.4
le conduit 20.
La colonne 11 est pourvue d'une garniture convenable pour produire le contact intime entre le distillat et la solution de traiteente L9invention sera maintenant décrite avec référence aux exemples suivants.
Exemole 1,, Un mélange de 1-octane-sulfonyl-chlorure dans du kérosène fut pré- paré pour donner une acidité de 3,10 ml. de soude caustique 0,05 N par 100 ml. de kérosène. Lors du traitement avec 0,95% en vol. de solution de soude caustique 30 % en poids et de 0,64% en vol. de méthanol, le kérosène n'avait pas une acidité mesurable.
EMI2.5
Exemole IIo Un échantillon de kérosène de distillation directe ( 1.50Unl.) traité avec un excès de solution d'hypochlorite de calcium (500 ml. de chlore
EMI2.6
0,37 Nfl contenant de l'hydroxyde de calcium libre pour donner une alcalinité de 0, Q(,. No ) fut négatif à l'essai du ""docteur" mais avait une forte acidj,1;é. jprès traitement avec 2,2% en volo de solution de soude caustique à 30% et 0,83% en vola de méthanol, l'acidité était pratiquement réduite à zéro.
L'a- cidité, la teneur en soufre et la teneur en chlore de l'échantillon avant et après le traitement se présentaient comme suit :
<Desc/Clms Page number 3>
EMI3.1
<tb>
<tb> Acidité <SEP> Soufre <SEP> total <SEP> Soufre <SEP> mercaptan <SEP> Chlore
<tb> % <SEP> en <SEP> poids <SEP> % <SEP> en <SEP> poids
<tb>
EMI3.2
Avant traitement nulle 0, 394 0?G15 0, 0060 Après traitement (a) 5 mlo 0, 355 nul g 0,0123 Après traitement (b) moins de 0,35:3 nul g 0,0098 0?Iml.
EMI3.3
(a) Produit après traitement à 19hypochlorite,, (b) Après traitement du produit obtenu (a) avec du méthanol et de la soude caustique, comme décrit plus haut.
ExempleIII.
Un échantillon de naphte obtenu par distillation directe (1.500 mlo) fut traité avec un excès de solution d'hypochlorite de calcium (500 ml.
EMI3.4
de chlore 0,356 No contenant de 19hydroxyde de calcium libre pour donner une alcalinité de 004 No ) Le produit était négatif à l'essai du "q6cteur" et avait une forte acidité. Après traitement avec 2.2% en vol. de solution de soude caustique 30% en poids et Os72% en vol. de méthanol.. l'acidité était pratiquement réduite à zéro.
L'acidité et la teneur en soufre de h échantillon avant et après le traitement se présentaient comme suit
EMI3.5
<tb>
<tb> Acidité <SEP> Soufre <SEP> total <SEP> Soufre <SEP> mercaptan
<tb> % <SEP> en <SEP> poids <SEP> % <SEP> en <SEP> poids
<tb> Avant <SEP> traitement <SEP> nulle <SEP> 0,085 <SEP> 0,01/4
<tb>
EMI3.6
Après traitement (a) 3s 8 inio O.,C42 nul Après traitement (b) moins de O,QC,.2 g nul OX 1 mla
EMI3.7
(a) Produit après traitement à lehypochlorîte, (b) Après traitement du produit (a) avec du méthanol et de la soude causti- que, comme décrit plus haut.
Exemple IV.
EMI3.8
Un échantillon .de naphte traité par cracking (1.500 mï.o) traité avec une solution d'hypochlorite de calcium (500 ml, de chlore 0,356 N. conte- nant de l'hydroxyde de calcium libre, pour donner une alcalinité de OIC4 N.) était négative à l'essai du "docteur" mais présentait de l'acidité, Après traitement avec 2,6% en vola de solution de soude caustique 30% en poids et
EMI3.9
0,9% en vola de méthanol9 le produit avait une acidité nulle.
L'acidité; l'indice de brome et la teneur en soufre totale du naph-
EMI3.10
te traité par cracking avant et après le traitement se présentaient comme suit
EMI3.11
<tb>
<tb> Acidité <SEP> Soufre <SEP> total <SEP> Soufre <SEP> maroaptan <SEP> Indice <SEP> de
<tb> : <SEP> % <SEP> en <SEP> poids <SEP> : <SEP> % <SEP> en <SEP> poids <SEP> brome
<tb>
EMI3.12
Avant traitement nulle 0,860 a,I3 g 13,8 Après traitement (a) z 0,5 mlo t 0"S60 nul g I2,2 Après traitement (b) nulle 0, 797 nul ô I2,I
EMI3.13
(a) Produit après traitement à 19#ypochlorite. (b) Après traitement du produit obtenu (a) avec du méthanol et de la soude caustique, comme décrit plus haut.
<Desc/Clms Page number 4>
Exemple V.
EMI4.1
Un échantillon de gasoil (1.500 mI,) traité avec une'solution d' hypochlorite de calcium (1.500 ml. de chlore 0,451." N contenant de lyhypochlorite de calcium libre pour donner une alcalinité de 0..043 N) était négatif à l'essai du "docteur" mais présentait de l'acidité, Après traitement avec l.,76% en vol. de solution de soude caustique 30% en poids et 244.% en vol. deitha- nol,le produit avait une acidité beaucoup plus faible.
L'acidité, la teneur
EMI4.2
en soufre et la teneur en chlore de l'échantillon avant et après le traiteI#It se présentaient comme suit :
EMI4.3
sAciditesSoufre total.-Soufre marCaptansch7.ore'to- % en poids: % en poids stal%en
EMI4.4
<tb>
<tb> poids
<tb>
EMI4.5
Avant traitement nulle 0,85 0?022 s 00<B.6 Après traitement (a) 4.,Il Oa$0 nul : 0035 Après traitement (b) 0,4f1 0,'7$ nul 0.9025 (a) Produit après traitement à 1-'hypochlorite.
(b) Après traitement du produit obtenu (a) avec du méthanol et de la soude caustique comme décrit plus haut.
Exemple VI.
EMI4.6
Un échantillon de gasoil (1.500 mil.) traité avec de la soluti,c3r. d'hypochlorite de calcium (1.500 Iq1., de chlore 04.51 N contenant de l'hydroxyde de calcium libre pour donner une alcalinité de 04.3N. ) était négatif 9. 1' essai du "docteur" mais présentait de :L'acidité. Après traitement avec 3.2% an vol. de solution de soude caustique 30% et 2,7% de méthanol, le produit avait une acidité beaucoup plus faible.
L'acidité, la teneur en soufre et la teneur en chlore de l'échantillon avant et après traitement se présentaient comme suit
EMI4.7
<tb>
<tb> Acidité <SEP> Soufre <SEP> total-Soufre <SEP> mercaptan:chlore <SEP> to-
<tb> % <SEP> en <SEP> poids <SEP> s <SEP> % <SEP> en <SEP> poids <SEP> :tal <SEP> % <SEP> en
<tb> poids
<tb>
EMI4.8
Avant traitement nulle : 0,65: 0?GL2 s 00012 Après traitement (a) : 5,38: 0.,60 nul a Q,p$6 Apres traitement (b) â p910 058 nul o..o65
EMI4.9
(a) Produit après traitement à 1-'hypochlorite. (b) Apres traitement du produit obtenu, (a) avec du-méthanol et de la soude caustique comme décrit plus haut.
EMI4.10
?BNPKATIWµ.
1. Procédé pour le traitement d'un distillat de pétrole ayant été traité avec une solution d'hypochlorite, caractérisé en ce qu'il consiste #à mettre le distillât en contact avec un mélange de méthanol et de solution d' alcali caustique.
Claims (1)
- 2. Procédé suivant la revendication I, caractérisé en ce que le EMI4.11 distillat traité à llhypochlorite est mis en contact, à contre-courant, tout d'abord avec un mélange de méthanol et de solution d'alcali caustique et ensuite avec de la solution d'alcali caustique seule.3. Procédé suivant les revendications 1 ou 2, caractérisé en ce que le titre de la solution d'alcali caustique se situe entre 0,5% et 50% en poids. <Desc/Clms Page number 5>4. Procédé suivant la revendication 3, caractérisé en ce que le titre de la solution d'alcali caustique se situe entre 5% et 30% en poids.5. Procédé suivant l'une quelconque des revendications précédentes, caractérisé en ce qu'il est appliqué à des masses.6, Procédé suivant l'une quelconque des revendications 1 é 4, caractérisé en ce qu'il est mis en oeuvre de façon continue.7. Procédé suivant l'une quelconque des revendications précédentes, caractérisé en ce que le distillat de pétrole est un naphte obtenu par distillation directe.8. Procédé suivant l'une quelconque des revendications 1 à 6, caractérisé en ce que le distillat de pétrole est un naphte traité par cracking.9. Procédé suivant l'une quelconque des revendications 1 à 6, caractérisé en ce que le distillat de pétrole est un kérosène.10. Procédé suivant l'une quelconque des revendications 1 à 6, caractérisé en ce que le distillat de pétrole est un gasoil.11. Procédé pour le traitement d'un distillat de pétrole ayant été traité avec une solution d'hypochlorite, en substance comte dé6rit ci-dessus avec référence à l'un quelconque des exemples.12. Distillais de pétrole ayant été traités par un procédé suivant l'une quelconque des revendications précédentes.
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| BE519924A true BE519924A (fr) |
Family
ID=155983
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| BE519924D BE519924A (fr) |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| BE (1) | BE519924A (fr) |
-
0
- BE BE519924D patent/BE519924A/fr unknown
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| WO1999026937A1 (fr) | Procede d'elimination d'impuretes de composes oxygenes presents dans des ecoulements de produits chimiques organiques | |
| US5310479A (en) | Process for reducing the sulfur content of a crude | |
| WO1993023132A2 (fr) | Procede d'acidification perfectionnee de savon de tallol au moyen de dioxyde de carbone | |
| US5961820A (en) | Desulfurization process utilizing an oxidizing agent, carbonyl compound, and hydroxide | |
| JP2889068B2 (ja) | ポリスルフイド類の精製法 | |
| FR2630723A1 (fr) | Procede de preparation du chlorure ferrique a partir d'acide chlorhydrique dilue | |
| BE519924A (fr) | ||
| US2503486A (en) | Method of desulfurization by treatment with elemental halogens | |
| CN1281494A (zh) | 制备妥尔油的方法 | |
| US4906354A (en) | Process for improving the thermal stability of jet fuels sweetened by oxidation | |
| EP0011517A2 (fr) | Procédé et appareillage pour l'élimination de l'hydrogène sulfuré des courants gazeux | |
| US3660512A (en) | Process for removing sulfur from crude sulfate turpentine or distillate fraction thereof | |
| US4002728A (en) | Hydrogen sulfide removal from contaminated sulfur | |
| JPH09503990A (ja) | 過酸化物の処理方法 | |
| FI110951B (fi) | Menetelmä suovan hapottamiseksi | |
| EP0509964A1 (fr) | Procédé pour le traitement de solutions aqueuses usées d'alcali caustique usée pour la purification et le lavage de produits pétrolières | |
| US2283067A (en) | Process for refining sulphate wood turpentine | |
| US1492969A (en) | Treatment of liquid hydrocarbons | |
| JP2004175729A (ja) | エチレン製造プラントの洗浄塔処理液の処理方法 | |
| RU2272065C2 (ru) | Способ очистки тяжелой нефти от сероводорода | |
| FR2756197A1 (fr) | Composition et son utilisation pour convertir un gaz contenant de l'hydrogene sulfure et de l'anhydride sulfureux en soufre | |
| RU2827730C1 (ru) | Способ очистки нефти от сероводорода и легких меркаптанов | |
| WO1984000952A1 (fr) | Procede d'elimination de l'hydrogene sulfure contenu dans un melange gazeux | |
| WO2026062325A1 (fr) | Procédé d'élimination du soufre du méthanol brut | |
| EP4638658A1 (fr) | Purification d'huile de pyrolyse à l'aide d'extractions successives |