CN102740941A - 使用冷却液从工艺气流中去除可凝固的气体组分的系统和方法 - Google Patents

使用冷却液从工艺气流中去除可凝固的气体组分的系统和方法 Download PDF

Info

Publication number
CN102740941A
CN102740941A CN2011800080829A CN201180008082A CN102740941A CN 102740941 A CN102740941 A CN 102740941A CN 2011800080829 A CN2011800080829 A CN 2011800080829A CN 201180008082 A CN201180008082 A CN 201180008082A CN 102740941 A CN102740941 A CN 102740941A
Authority
CN
China
Prior art keywords
cooling fluid
flow
process gas
contact
coagulable
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
Application number
CN2011800080829A
Other languages
English (en)
Inventor
R·D·卡明斯基
M·明特
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
ExxonMobil Upstream Research Co
Original Assignee
Exxon Production Research Co
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Exxon Production Research Co filed Critical Exxon Production Research Co
Publication of CN102740941A publication Critical patent/CN102740941A/zh
Pending legal-status Critical Current

Links

Images

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • 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
    • B01D53/002—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 condensation
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D7/00—Sublimation
    • B01D7/02—Crystallisation directly from the vapour phase
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2257/00—Components to be removed
    • B01D2257/30—Sulfur compounds
    • B01D2257/302—Sulfur oxides
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2257/00—Components to be removed
    • B01D2257/30—Sulfur compounds
    • B01D2257/304—Hydrogen sulfide
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2257/00—Components to be removed
    • B01D2257/30—Sulfur compounds
    • B01D2257/308—Carbonoxysulfide COS
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2257/00—Components to be removed
    • B01D2257/50—Carbon oxides
    • B01D2257/504—Carbon dioxide
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2258/00—Sources of waste gases
    • B01D2258/02—Other waste gases
    • B01D2258/0283—Flue gases
    • 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
    • Y02P70/00—Climate change mitigation technologies in the production process for final industrial or consumer products
    • Y02P70/10—Greenhouse gas [GHG] capture, material saving, heat recovery or other energy efficient measures, e.g. motor control, characterised by manufacturing processes, e.g. for rolling metal or metal working

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Analytical Chemistry (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Crystallography & Structural Chemistry (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Thermal Sciences (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Gas Separation By Absorption (AREA)
  • Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)
  • Treating Waste Gases (AREA)
  • Carbon And Carbon Compounds (AREA)

Abstract

描述用于通过与冷却液直接接触从工艺气流中去除可凝固的气体的系统和方法。工艺气流包括至少一种气体，其当工艺气流的一种或多种其他气体保持气态时通过冷却液被冻结。工艺气流可包括水，并具有与冷却液不同的组成。冷却液与工艺气流的接触可在下列压力下：小于200psia，和任选地小于100psia、50psia或甚至30psia，并且固化的气体可用冷却液从接触组件中作为淤浆去除。

Description

使用冷却液从工艺气流中去除可凝固的气体组分的系统和方法
相关申请的交叉引用
本申请要求于2010年2月3日提交的、题目为SYSTEMS ANDMETHODS FOR USING COLD LIQUID TO REMOVE SOLIDIFIABLEGAS COMPONENTS FROM PROCESS GAS STREAMS(使用冷却液从工艺气流中去除可凝固的气体组分的系统和方法)的美国临时专利申请61/300,952，和于2010年12月21日提交的、题目为SYSTEMS ANDMETHODS FOR USING COLD LIQUID TO REMOVE SOLIDIFIABLEGAS COMPONENTS FROM PROCESS GAS STREAMS (使用冷却液从工艺气流中去除可凝固的气体组分的系统和方法)的美国临时专利申请61/425,558的优先权权益，其整体通过引用并入本文。
技术领域
提供用于通过冻结所选择的组分处理气流以从中去除所选择的气体组分的系统和方法，并更具体地提供用于通过将气流与冷却液直接接触去除可凝固的气体比如温室气体的系统和方法。
背景技术
工业过程，包括工业燃烧过程，产生多种气流，其中许多最终排入环境中。比如在将这些气流排入环境之前，这些气流可包括温室气体或可能期望从工艺气流中去除的其他气态组分。这种温室气体的一个说明性、非独占性例子是二氧化碳，并且这种气流的一个说明性、非独占性例子是来自燃烧器或燃烧装置的烟道气流。通过多种工业过程，比如发电、加热和蒸汽产生可产生包含二氧化碳的烟道气流或其他气流。许多这种过程在大气压或近大气压下进行，并且是空气燃烧的，从而产生处于大气压或接近大气压的烟道气流并且其被来自用于支持燃烧的空气流的氮气高度稀释。
常规上，可通过许多方法比如包括烟道气流的胺或氨水处理、用固体吸附剂吸附二氧化碳和使用物理溶剂去除二氧化碳的方法，将二氧化碳从烟道气流中去除。D.Aaron和C.Tsouris,"Separation of CO2from Flue Gas:A Review,"Separation Science and Technology,40,321-48,2005公开了这种常规方法的说明性例子。从天然气去除二氧化碳的另一个例子使用气流的焦耳-汤姆逊膨胀以使用回流蒸馏塔冷却气流。该方法可称为“控制冻结区”方法并公开在美国专利号4,533,372、5,062,270、5,120,338、5,956,971和6,053,007中，其公开通过引用并入本文。在美国专利号7,073,348中公开了另一种方法，其公开使包含二氧化碳的气流经过在冻结温度和熔化温度之间循环的表面，并且其公开通过引用并入本文。
这些方法，虽然有效，但是通常具有高的能量或溶剂要求或需要，并且可能需要高压以有效地操作。例如，对于烧煤发电厂，估计使用胺-处理方法从烟道气中去除二氧化碳降低净发电约30%。一些这种常规方法也需要预处理烟道气流或其他气流，以便其是干燥的(即，不含水)或基本上是干燥的，以便不造成由于冰形成引起的系统堵塞。
发明内容
本公开涉及用于通过与冷却液直接接触从工艺气流中去除一种或多种可凝固的气体组分的系统和方法。工艺气流包括至少一种气体组分，其当工艺气流的一种或多种其他气体组分保持气态时，通过与冷却液直接接触，比如在接触组件中，被冻结或以其他方式固化。工艺气流可包括水，并且冷却液将具有与工艺气流不同的组成。将冷却液与工艺气流的接触以形成至少一种固化气体组分可在下列压力下进行：小于200psia，和任选地小于100psia，小于50psia或甚至小于35psia或30psia，并且可使用冷却液将固化气体组分(一种或多种)作为淤浆从接触组件中去除。在一种或多种实施方式中，气体-冷却液接触可以以逆流方式在两个或多个阶段中进行。至少部分固体可机械地从所产生的淤浆中去除，其中去除在至少一组相邻阶段之间进行。通过减少淤浆中冷却液的量，液体-固体淤浆可任选地被浓缩以增加淤浆中固化气体组分的浓度。使用液体泵或其他液体-加压机构可任选地增加淤浆的压力，并且固化气体组分可选择性地从冷却液中去除。使淤浆加压的合适方法的另一个说明性的、非独占性例子是在密封容器中加热固体。当淤浆包含两种或多种固化气体组分时，固化气体组分可分别地和/或顺序地从冷却液中去除，比如通过加热淤浆。固体可被熔化或蒸发，并分离以形成出口流。如本文所讨论，出口流可经有多种机构和/或多种应用处理，其包括在地下地层中处置出口流。
附图简述
图1是根据本公开用于通过与冷却液直接接触从气流中去除可凝固的气体组分的系统的示意图。
图2是根据本公开用于通过与冷却液直接接触从气流中去除可凝固的气体组分的系统的另一示意图。
图3是根据本公开用于通过与冷却液直接接触从气流中去除可凝固的气体组分的系统的另一示意图。
图4是根据本公开用于通过与冷却液直接接触从气流中去除可凝固的气体组分的系统的另一示意图。
图5是根据本公开用于通过与冷却液直接接触从气流中去除可凝固的气体组分的系统的另一示意图。
图6是流程图，其图解根据本公开用于通过与冷却液直接接触从气流中去除可凝固的气体组分的方法。
图7是另一流程图，其图解根据本公开用于通过与冷却液直接接触从气流中去除可凝固的气体组分的方法。
为了图解的简单和清楚，图中显示的要素不一定按比例绘制。例如，为了清楚，一些要素的维度相对于其他要素可被放大。进一步，在认为适当的情况下，在相同的附图中或附图之间重复一些参考数字以指示相应的或类似的要素，但不一定是同一要素。
详细说明和本公开的最佳方式
本公开涉及用于通过用冷却液固化可凝固的气体组分从气流中去除可凝固的气体组分的系统和方法。如本文更详细讨论的，系统和方法可使包含可凝固气体组分的气流与冷却液直接接触以冻结或以其他方式固化可凝固的气体组分。通过与冷却液的该直接接触，可凝固的气体组分将冻结或以其他方式固化，从而从气流中去除冻结的(固化的)可凝固的气体组分。实际上，冻结的(固化的)可凝固的气体组分将与冷却液形成混合物或淤浆。其后，该系统和方法可将冻结的(固化的)可凝固的气体组分与冷却液分开。分开的组分可接着转化成液体或蒸汽——例如通过加热，以形成用于在其他地方处置或使用的流。
如本文所使用，术语“工艺气流（process gas stream）”一般指在工业或商业设施中存在的任何气流，不管工艺气流是反应物流、产物流、中间(或反应中间物)流、废料(气)流或废气流。这种工业和/或商业设施的示意性、非独占性的例子包括炼油厂、发电厂、焚化炉、熔炉、化学厂、天然气处理器等。使用根据本公开系统和/或方法从其中可去除一种或多种可凝固气体组分的工艺气流的示意性、非独占性的例子包括，但不限于烟道气流和燃烧废气流。工艺气流的另一种示意性、非独占性的例子是天然气流，比如其可包含可用根据本公开的系统和/或方法去除的二氧化碳和/或硫化氢。另外地或可选地，可使用根据本公开的系统和/或方法从中去除一种或多种可凝固气体组分的工艺气流包括，但不限于下述流：其中在通过与冷却液直接接触一种或多种可凝固的气体组分从工艺气流中去除的温度和压力下，大部分气流保持气相流。
如本文所使用的，在根据本公开的系统和/或方法从工艺气流中去除一种或多种可凝固气体组分的工艺气流的上下文中，“组分”指在工艺气流中存在的不同的化合物。使用根据本公开的系统和/或方法，可从工艺气流中去除的可凝固气体组分的示意性、非独占性的例子包括二氧化碳(CO2)、水(H2O)、硫化氢(H2S)、二氧化硫(SO2)、硫化羰(COS)和NOx化合物(例如，NO和NO2)。工艺气流的这些组分可另外地或可选地在本文中称为气相化合物、可凝固的气相化合物和工艺气流的可凝固的气体组分。
如本文所使用，“冻结”拟宽范围地指引起化合物比如来自工艺气流的化合物从气相到固相的相变。因此，“冻结”可包括化合物从气相到液相的第一相变和其后到固相的相变。另外地或可选地，“冻结”可包括化合物升华、沉淀、固化或以其他方式从气相到固相的相变。作为示意性例子，在大气压或接近大气压的压力下，水、硫化氢和硫化羰从气相转变成液相并接着转变成固相。相反，在低于其5.2个大气压(73.5psi)的三相点压力的压力下，二氧化碳容易从气相升华至固相——在低于其三相点的压力下。使用根据本公开的系统和/或方法的工艺气体的一种或多种化合物的状态或相的这种改变指化合物状态的改变，而不是化合物化学组成的改变。因此，工艺气流的一种或多种可凝固气体组分的固化不拟指示组分化学反应以形成一种或多种不同的化合物。
图1中显示用于从气流比如工艺气流中去除可凝固气体组分的系统的示意性、非独占性的例子的示意图。在图1中，通常在10处指示系统，并且系统包括比如来自工艺气流源22的工艺气流20。系统10可另外地或可选地被描述为装置10和/或设备10，其用于通过与冷却液直接接触从气流比如工艺气流20中去除一种或多种可凝固的气体组分。系统10进一步包括接触组件40，其中工艺气流与冷却液36直接接触以冻结(或以其他方式固化)在工艺气流中存在的至少一种可凝固的气体组分24。尽管不是对于所有根据本公开的系统10和/或方法都是必须的，但是冷却液可被输送至接触组件，比如用于与工艺气流直接接触，如来自冷却液供应源(supply)32的冷却液流30。当存在时，冷却液供应源32可另外地或可选地在本文中称为冷却液源32。一种或多种冷却液和工艺气流可存在于接触组件中，此时冷却液和工艺气流的另一种被输送至那里用于直接接触，这也在本公开的范围内。
如所讨论的，工艺气流20包括至少一种可凝固的气体组分24，在其冰点处可凝固的气体组分当通过冷却液36在接触组件40中、在接触组件的操作条件下接触时，将冻结、固化或以其他方式改变状态，从气相至固相。如本文所使用，“操作条件”指确定的流、设备、组件等的至少温度和压力。在通过在接触组件40中与冷却液36直接接触冻结或以其他方式固化可凝固的气体组分的温度和压力的上下文中，该温度和压力可分别被称为接触温度和接触压力。
工艺气流20也将包括一种或多种其他气体或气相组分26，其在通过与冷却液直接接触在接触组件中冻结可凝固组分24的操作条件下保持气相。因此，至少在接触组件中存在的操作条件的上下文中，工艺气流20的这些其他气相组分26可被称为非可凝固的气体组分和/或非可凝固的气体26。而且，这里称这些其他气相组分为工艺气流的非可凝固的气体组分并不要求这些其他组分在其他温度和/或压力下不能够被冻结或以其他方式固化。实际上，它指这些其他气相组分的冰点低于接触组件中的接触温度。
工艺气流的可凝固的和非可凝固的组分24、26可统称为工艺气流的组分或气相组分28。尽管不是对于所有根据本公开的系统10和/或方法都是必需的，但是一种或多种可凝固的气体组分24通常每种，和在一些实施方式中，共同地，构成工艺气流总体组成的少数组分。在本公开的范围内，工艺气流20可包括两种或多种可凝固的气体组分，并且这两种或多种可凝固的气体组分可具有不同的组成和不同的冰点和/或沸点。
在许多工艺气流20，比如为烟道气流或包括烟道气流的许多工艺气流中，氮气(N2)将构成工艺气流的多数组分并可被描述为在接触组件40的操作条件下的非可凝固的气体组分26。如本文所使用，“多数”和“少数”指在流比如工艺气流20中组分或组分组的百分比。流的多数或多数组分指气流中存在的最大百分比的组分或组分组。该最大百分比通常，但不是必须构成或以其他方式占相应流的至少50%。流的少数或少数组分指以小于一种或多种其他组分——包括多数组分——或组分组的量存在的组分或组分组。因此，流的少数组分构成或以其他方式占小于50%的流，并可占小于25%的流。除非本文另外指出，这些百分比为摩尔百分比或mol%。
如所讨论的，可存在于工艺气流20中，并可通过在接触组件中与冷却液36直接接触从中去除的可凝固气体组分24的示意性、非独占性的例子包括二氧化碳(CO2)、水(H2O)、硫化氢(H2S)、二氧化硫(SO2)、硫醇(RSH)和硫化羰(COS)。可包括水作为可凝固的气体组分24的工艺气流20在本公开的范围内，尽管脱水的或干燥的、不包括可感知的水(即，在质量上小于约200ppm(每百万的份数)的水)的工艺气流20也在本公开的范围内。根据本公开的许多工艺气流20将包括二氧化碳作为可凝固的气体组分24，并且在一些这种系统10和/或方法中，二氧化碳将构成工艺气流中存在的多数可凝固的气体组分。但是，不要求根据本公开的所有系统10和/或方法，通过在接触组件40中通过与冷却液36直接接触冻结二氧化碳从工艺气流中去除二氧化碳。
通过图解并且非限制的方法，可存在于(但非必须)工艺气流20中的气体组分28的示意性、非独占性例子的冰点和沸点呈现在表1。
表1
Figure BDA00001965786400071
不限制根据本公开的所有系统10和/或方法，在下列讨论中，工艺气流20可被称为包含作为多数非可凝固的气体组分26的氮气和可凝固的气体组分24的烟道气流，所述可凝固的气体组分24包括二氧化碳作为做普遍的或多数可凝固的气体组分和水、硫化氢、二氧化硫和硫化羰的一种或多种作为少数可凝固的气体组分。但是，在本公开的范围内，本文公开的系统和方法可应用于烟道气流之外的工艺气流，并且可凝固的气体组分可以是不同于二氧化碳的气流组分或除了二氧化碳之外还具有的气流组分。
冷却液36应当在接触温度和压力下为液体，即液相，所述接触温度和压力也就是工艺气流冷却液直接接触以冻结工艺气流的至少一种可凝固气体组分的温度和压力。以不同的术语进行表达，冷却液36可具有如此一种或多种组分，和另外地或可选地可由如此一种或多种组分组成，所述一种或多种组分的冰点小于冷却液与工艺气流接触的温度和/或小于相应的冷却液流30输送至接触组件40的温度。冷却液36，和(当存在时)冷却液流30，因此可被描述为包括一种或多种液体组分34或由一种或多种液体组分34组成。冷却液流30和冷却液36将与工艺气流20具有不同的总体组成，并且包括至少一种不存在于工艺气流中的组分。在本公开的范围内，冷却液流30和冷却液36可不包括存在于工艺气流中的任何组分(或化合物)，但这对于本公开的所有系统10和/或方法不是必须的。
在输送至接触组件40之前，冷却液36和任选地冷却液流30可被冷却至小于-80℃、小于-100℃、小于-120℃、小于-140℃、-90℃至-110℃、-110℃至-130℃和/或-120℃至-140℃的这类示意性、非独占性温度，然后接触工艺气流。虽然对于根据本公开的所有系统10和/或方法不都是必须的，但是可选择冷却液36以具有存在于工艺气流20中的低溶解度的可凝固的气体组分24，并且可选择冷却液36为在周围条件下(即，在20℃的温度和1个大气压(atm)(14.7psi)下)为液体(即，为液相)。以略微不同的术语进行表达，可选择冷却液36以便期望从工艺气流中去除的至少一种可凝固的气体组分24在冷却液中具有低溶解度。作为一个示意性、非独占性例子，“低溶解度”可指在接触组件的操作条件下在冷却液中10mol%或更少的溶解度，在接触组件的操作条件下在冷却液中5mol%或更少的溶解度或在接触组件的操作条件下在冷却液中甚至1mol%或更少的溶解度。
冷却液36的合适的液体组分或组成34的示意性、非独占性的例子包括非氧化的烃，比如液体异烷烃、异烯烃、其混合物、醇类、和醇混合物。在一些实施方式中，混合物可具有导致共晶冰点或接近共晶冰点的组成。合适的异烷烃的示意性、非独占性的例子包括轻质液体异烷烃，比如异戊烷、异己烷和其混合物。作为具体的示意性、非独占性例子，3-甲基戊烷的冰点为-163℃，1-己烯的冰点为-140℃，以及58wt%的乙醇和42wt%的甲醇的混合物的冰点为-140℃。
如所讨论的，在接触组件40中，工艺气流20与冷却液36直接接触以冻结工艺气流的至少一种可凝固的气体组分24。因此，当通过与冷却液接触冻结或以其他方式固化时，一种或多种可凝固的气体组分24可被称为冻结的气体(一种或多种)24'、固化的气体(一种或多种)24'和/或固化的气体组分(一种或多种)24'。冻结的气体24'可另外地或可选地被称为工艺气流的冻结的气体组分24'，和/或工艺气流的固化的气体组分24'。本文提及这些冻结的气体24'不应当解释为要求或排除两种或多种不同的冻结的可凝固气体组分的存在。实际上，冻结的气体24'可一般指在接触组件40中通过与冷却液36直接接触被冻结的一种或多种可凝固的气体组分24。
接触组件40提供至少一种容器、腔和/或其他合适的接触结构42，其中工艺气流20被输送至接触组件并且与冷却液36直接接触以冻结或以其他方式固化工艺气流的一种或多种可凝固的气体组分24。合适的接触结构42的示意性、非独占性的例子包括喷雾塔、泡罩塔、起泡接触器、罐或其他在其中工艺气流与冷却液直接接触的合适容器的一种或多种。工艺气流与冷却液的直接接触可在冷却液和工艺气流之间提供高的传热速度，即，比如果使用间接热交换的方法和/或设备以用冷却液冷却工艺气流更大的传热速度。
该接触可以以任何合适的方式和/或方法实现，并可包括液体和工艺气流的并流和/或并发接触。在根据本公开的一些系统10和/或方法中，工艺气流可被描述为与冷却液的小滴或单独的滴接触。在这种实施方式中，接触组件可被配置或以其他方式构建，以从冷却液形成这些小滴，比如当冷却液作为冷却液流30输送至接触组件时。当用于根据本公开的系统10和/或方法时，工艺气流与冷却液的小滴的直接接触可提供固体即固化的气体24'远离接触组件和/或接触结构的壁、流体入口和/或流体出口形成。例如，这可减少由于不期望的固体形成和/或积聚引起的结垢或其他系统的不可操作性的可能性。
冷却液36通常在合适的温度和压力下存在于和/或被输送至接触组件40，用于当冷却液与冷的气流直接接触时固化工艺气流20的一种或多种可凝固的气体组分24。如所讨论的，该温度将导致一种或多种可凝固的气体组分冻结或其他固化，同时工艺气流的一种或多种非可凝固的气体组分26保持气相或作为气态组分。虽然对根据本公开的所有系统10和/或方法不是必须的，但是当彼此直接接触时，工艺气流20和冷却液36可处于相对较低的压力下，并且工艺气流20(和冷却液流30，当存在时)也可在该相对较低的压力下输送至接触组件。换句话说，在本公开的范围内，工艺气流的可凝固的气体组分24的冻结在接触组件40中发生，而不需要节流、焦耳-汤姆逊膨胀或类似的压力驱动的过程。作为示意性、非独占性的例子，工艺气流和冷却液可在下列压力下彼此接触，并且任选地可被输送至接触组件：小于200psia、小于150psia、小于100psia、小于50psia、小于30psia或甚至小于20psia。在一些实施方式中，气流可被压缩，然后输送至接触组件；但是，通常优选最小化对压缩的需要(尽管不是必须的)，以便降低能量使用。另外或可选地在本公开的范围内，工艺气流、冷却液和冷却液流(当存在时)被输送至接触组件并在或接近周围压力和/或在或接近接触组件中的压力下彼此接触。在压力的上下文中，“在或接近”意思是包括在相应参比压力的20psia或甚至10psia或5psia内的压力。
在图1中，实线示意性图解接触组件40以图形表示仅包括单个阶段或接触结构的接触组件在本公开的范围内。在图1中，也用虚线图解接触组件40以图形表示包括多个阶段或接触结构的接触组件在本公开的范围内。接触组件的阶段或接触结构指接触组件的分离的结构或区，其中冷却液和工艺气流彼此直接接触，比如在接触组件的不同状态或接触结构中冷却液和工艺气流接触之前、同时和/或之后。当接触组件包括多个阶段或接触结构时，这些阶段或接触结构可顺序或并行操作，而不背离本公开的范围。
在接触组件40中已经从中去除至少一种可凝固组分24的工艺气流可被称为处理的气流50，并包括至少多数——如果不是所有——工艺气流的非可凝固的气体组分26。因此，处理的气流50可另外地或可选地被描述为比工艺气流具有减少或更低浓度的可凝固的气体组分(一种或多种)24。虽然不是必须的，但是在本公开的范围内，处理的气流50可不含或基本上不含通过与冷却液直接接触被冻结的可凝固气体组分(一种或多种)。这种处理的气流50可另外地或可选地被描述为不包括任何通过与冷却液直接接触从工艺气流中去除的可凝固气体组分。如在图1中示意性指出的，处理的气流50可从接触组件中去除，比如用于处置、排出、储存或使用。在根据本公开的一些系统10和/或方法中，在接触组件40中，处理的气流可任选地由于流离开或排出的冷温度而首先使用该流作为冷却流或热交换流后，被排出至环境。
在接触组件40中从工艺气流中去除的冻结的气体24'至少最初在接触组件中与冷却液36混合。冻结的(固化的)气体和冷却液36的该混合物可在本文被称为淤浆38，这是因为它是液体和固体组分的混合物。固体(即，与冷却液混合的冻结的气体24')的相对浓度可在本公开的范围内变化。因为形成的固体即冻结的气体24'与冷却液混合，所以可通过使用合适的液体运输设备和/或技术泵送或以其他方式运输淤浆，而在接触组件内运输和/或从接触组件运输固体。另外地或可选地，当在淤浆38中存在时，冻结的气体可用冷却液运输，并且因此不需要被设计为主要运输固体的设备和/或技术。
其后，冻结的气体可与冷却液分离以形成去除的流60，其之后可被排出至环境、使用、储存等。去除的气流的用途的示意性、非独占性的例子包括在地表下或地下区域中封隔去除的气流，并帮助油采收过程，比如从地表下或地下区域中采收油。冻结的气体(一种或多种)24'与冷却液36的该分离可通过多种方法实现，包括物理分离方法和其中冻结的气体被加热至它们再次处于气相(即，再次为可凝固的气体24或可凝固的气体组分24)的温度的分离方法，如本文更详细地讨论。另外地或可选地，在冷冻的气体与冷却液36的这种分离之前和/或在冻结的气体和至少部分冷却液的淤浆从接触组件中去除之前，可增加冷却液中冻结的气体的浓度。作为示意性、非独占性的例子，一些冷却液可从淤浆中去除，以便增加淤浆中冻结的气体的相对浓度。从淤浆中去除的液体可再循环，以形成用于接触气流的初始冷却液。从淤浆分离的液体可通过与至少部分处理的气流热交换而被冷却。
冻结的气体24'可在接触组件40中与冷却液分离并从接触组件中作为去除的流60被去除，比如图1中示意性指示的。如所指示的，去除的气流60可由冻结的气体24'和/或可凝固的气体24形成，这取决于当从接触组件中去除时去除的流60的组分的温度和/或压力。当去除的流60完全由气相组分比如可凝固的气体组分24'组成时，去除的流60可被称为去除的气流60。另外地或可选地，接触组件中存在的这些冻结的气体和至少部分冷却液36可从接触组件中作为淤浆流70去除，所述淤浆流70也可称为混合相流70。其后，冻结的气体可从淤浆流70中去除，以便形成去除的流60，如也在图1中示意性图解的。如本文更详细地讨论的，去除的流可包含为气相、液相和/或固相的可凝固的气体组分24。无论其组分的一种或多种相如何，一种或多种去除的流60包含从工艺气流20中去除的一种或多种可凝固的气体组分。
如在图1中所指示的，淤浆流70的压力可使用液体泵72增加，其可导致增加去除的气流的压力，而不需要压缩机进行该增加。因此，在本公开的范围内，去除的气流60可具有超过工艺气流20的压力的压力，不需要使用压缩机压缩去除的气流而获得去除的气流60的该压力（或该增加压力）。尽管对根据本公开的所有系统10和/或方法不是必须的，但是可使用分离组件或分离单元76以提供冷却液与冻结的气体24'和/或可凝固的气体组分(一种或多种)24(取决于其气体或液体状态)的该分离。当通过加热淤浆以使冻结的(固化的)气体返回气相从冷却液中去除冻结的气体时，分离组件可称为气体分离器76和/或称为气体分离组件。去除冻结的气体后存在的冷却液在图1中被指示为得到的或残留的冷却液流74，并可被处置、再循环、再冷却(比如由于与工艺气流接触被加热)并再循环、用于其他目的等。如果回到冷却液供应源32，所得到的冷却液流可称为再循环流74和/或称为冷却液再循环流74。
用于从工艺气流20中去除一种或多种可凝固的气体或可凝固的气体组分24的系统10的另外示意性、非独占性的例子在图2中示意性图解。图2的系统10与图1的系统类似，除了冷却液供应源32明确地图解为系统的部件，即，作为冷却液流30被输送至接触组件40的来源。冷却液流30包含一种或多种液体组分34，其共同构成冷却液36。冷却液流30在用于从工艺气流中冻结一种或多种可凝固组分24的温度和压力下被输送至接触组件，其如所讨论的，可包括低于可凝固气体组分(一种或多种)的冰点(或升华点)的温度和本文讨论的示意性、非独占性例子的相对低的接触压力。
图2中显示的冷却液供应源32的示意性、非独占性例子示意性图解为包括冷却液储器132，其包含一定体积的冷却液36。在本公开的范围内，其他冷却液供应源32可用于图2的系统10和/或图2显示的冷却液供应源32可用于根据本公开的其他系统10和/或方法。如图2中所图解的，冷却液储器与接触组件40流体连通，并且冷却液供应源通过使用合适的输送机构134比如液体泵136可将冷却液流30输送至接触组件。另外地或可选地在本公开的范围内，冷却液储器132可保持在合适的压力下，以驱动或推动冷却液36作为冷却液流30从冷却液储器流至接触组件。
在图2的冷却液供应源32中也显示的是冷却组件138，其保持冷却液储器132中的冷却液36在合适的温度，比如在或接近(即，在或低于至少5℃、10℃、20℃的)冻结工艺气流的一种或多种可凝固气体组分的合适的接触温度。冷却组件138可包括制冷机构或为冷却液储器132中的冷却液提供冷却的其他合适的机构或设备。因此，冷却组件138可另外地或可选地称为制冷机构或制冷组件。
冷却组件138可使用对冷却液提供期望冷却(或再冷却)的任何合适的机构或方法，比如与更冷的气流热交换和气体或其他制冷剂的膨胀和/或相变。作为示意性、非独占性例子，制冷剂可被膨胀以使制冷剂冷却至合适的温度，用于使冷却液冷却至合适的温度，比如在或低于期望的接触温度的温度。合适的制冷剂的示意性的、非独占性的例子包括甲烷、乙烷、丙烷和其混合物，但是也可以使用其他的制冷剂。
任何合适的热交换结构和/或机构可用于提供冷却液的该冷却。在图2中，显示冷却管140，其在冷却液储器和冷却组件之间提供液体管或环，但是这不是对根据本公开的所有冷却液供应源所必须的。如果在制冷表面上有固体形成的可能性，比如如果当再冷却冷却液时在再循环的冷却液中溶解的气体可被凝结出来(即，固化)，刮削式热交换器(scraped heat exchanger)是合适的热交换结构的说明性、非独占性的例子。作为另外的非独占性的任选例子，热交换结构可使用涂料、表面抛光、振动机构和/或涡旋冷却液以减少在制冷表面上的固体形成和/或侵蚀任何这种形成的固体。在本公开的范围内，处理的气流50任选地可用于使制冷剂(在膨胀之前)冷却和/或使冷却液再循环流(当处理的气流比冷却液再循环流更冷时)冷却。另外地或可选地，在进一步使冷却液冷却之前，可进一步抑制在制冷表面上固体形成的可能性。非独占性例子是将一部分处理的气体与冷却流接触，从而除去(strip)一部分可凝固气体组分的冷的流，其否则可能造成在制冷表面上固体形成。
在图2的示意性系统10中，显示工艺气流20通过气体输送机构150从工艺气流源22被输送至接触组件40。虽然对于根据本公开的所有系统10不是必须的，并且如本文所讨论的，但是在本公开的范围内，工艺气流以相对低的压力比如在或接近周围压力的压力下被输送至接触组件。在这种构造中，气体输送机构150可包括或者是风扇或吹风机152，与如果工艺气流在更高的压力下被输送至接触组件可能需要的压缩机或类似的结构相反。
在图2中也显示的是任选的水去除组件160，其配置为在输送工艺气流20至接触组件40之前从工艺气流20中去除水。如本文所使用的，“去除”流的组分包括降低该组分的浓度，而不必须从流中完全去除该组分。因此，当存在时，水去除组件160配置为降低工艺气流中水的浓度，并且可(但不是必须的)从工艺气流中完全去除水。当使用水去除组件160时，在通过水去除组件从工艺气流20去除水之前，工艺气流20可称为水合的或潮湿的工艺气流。另外地或可选地，在通过水去除组件从工艺气流去除水之后，工艺气流可称为脱水的或除湿的工艺气流。
水去除组件160可包括任何合适的结构和/或使用任何合适的方法从工艺气流中去除水。作为示意性、非独占性的例子，水去除组件160可包括从工艺气流中去除水的干燥剂或其他吸附剂床或吸附剂材料162。作为另一种示意性、非独占性的例子，水去除组件160可包括去除工艺气流中存在的液态水的液体-气体分离器或脱水罐164。水去除组件160任选地可包括冷凝器或其他预冷却组件166或与冷凝器或其他预冷却组件166结合使用，所述冷凝器或其他预冷却组件166在将工艺气流输送至接触组件40之前，降低工艺气流的温度——比如经热交换。工艺气流的该冷却可从工艺气流中冷凝液态水。从工艺气流中去除的水可从水去除组件中作为液态水流168去除。
在图2中，显示冷却液36和来自工艺气流20的固化气体24'的淤浆38(液体-固体混合物)被从接触组件40作为淤浆流70取出。淤浆流70可比存在于保留在接触组件中的冷却液具有更大浓度的固化的气体24'，比如通过从比其他区域包含更多固化的气体24'的接触组件的区域中取出淤浆。图2也表明根据本公开的系统10可任选地包括固体-液体分离器180，其通过从淤浆流中去除冷却液36增加淤浆流中固化的气体24'的浓度。如所显示的，通过固体-液体分离器180去除的冷却液形成所得到的液体流74，其如本文所讨论可用于系统10、再循环、用于其他目的、处置等。淤浆流70可称为浓缩的淤浆流70'，其具有从中去除的冷却液和/或具有通过固体-液体分离器180在其中增加的固化气体的浓度。合适的固体-液体分离器180的示意性、非独占性的例子包括一种或多种非机械或机械分离方法，比如离心分离器、过滤器、静态离心分离器或沉淀槽。在使用异己烷作为冷却液并且水和二氧化碳作为冻结的气体24'的静态离心分离的上下文中，冷的异己烷的密度足以与固体二氧化碳和水(冰)的密度不同，以提供从固化的气体中合适地去除大部分的冷却液。作为使用静态离心分离的可选方案，其他可用的固体-液体分离方法包括具有排出滤饼的分批过滤、具有排出滤饼的连续过滤、分批离心沉淀和连续离心沉淀。当使用时，使用过滤器的固体-液体分离可使用或不使用压机，例如压辊或螺旋压机(press screw)实现。在一些实施方式中，过滤器可由烧结金属过滤器组成。另外地，固体-液体分离器系统可包括机械移动刮刀。
系统10可进一步包括泵72或增加淤浆流70压力的其他合适的机构，其如讨论的是包含冻结的气体24'的液体流。在图2中，当存在时，泵可位于液体分离器——当存在时——的下游。如本文所使用的，“上游”和“下游”指就相应流的流动方向而言，相应部件或元件的相对位置。因此，在淤浆流70的上下文中，图2的液体分离器180显示在接触组件的下游，因为它从接触组件接收淤浆流，并且分离组件76在液体分离器180的下游，因为淤浆流从液体分离器流至分离组件。
在图2中，分离组件76显示接收淤浆流70(或浓缩的淤浆流70'，如可能是该情况)并将流分离成所得到的冷却液流74和至少一种去除的流60。如所讨论的，去除的流60可包含为固相、液相和/或气相的可凝固的气体组分24。因此，并取决于在分离组件76中产生的具体的去除的流60中存在的可凝固气体组分(一种或多种)的相，分离组件可称为气体-液体分离器、液体-液体分离器和/或固体-液体分离器。如所图解的，所得到的冷却液流74可形成再循环流，其将冷却液36从气体分离器返回或再循环至冷却液供应源32，比如至其冷却液储器132。一种或多种液体泵或其他合适的推进机构可用于将冷却液流74推进至冷却液供应源。
如也在图2中所示意性图解的，系统可包括两种或多种分离组件76，以便产生两种或多种去除的流60。另外地或可选地，分离组件(一种或多种)可被描述为配置以选择性产生一种或多种去除的流60，其包含作为淤浆流70中固化的气体24'被输送至分离组件(一种或多种)的可凝固的气体组分24。这些气体的去除可经任何合适的方法实现，说明性、非独占性的例子是加热淤浆至固化的气体回到气态——其在本文也可称为气相——的温度。该加热淤浆可在一个或多个步骤或阶段中进行，以便选择性地使两种或多种固化的气体顺序地回到气相，从而提供分开的所得到的气流，其分别主要——如果不是独占性的——包含从工艺气流中，和其后从淤浆中去除的可凝固气体组分之一。作为示意性、非独占性的例子，如果淤浆包含冷却液36、固体二氧化碳和固态水(即，冰)，那么加热淤浆至二氧化碳回到气相同时水保持固相的温度允许选择性地将二氧化碳(作为去除的流60)与冷却液和保持在淤浆中混合的固态的水分离。这种在14.7psia压力下的温度的说明性、非独占性的例子是至少-78.5℃和小于100℃的温度。进一步加热淤浆至水回到气相的温度(即，在1atm压力下至少100℃的温度)允许水(作为另一种去除的流60)与冷却液分离。
在一些根据本公开的系统10和/或方法中，一种或多种可凝固的气体组分可从在淤浆70中存在的固相加热至液相，其可溶于或可不溶于冷却液。进一步加热淤浆可导致可凝固的气体组分回到气相，并从而与淤浆的冷却液分离。另外地或可选地，分离组件76可包括液体-液体分离器以从冷却液中去除液相可凝固的气体组分。从前述讨论的上下文应当理解，冷却液36的温度可在本公开的范围内变化，比如取决于具体系统10的配制和/或取决于系统中测量冷却液温度的位置。
与图1类似，接触组件40示意性图解在图2中，实线和虚线图形地表示在本公开的范围内，接触组件仅包括单个阶段或接触结构或其可包括多个阶段或接触结构。同样地，图2也以实线和虚线示意性图解冷却液供应源32和分离组件76，以图形表示在本公开的范围内，系统10仅包括单个冷却液供应源(和/或单个冷却液和/或单个冷却液储器)和/或单个分离组件或系统10任选地可包括多个冷却液供应源(和/或多种冷却液和/或多个冷却液储器、冷却组件等)和/或多个分离组件。
作为继续的示意性、非独占性的例子，根据本公开的系统10和/或方法可使用第一冷却液以从工艺气流中去除可包括水在内的一种或多种可凝固的气体组分，和使用第二冷却液以从工艺气流中去除可包括二氧化碳在内的一种或多种其他可凝固的气体组分。这种构造可允许使用在不同的接触温度下保持的冷却液和/或使用其中工艺气流的一种或多种初始可凝固的气体组分具有大于期望的或可接受的溶解度的冷却液(只要在工艺气流与冷却液接触之前，该可凝固的气体组分通过与其他冷却液直接接触从工艺气流去除)。
图3-5提供根据本公开系统10的另外的示意性、非独占性的例子，其用于通过与冷却液直接接触从工艺气流中去除一种或多种可凝固的气体组分。包括本公开之前讨论的图1-2，和目前讨论的图3-5的附图不拟按比例绘制，因为它们已经被呈现以强调和图解本公开的各个方面。在附图中，贯穿各个附图相同的参看数字代表相似或相应的，但没必要是相同的元件。因此，当同样编号的元件显示在两个或多个图中时，它们可能不在每个这样的图中讨论，并在本公开的范围内，应当应用前述讨论，除非另外指示。类似地，同样编号的元件，包括示意性数值、组成、其变型等在本公开的两个或多个部分和/或结合两个或多个图描述时，在本公开的范围内，这些示意性数值、组成、其变型等可被应用，即使在每个例子的讨论中未重复。
在图3中，接触组件40图解为包括至少3个阶段或接触单元41，并在本公开的范围内，图3的系统10可另外地或可选地被描述为包括至少3个接触组件40。应当注意，在一些实施方式中，接触组件可集成为单个装置。而且，并与蒸馏塔或填充床接触器熟知的技术类似，理论平衡阶段的数量可大于或小于物理接触组件的数量。在图3中，至少第四接触组件和/或接触单元的示意性表示以虚线显示，以图形表示本公开不限于仅3个这种结构并实际上可包括多于(或少于)3个这种结构。图3也图解了包括两个阶段或分离单元77的分离组件76，并在本公开的范围内，图3的系统10可另外地或可选地被描述为包括两个分离组件76。
在图3中，水去除组件160显示包括预冷却组件166，其使工艺气流冷却比如至水为液体的温度(即，1-99℃)。虽然对于根据本公开的所有系统10和/或方法不是必须的，但是当存在时，预冷却组件166可使工艺气流冷却至接近但高于水的冰点的温度。这种温度或温度范围的示意性、非独占性的例子包括1℃、2℃、5℃、1-10℃、5-30℃和2-20℃，但是可以使用其他一个或多个温度和温度范围。可另外地或可选地称为脱水罐164的液体-气体分离器164从工艺气流中去除作为液态水流168的冷凝的水，并且使用风扇152形式的气体输送机构150以将除湿的工艺气流输送至接触组件。在一种或多种实施方式中，离开脱水罐164的工艺气流在高于水的冰点的温度下包括等于工艺气流水饱和浓度的水。如本文所讨论，水去除组件160是系统10任选的部件，并在本公开的范围内，工艺气流20可包含水，包括至少0.5-1mol%、至少1-5mol%或更多的水。
在图3中显示的合适接触组件40的图解的例子中，接触组件被描述为包括至少3个接触阶段41，如所讨论的，其每一个都可称为接触组件。如在图3中，可以以逆流方式完成接触并机械地去除在至少一组相邻阶段之间产生的淤浆固体的至少一部分。图3中显示的阶段或接触组件每一个都包括接触结构42，在其中冷却液36和工艺气流20的气相组分28彼此直接接触。来自接触组件(一个或多个)的淤浆流70通过固体-液体分离器180以形成浓缩的淤浆流71。如所图解的，混合来自每个固体-液体分离器的浓缩的淤浆流，比如在混合器、歧管或类似的结构200中，以接收浓缩的淤浆流并将其结合成凝固的淤浆流70'。可选地，淤浆流70可在流至固体-液体浓缩器之前混合。
在图3中显示的示意性例子中，每个阶段或接触组件连续地流体相互连接，以便来自冷却液供应源32的冷却液流被顺序地输送至每个接触阶段并且以便工艺气流20的气相部分被顺序地输送至每个接触阶段。同样地，来自固体-液体浓缩器的所得到的冷却液流74可用作用于接下来(下游)流体连接的接触阶段的冷却液流，最终所得到的冷却液流74作为再循环流被再循环至冷却液供应源。如示意性图解的，冷却液可被喷射和/或以其他方式作为小滴被分配入接触组件(一个或多个)中的工艺气流，合适的接触结构42的示意性、非独占性的例子是一种或多种喷雾塔。
冷却液和工艺气体的该顺序接触可以处于任何合适的顺序和/或方式中，逆流接触是一个示意性、非独占性的例子。进一步在本公开的范围内，至接触阶段的液体和/或气流可并行，而不是顺序，和/或以并行和顺序二者进行。
在图3中，用液体泵72增加浓缩的淤浆流的压力，并且一对分离组件76用于产生两个不同的去除的流60，比如流60'——其主要或甚至完全包括二氧化碳，和流60"——其主要或甚至完全包括水。如所讨论的，去除的流60可以是气相流，其可称为去除的气流60，但这不是对于根据本公开的所有系统10和/或方法所必须的。如所图解的，分离组件76包括热源210，其用于加热输送至其的部分(浓缩的)淤浆流，以便使一种或多种冻结的气体24'回到气相和/或不再为固相。合适的热源210的示意性、非独占性的例子包括燃烧器、燃烧单元、加热器、电阻加热器、与淤浆热连通的加热流体流等。
在图3中，冷却液供应源32包括冷却或制冷组件138，其经与制冷剂的热交换，比如经冷冻液环或冷冻液线圈140中的热交换，降低冷却液储器132中冷却液36的温度。如也在图3中所显示的，包含未在接触组件40中固化的部分工艺气流20(即，非可凝固的气体组分26)的处理的气流50被冷却组件138使用以冷却制冷剂，比如通过与制冷剂热交换。
图4提供系统10的说明性、非独占性的例子，其包括两个冷却液36，其作为分开的冷却液流30从分开的冷却液供应源32输送，其每一个都可包括冷却组件138。如所图解的，接触组件40被描述为包括初级(或上游)接触组件220和二级(或下游)接触组件222。这些接触组件的每一个都可包括两个以上的接触阶段，这与图1-3的前述讨论类似。但是，在图4中显示的图解的例子中，初级接触组件接收工艺气流20并将其与来自冷却液供应源的冷却液直接接触，其与用于在二级接触组件中直接接触工艺气流的冷却液和冷却液供应源不同。因此，冷却液和冷却液供应源(和其部件)可被称为初级或上游冷却液和冷却液供应源，并且冷却液和冷却液供应源(和其部件)可被称为二级或下游冷却液和冷却液供应源。术语“初级”和“二级”不意欲要求或排除接触组件(或冷却液或冷却液供应源)中的一个更大、更重要或以其他方式比另一个更优选，并且实际上仅打算描述性地区别不同的元件。
在系统10中，比如图4中所显示的，所述系统10被配置为分别使用两种或多种冷却液以从工艺气流20中去除可凝固的气体组分，冷却液将具有至少一种不同的组成和不同的接触温度。其中可使用具有不同组成的冷却液的一个示意性、非独占性情形是当工艺气流的可凝固气体组分之一溶解在冷却液之一、与冷却液之一反应、难于从冷却液之一中去除、或以其他方式不期望与冷却液之一接触的时候。继续该例子，水溶于适合用作根据本公开的系统10和/或方法的冷却液36的许多醇，但是水不溶于适合用作根据本公开的系统10和/或方法的冷却液36的许多烃。因此，图4的系统10可使用一种或多种作为初级冷却液的烃，其具有适于将水从工艺气流中作为冻结的气体24'去除的接触温度；并且可使用一种或多种醇作为二级冷却液，其具有适于从工艺气流中作为冻结的气体24'去除一种或多种其他可凝固的气体组分(比如至少二氧化碳)的接触温度。
其中可以使用具有不同接触温度的冷却液的情形的说明性、非独占性的例子是当期望(经济上、热动力学上等)将不同的冷却液(或甚至相同的冷却液)保持在不同的接触温度下的时候，比如在不同的冷却液储器132中(与单个冷却液储器中必须保持所有冷却液在相同的温度下相反)。
图5提供了接触组件40的一个示意性例子，其中工艺气流起泡通过冷却液，与将冷却液喷射或以其他方式作为小滴分配在工艺气流上相反。虽然图解为具有单个阶段的单个接触组件40，但是在本公开的范围内，使用起泡塔或类似接触结构比如图5中显示的结构的系统10可使用两个或多个阶段的这种接触结构。也在本公开的范围内，系统10可使用不同类型的接触组件和/或接触结构。
图5中，气体输送机构150图解为压缩机153，与风扇相反，因为其可期望以比当接触组件使工艺气流起泡通过冷却液时常规风扇提供的压力稍微更高的压力将工艺气流输送至接触组件。作为一个示意性、非独占性的例子，压缩机153可配置为以至少30-50psia的压力将工艺气流输送至接触组件。
图5也图解了冷却组件138的一个例子，其设计为冷却接触组件或其阶段，而不是冷却分开的液体储器中的冷却液。如所图解的，冷却组件包括套或外壳230，其包含制冷剂。如232所指示的，接触组件40可包括固体去除结构，比如旋转刮刀，以去除在接触组件中积聚的冻结的气体24'。
在图6的流程图中，描绘了过程或方法的示意性、非独占性的例子，其用于通过与冷却液36直接接触从工艺气流20去除一种或多种可凝固的气体或可凝固的气体组分24。在图6中，工艺气流20被指示，并包含气相组分或气体28，其包括至少一种可凝固的气体组分24和至少一种非可凝固的气体组分26。如300所指示的，工艺气流20可从工艺气体源或工艺气体供应源22获得，并可以是或包括来自燃烧过程的烟道气流和/或其他废气流。在302处，工艺气流被任选地预冷却，并且该预冷却可包括冷凝和/或以其他方式从工艺气流中去除水。在304处，工艺气流与冷却液直接接触36以固化在工艺气流中存在的可凝固的气体组分。如所讨论的，该接触可在接触组件中进行，其配置为将工艺气流与冷却液直接接触。如也所讨论的，另外地或可选地可被称为冻结的气体和/或固体的固化的气体组分与冷却液形成淤浆，这是因为冻结的气体与冷却液混合。如进一步讨论的，该接触可在接触温度和接触压力下进行，本文已经讨论其示意性、非独占性的例子。
如在306处所指示的，冷却液可作为来自冷却液供应源32的冷却液流30被输送，比如其中冷却液被制冷或以其他方式冷却至合适的温度，用于当与工艺气流直接接触时固化一种或多种工艺气流的可凝固气体组分。
在308处，包含冷却液和冻结的气体的淤浆流70可从冷却液和工艺气流直接接触的接触组件或其他腔或装置中取出。如在310处所指示的，接触和淤浆去除步骤可被重复，比如在不同的接触组件中、在接触组件的不同阶段中等，并且该接触可以以连续或顺序的方式和/或以逆流的方式发生。可称为处理的气流50的剩余(非固化)部分的工艺气流——其包含工艺气流的非可凝固的气体组分26，可从冷却液和工艺气流直接接触的接触组件或其他腔或装置中去除。这在图6的312处指示，并且处理的气流可在其后被排出至环境、使用、储存等。
淤浆流中冻结的气体的浓度可被浓缩，如在320处指示的，以增加淤浆流中冻结的气体的浓度。冻结的气体的这种浓缩可通过许多机构实现，其说明性、非独占性的例子是通过从淤浆流中去除一些(但不是所有的)冷却液。去除的冷却液可被再循环——如在322处指示的——比如至冷却液供应源和/或被再次使用以接触工艺气流。再循环的冷却液可被制冷或以其他方式冷却，如在324处指示的，以便冷却再循环的冷却液至合适的温度，以当与其直接接触时，固化来自工艺气流的一种或多种可凝固的气体组分。如所讨论的，该冷却任选地可使用处理的气流作为热交换流，并可包括使用制冷剂和/或制冷方法以提供期望的冷却。
当浓缩时可称为浓缩的淤浆流的淤浆流可被加压，比如用液体泵加压，如在326处所指示的。冻结的气体可从淤浆流中去除，如在328处所指示的，以形成至少一种去除的流60。用于从冷却液中去除冻结的气体的示意性、非独占性机构包括加热(浓缩的)淤浆流至冻结的气体不再处于固相的温度。该加热将(浓缩的)淤浆流加热至冻结的气体回到气相的温度，但这不是对根据本公开的所有系统和/或方法所必须的。如在330处指示的，可凝固的气体组分(一种或多种)从淤浆的去除可被重复，以便顺序地并分别地从淤浆中去除两种或多种可凝固的气体组分。从(浓缩的)淤浆流去除的可凝固的气体组分(一种或多种)可被使用、处置、排出至环境、储存等。剩余的冷却液可被再循环，如本文所讨论的。
在图7的流程图中，描绘了过程或方法另外的示意性、非独占性的例子，其用于通过与冷却液36直接接触从工艺气流20中去除一种或多种可凝固的气体或可凝固的气体组分24。图7与图6类似，除了图解的方法包括将工艺气流与第一冷却液和第二冷却液接触，这些接触步骤分别指示在304和404处，并且第二冷却液供应源指示在406处。如所讨论的，第一和第二冷却液可具有相同或不同的组成和/或相同或不同的温度。如所图解的，在工艺气流与第一冷却液接触之后产生的处理的气流被去除，如在312处所指示的，并且其后与第二冷却液直接接触，如在404处所指示的。其后，该方法可类似于结合图6之前讨论的方法进行，相应的和类似的去除、重复(接触)、浓缩、加压、分离、重复(分离)、再循环和冷却步骤分别指示在408、410、420、426、428、430、422和424处。在412处，去除包含来自工艺气流的非固化的气体组分(一种或多种)26的处理的气流50，并且处理的气流可随后被排出至环境、使用、储存等。
在图6和7中，对之前结合用于通过与冷却液直接接触从工艺气流中去除一种或多种可凝固气体组分的系统10的示意性、非独占性的例子讨论的各种流体、流、操作条件等进行参考。在本公开的范围内，可使用之前讨论的合适值、组成、操作条件、变型等的示意性、非独占性的例子，即使其未结合图6和7再次讨论。也在本公开的范围内，本文讨论和/或图解的方法可(但不是必须)用本文讨论和/或图解的系统10实施或执行。另外地或可选地，在本公开的范围内，本文讨论和/或图解的系统10可(但不是必须)用于执行本文讨论的和/或图解的方法。
模拟或热动力学建模根据本公开的系统10和方法的说明性例子以评估其用于从来自产生465HP(电)(0.35兆瓦特)烧煤发电厂的烟道气流形式的工艺气流中去除二氧化碳的有效性。建模的工艺(烟道)气流的流速为1百万立方英尺每天(MMSCFD)。脱水后，工艺气流的组成为80.7mol%的氮气、14.5mol%的二氧化碳、3.8mol%的氧气、0.6mol%的水、0.4mol%的一氧化碳，温度为2.2℃，压力为16psia，并且质量流速为15,940kg/hr。3-甲基戊烷用作冷却液，并且建模使用再循环冷却液的6-阶段、逆流接触组件。冷却液在冷却液储器中保持在-130℃的温度并在-123℃的接触温度下被输送至接触组件的第一阶段。第二-第六阶段的接触温度分别为-104℃、-95℃、-92℃、-85℃和-59℃。再循环的冷却液的组成为99.6mol%的3-甲基戊烷、0.2mol%的二氧化碳、0.2mol%的氮气，并且流速为21,924kg/hr。甲烷、乙烷和丙烷的50-30-15mol%混合物用作冷却液供应源的用于冷却组件的制冷剂，并且对于处理的每千克的入口工艺(烟道)气体再循环约1.37kg的冷冻液。3-甲基戊烷中二氧化碳的溶解度基于来自J.Chem.Eng.Data,16(4),412-4,1971的数据。
通过模拟产生的处理的气流的组成为94.9mol%的氮气、0.2mol%的二氧化碳、4.4mol%的氧气、0.0mol%的水和0.5mol%的一氧化碳，并且流速为12,575kg/hr。因此，建模的例子表明基本上多数的二氧化碳被从工艺气流中去除。在建模的例子中，仅仅0.2mol%的二氧化碳存在于处理的气流中，其对应去除约99%的二氧化碳。建模的系统10使用90马力(HP)的功率以操作，主要是由于冷却组件保持在冷却液储器中的冷却液在-130℃的温度，其对应小于20%的由电厂产生的净电力。
在本公开中，在方法被显示和描述为一系列方框或步骤的作业图或流程图的情形中，已经讨论和/或提供了该方法的数种示意性、非独占性的例子。除非在相伴随的说明中明确指出，在本公开范围内的是，所述方框的顺序可与在流程图中图解的顺序不同，包括两个或更多个方框(或步骤)以不同顺序和/或同时发生。在本公开范围内的是，方框或步骤可按逻辑进行，其也可被描述为根据逻辑学执行方框或步骤。在一些应用中，方框或步骤可代表由功能上等同电路或其他逻辑仪器待执行的表达和/或动作。所图解的方框可以但不必须表示使计算机、处理器和/或其他逻辑仪器响应以执行动作、改变状态、产生输出或显示和/或做出决定的可执行指令。
如本文所使用的，放置在第一实体和第二实体之间的术语“和/或”意指以下之一：(1)第一实体；(2)第二实体；和(3)第一实体和第二实体。与“和/或”一起列出的多个实体应当以相同的方式理解，即，“一个或多个”所述实体如此结合。无论与具体指定的那些实体是否相关，其它实体可以任选地不同于“和/或”句式具体确定的实体存在。因此，作为非限制性实例，当与开放式语言如“包括”结合使用时，提及“A和/或B”，在一个实施方式中，可以指仅A (任选地包括不同于B的实体)；在另一实施方式中，指仅B(任选地包括不同于A的实体)；在又一实施方式中，指A和B(任选地包括其它实体)。这些实体可指元件、动作、结构、步骤、作业、值和类似物。
如本文所使用的，在提及一个或多个实体的列举时，短语“至少一个”应当被理解为指选自实体列举中任意一个或多个实体的至少一个实体，但不必包括实体列举中具体列出的每一和每个实体的至少一个，并且不排除实体列举中实体的任意组合。该定义还允许，除了短语“至少一个”所指的实体列举中具体指出的实体以外的实体可以任选地存在，无论与具体指出的那些实体相关或不相关。因此，作为非限制性实例，“A和B的至少一个”(或者等同地，“A或B的至少一个”，或者等同地，“A和/或B的至少一个”)，在一个实施方式中，可以指至少一个、任选地包括多于一个A而没有B存在(并且任选地包括不同于B的实体)；在另一实施方式中，指至少一个、任选地包括多于一个B而没有A存在(并且任选地包括不同于A的实体)；在又一实施方式中，指至少一个、任选地包括多于一个A以及至少一个、任选地包括多于一个B(并且任选地包括其它实体)。换句话说，短语“至少一个”、“一个或多个”以及“和/或”是开放式表述，其在操作中既是连接性的又是非连接性的。例如，表述“A、B和C的至少一个”、“A、B或C的至少一个”、“A、B和C的一个或多个”、“A、B或C的一个或多个”以及“A、B和/或C”的每个可指单独A、单独B、单独C、A和B一起、A和C一起、B和C一起或A、B和C一起，并且任选地上述任一个与至少一种其他实体组合。
在通过引用并入本文的任何参考文献以与本公开非并入部分或与任何其他并入的参考文献不一致的方式或其他方式限定术语的情况下，本公开非并入部分为准，并且其中的术语或并入的公开内容应当仅仅是关于其中定义术语和/或初始提出并入公开内容的参考文献为准。
在下面编号的段落中提供了根据本公开的系统和方法的示意性、非独占性的实例。在本公开范围内的是，包括在下面编号的段落中的本文所述方法的单个步骤可另外或可选地被称为进行所述动作的“步骤”。
A.从工艺气流中去除可凝固的气体组分的方法，该方法包括：
使包含可凝固的气体组分的工艺气流与冷却液在接触温度和接触压力下接触，以形成包含冷却液和固体的液体-固体淤浆，所述固体通过固化工艺气流中至少部分可凝固的组分形成；其中接触进一步形成处理的气流，其包含一部分通过与冷却液接触未被固化的工艺气流；其中冷却液处在可凝固的气体组分将转变成固相，和任选地从气相转变成固相的温度；并且进一步其中冷却液具有与可凝固的气体组分不同的组成；和
从淤浆中去除至少部分固体。
A1.段落A的方法，其中可凝固的气体组分选自二氧化碳、硫化氢、二氧化硫或硫化羰。
A2.任何段落A-A1的方法，其中可凝固的气体组分是二氧化碳。
A3.任何段落A-A2的方法，其中可凝固的气体组分不是水。
A4.任何段落A-A3的方法，其中工艺气流包含多种可凝固的气体组分。
A5.段落A4的方法，其中固体包括多种可凝固的气体组分的至少两种的固化的相。
A6.段落A4或A5的方法，其中多种可凝固的气体组分选自二氧化碳、硫化氢、二氧化硫、水和硫化羰。
A7.任何段落A4-A6的方法，其中多种可凝固的气体组分包括二氧化碳。
A8.任何段落A6-A7的方法，其中多种可凝固的气体组分不包括水。
A9.任何段落A-A8的方法，其中工艺气流包括水。
A10.段落A9的方法，其中方法包括在接触之前从工艺气流中去除水。
A11.段落A10的方法，其中去除水包括将工艺气流冷却至水冷凝成液态的温度，和将液态水从工艺气流中分离。
A12.段落A10的方法，其中去除水包括将工艺气流冷却至水冻结的温度，和将冻结的水从工艺气流中分离。
A13.任何段落A-A8的方法，其中工艺气流不包括水。
A14.任何段落A-A13的方法，其中工艺气流的压力小于200psia，任选地其中工艺气流的压力小于100psia，任选地其中工艺气流的压力小于50psia，任选地其中工艺气流的压力小于30psia，和进一步任选地其中工艺气流的压力小于20psia。
A15.任何段落A-A14的方法，其中工艺气流进一步包括在接触温度和接触压力下保持在气相的至少一种气体组分。
A16.段落A15的方法，其中工艺气流包括氮气，并任选地其中工艺气流包括作为多数组分的氮气。
A17.任何段落A-A16的方法，其中工艺气流包括来自燃烧过程的废气流。
A18.任何段落A-A17的方法，其中工艺气流包括烟道气流，并且任选地是烟道气流。
A19.任何段落A-A18的方法，其中冷却液的温度低于固体二氧化碳将从工艺气流中沉淀的温度。
A20.任何段落A-A19的方法，其中冷却液的冰点小于-100℃，任选地其中冷却液的冰点小于-120℃，并进一步任选地其中冷却液的冰点小于-140℃。
A21.任何段落A-A20的方法，其中在接触压力和接触温度下，冷却液具有小于10mol%的可凝固的气体组分溶解度，和任选地在接触压力和接触温度下，具有小于5mol%的可凝固的气体组分溶解度，并且进一步任选地在接触压力和接触温度下，具有小于2mol%的可凝固的气体组分溶解度。
A22.任何段落A-A21的方法，其中在接触压力和接触温度下，冷却液具有小于10mol%的二氧化碳溶解度，任选地其中在接触压力和接触温度下，冷却液具有小于5mol%的二氧化碳溶解度小于，并进一步任选地其中在接触压力和接触温度下，冷却液具有小于2mol%的二氧化碳溶解度。
A23.任何段落A-A22的方法，其中冷却液包括异烷烃、异烯烃或醇的至少一种。
A24.段落A的23方法，其中冷却液包括形成冷却液多数组分的异烷烃、异烯烃或醇的至少一种。
A25.任何段落A-A24的方法，其中冷却液具有与工艺气流不同的组成。
A26.任何段落A-A25的方法，其中冷却液不包括至少一种可凝固的组分。
A27.任何段落A-A26的方法，其中冷却液不包括二氧化碳。
A28.任何段落的A-A27方法，其中冷却液在20℃的温度和1个大气压下为液态。
A29.任何段落A-A28的方法，其中冷却液包括两种或多种组分的混合物。
A30.任何段落A-A29的方法，其中冷却液包括异己烷或己烷。
A31.任何段落A-A30的方法，其中冷却液包括乙醇和甲醇的混合物。
A32.任何段落A-A31的方法，其中接触压力小于100psia，和任选地其中接触压力小于50psia。
A33.任何段落A-A32的方法，其中接触温度小于-80℃，任选地其中接触温度小于-100℃，并进一步任选地其中接触温度小于-120℃。
A34.任何段落A-A33的方法，其中接触包括将工艺气流冷却至足以使工艺气流中的二氧化碳作为固体沉淀的温度。
A35.任何段落A-A34的方法，其中接触包括将工艺气流冷却至足以冻结硫化氢的温度。
A36.任何段落A-A35的方法，其中接触包括用冷却液喷射工艺气流。
A37.段落A36的方法，其中接触包括用冷却液的小滴喷射工艺气流。
A38.段落A36或A37的方法，其中接触包括用冷却液在喷雾塔中喷射工艺气流。
A39.任何段落A-A38的方法，其中接触包括工艺气流和冷却液之间的逆流接触。
A40.任何段落A-A35的方法，其中接触包括使工艺气流起泡通过冷却液。
A41.任何段落A-A40的方法，其中方法包括在不同的接触温度下重复与冷却液接触。
A42.任何段落A-A41的方法，其中冷却液是第一冷却液，并且进一步其中方法包括重复接触与第一冷却液具有不同组成的第二冷却液。
A43.任何段落A-A42的方法，其中方法包括在不同的接触温度下重复接触第二冷却液。
A44.任何段落A-A43的方法，其中去除包括加热淤浆到固体不再处于固相的温度。
A45.段落A44的方法，其中去除包括加热淤浆至固体为液相的温度。
A46.段落A44的方法，其中去除包括加热淤浆至固体为气相的温度。
A47.任何段落A44-A46的方法，其中不再处于固相的固体是转化的固体，并且进一步其中方法包括从淤浆中分离转化的固体以形成出口流。
A48.段落A47的方法，其中方法包括将出口流泵入地下地层进行处置。
A49.任何段落A-48的方法，其中在去除之前，方法包括使淤浆加压。
A50.段落A49的方法，其中加压包括使淤浆的压力增加至大于接触压力的压力。
A51.任何段落A49或A50的方法，其中加压包括使用液体泵增加淤浆的压力。
A52.任何段落A59-A51的方法，其中加压不包括使用气体压缩机增加淤浆的压力。
A53.任何段落A49-A51的方法，其中加压包括在密封容器中加热固体。
A54.任何段落A-A53的方法，其中在去除之前，方法包括增加淤浆中固体的浓度。
A55.段落A54的方法，其中去除包括使用过滤器、离心分离器、静态离心分离器和/或沉淀槽的至少一种以通过从淤浆中去除一些冷却液增加淤浆中固体的浓度。
A56.任何段落A-A55的方法，其中在去除之前，方法包括从淤浆取出一部分冷却液以形成冷却液的再循环流，并且进一步其中方法包括使再循环流冷却至在或低于接触温度的温度。
A57.段落A56的方法，其中方法包括将再循环流输送至包含冷却液的液体储器。
A58.任何段落A4-A57的方法，其中当淤浆包括由多种可凝固的气体组分的至少两种形成的固体时，方法进一步包括从淤浆中分别去除多种气体组分，以形成分别包含多种可凝固的气体组分之一的分开的去除的流。
A59.段落A58的方法，其中方法包括在两个或多个阶段加热淤浆以分开地使包含至少两种可凝固的气体组分的部分固体熔化。
A60.任何段落A-A59的方法，其中方法包括将冷却液从冷却液供应源输送至接触组件。
A61.任何段落A-A60的方法，其中方法包括将淤浆中的冷却液再循环至冷却液供应源。
A62.任何段落A-A61的方法，其中方法包括将固体，任选地在加热固体以形成气体之后，注入地下区域。
A63.任何段落A-A62的方法，其中方法包括使用固体，在加热固体以形成气体之后，从地下区域采收烃。
A64.任何段落A-A63的方法，其中固体是通过充分冷却可凝固的气体组分从气相至固相形成的冻结的气体。
A65.任何段落A-A64的方法，其中固体由一种或多种可凝固的气体组分形成，其中可凝固的气体组分没有化学反应，也没有由一种或多种可凝固的气体组分形成一种或多种其他化合物。
A66.任何段落A-A65的方法，其中去除产生从中去除固体所得到的液体流，并且进一步其中方法包括再循环所得到的液体以形成至少部分冷却液。
A67.段落A66的方法，其中方法包括通过与至少部分处理的气流热交换冷却所得到的液体流。
A68.任何段落A-A67的方法，其中接触步骤以逆流方式进行。
A69.任何段落A-A68的方法，其中接触步骤在两个或多个阶段中进行。
A70.任何段落A-A69的方法，其中去除步骤机械地进行并且去除在至少一组相邻阶段之间发生。
A71.任何段落A-A70的方法，其中从淤浆中机械地去除至少部分固体形成浓缩的可流动淤浆。
A72.任何段落A-A71的方法从工艺气流中去除可凝固的气体组分的应用，其通过与冷却液直接接触进行，以形成包含降低浓度的可凝固的气体组分的处理的气流。
A73.任何段落A-A71的方法从工艺气流中去除可凝固的气体组分的应用，其通过与冷却液直接接触进行，以形成不包含可凝固的气体组分的处理的气流。
A74.用于从工艺气流中去除可凝固的气体组分的系统，该系统包括用于执行任何段落A-A71的方法的装置。
A75.通过任何段落A-A71的方法从工艺气流中去除的气体。
A76.通过任何段落A-A71的方法产生的处理的气流。
B.用于从工艺气流中去除可凝固的气体组分的系统，该系统包括：
冷却液供应源，其包含具有冷却液温度的冷却液；
工艺气体源，其包含工艺气体，所述工艺气体包含的气体包括具有冰点的可凝固的气体组分和至少一种其他气体组分，所述至少一种其他气体组分的冰点低于可凝固的气体组分的冰点；
接触组件，其适合接收包含来自冷却液供应源的冷却液的冷却液流、包含来自工艺气体源的工艺气体的工艺气流，并适合在接触温度和接触压力下使冷却液与工艺气体直接接触，以产生液体-固体淤浆和处理的气流，其中淤浆包含冷却液和由可凝固的气体组分形成的固体，并且进一步其中处理的气流包含至少一种其他气体组分；和
分离组件，其适合从淤浆中去除固体，以产生去除的流，所述去除的流包含从工艺气流中去除的可凝固的气体组分。
Bl.段落B的系统，其中接触组件配置为使工艺气流起泡通过冷却液。
B2.任何段落B-B1的系统，其中接触组件配置为将冷却液喷射到工艺气体上。
B3.任何段落B-B2的系统，其中接触组件包括喷雾塔、泡罩塔、起泡接触器或罐的至少一种。
B4.段落B2的系统，其中接触组件包括至少一个喷雾塔。
B5.任何段落B-B4的系统，其中接触组件包括多个接触阶段，在其中工艺气流与冷却液直接接触。
B6.段落B5的系统，其中多个接触阶段配置为逆流接触冷却液和工艺气流。
B7.段落B5或B6的系统，其中多个接触阶段配置为连续接触冷却液与工艺气流。
B8.任何段落B-B7的系统，其中接触组件包括多个接触组件。
B9.段落B8的系统，其中冷却液供应源是第一冷却液供应源，冷却液流是第一冷却液流，冷却液是第一冷却液，并且进一步其中系统包括第二冷却液供应源，其适合将包含第二冷却液的第二冷却液流输送至与工艺气流直接接触。
B10.段落B9的系统，其中第一冷却液和第二冷却液具有不同的组成。
Bll.段落B9或B10的系统，其中第一冷却液和第二冷却液具有不同的温度。
B12.任何段落B9-B11的系统，其中多个接触组件包括第一接触组件，在其中工艺气流与第一冷却液直接接触，并且进一步其中多个接触组件包括第二接触组件，在其中至少部分工艺气流与第二冷却液直接接触。
B13.任何段落B-B12的系统，其中分离组件包括热源，其适合将淤浆加热至固体不再处于固相的温度。
B14.任何段落B-B13的系统，其中分离组件包括热源，其适合将淤浆加热至高于可凝固的气体组分的冰点的温度。
B15.段落B14的系统，其中热源包括电阻加热器。
B16.段落B14的系统，其中热源包括燃烧器。
B17.段落B14的系统，其中热源包括与淤浆热连通的加热流体流。
B18.任何段落B-B17的系统，其中工艺气体包括多种可凝固的气体组分，固体由多种可凝固的气体组分形成，并且进一步其中系统包括多个分离组件。
B19.段落B18的系统，其中每个分离组件适合从淤浆中去除各自一种的可凝固的气体组分。
B20.段落B18或B19的系统，其中每个分离组件适合加热淤浆，以从淤浆中去除可凝固的气体组分。
B21.任何段落B18-B20的系统，其中分离组件适合加热淤浆至不同的温度。
B22.任何段落B-B21的系统，其中系统进一步包括水去除组件，其适合从工艺气流中去除水。
B23.段落B22的系统，其中水去除组件适合冷却工艺气流。
B24.任何段落B-B23的系统，其中系统包括液体泵，其接收包含来自接触组件的淤浆的淤浆流并增加淤浆的压力。
B25.段落B24的系统，其中液体泵配置为使淤浆的压力增加至大于接触压力的压力。
B26.任何段落B-B25的系统，其中系统包括固体-液体分离器，其适合接收包含来自接触组件的淤浆的淤浆流并适合将淤浆流分成浓缩的淤浆流和所得到的冷却液流，其中浓缩的淤浆流包含比淤浆流更大浓度的固体，并且进一步其中所得到的冷却液流不包括存在于淤浆流中的所有冷却液。
B27.段落B26的系统，其中固体液体分离器选自过滤器、离心分离器、静态离心分离器、机械移动刮刀和/或沉淀槽的至少一种。
B28.任何段落B26-B27的系统，其中固体液体分离器以分批操作模式、半分批操作模式或连续操作模式使用，以将淤浆流分成浓缩的淤浆流和所得到的冷却液流。
B29.任何段落B-B28的系统，其中可凝固的气体组分选自二氧化碳、硫化氢、二氧化硫或硫化羰。
B30.任何段落B-B29的系统，其中可凝固的气体组分是二氧化碳。
B31.任何段落B-B30的系统，其中可凝固的气体组分不是水。
B32.任何段落B-B31的系统，其中工艺气流包含多种可凝固的气体组分。
B33.段落B32的系统，其中固体包括多种可凝固的气体组分的至少两种的固化的相。
B34.段落B32或B33的系统，其中多种可凝固的气体组分选自二氧化碳、硫化氢、二氧化硫、水和硫化羰。
B35.任何段落B32-B34的系统，其中多种可凝固的气体组分包括二氧化碳。
B36.任何段落B34-B35的系统，其中多种可凝固的气体组分不包括水。
B37.任何段落B-B36的系统，其中工艺气流包括水。
B38.任何段落B-B36的系统，其中工艺气流不包括水。
B39.任何段落B-B38的系统，其中工艺气流的压力小于200psia，任选地其中工艺气流的压力小于100psia，任选地其中工艺气流的压力小于50psia，任选地其中工艺气流的压力小于30psia，并进一步任选地其中工艺气流的压力小于20psia。
B40.任何段落B-B39的系统，其中工艺气流进一步包括在接触温度和接触压力下保持气相的至少一种气体组分。
B41.段落B40的系统，其中工艺气流包括氮气，和任选地其中工艺气流包括作为多数组分的氮气。
B42.任何段落B-B41的系统，其中工艺气流包括来自燃烧过程的废气流。
B43.任何段落B-B42的系统，其中工艺气流包括烟道气流，和任选地是烟道气流。
B44.任何段落B-B43的系统，其中冷却液的温度低于固体二氧化碳将从工艺气流中沉淀的温度。
B45.任何段落B-B44的系统，其中冷却液的冰点小于-100℃，任选地其中冷却液的冰点小于-120℃，并进一步任选地其中冷却液的冰点小于-140℃。
B46.任何段落B-B45的系统，其中冷却液在接触压力和接触温度下，具有小于10mol%的可凝固的气体组分溶解度，和任选地在接触压力和接触温度下，具有小于5mol%的可凝固的气体组分溶解度，并且进一步任选地在接触压力和接触温度下，具有小于2mol%的可凝固的气体组分溶解度。
B47.任何段落B-B46的系统，其中在接触压力和接触温度下，冷却液的二氧化碳具有小于10mol%的的溶解度，任选地其中在接触压力和接触温度下，冷却液的二氧化碳具有小于5mol%的的溶解度，并进一步任选地其中在接触压力和接触温度下，冷却液的二氧化碳具有小于2mol%的的溶解度。
B48.任何段落B-B47的系统，其中冷却液包括异烷烃、异烯烃、醇或其组合。
B49.段落B48的系统，其中冷却液包括形成冷却液多数组分的异烷烃、异烯烃或醇的至少一种。
B50.任何段落B-B49的系统，其中冷却液具有与工艺气流不同的组成。
B51.任何段落B-B50的系统，其中冷却液不包括至少一种可凝固的组分。
B52.任何段落B-B51的系统，其中冷却液不包括二氧化碳。
B53.任何段落B-B52的系统，其中冷却液在20℃的温度和1个大气压下为液态。
B54.任何段落B-B53的系统，其中接触压力小于100psia，任选地其中接触压力小于50psia，并进一步任选地其中接触压力小于35psia。
B55.任何段落B-B54的系统，其中接触温度小于-80℃，任选地其中接触温度小于-100℃，并进一步任选地其中接触温度小于-120℃。
B56.任何段落B-B55的系统，其配置为使用任何段落A-A70的方法。
B57.任何段落B-B55的系统，其中工艺气流包括在高于水的冰点温度下等于水饱和浓度的水。
B58.任何段落B-B57的系统，其中接触组件适合以逆流方式接触冷却液和工艺气体。
B59.任何段落B-B58的系统，其中接触组件包括两个或多个阶段。
B60.任何段落B-B59的系统，其中分离组件适合机械地从液体-固体淤浆中去除固体并且去除在至少一组相邻阶段之间发生。
B61.通过任何段落B-B50的系统从工艺气流中去除的气体。
B62.通过任何段落B-B60的系统产生的处理的气流。
C.从工艺气流中去除可凝固的气体组分的系统，该系统包括：
提供冷却液和工艺气流的装置；其中工艺气流包括具有冰点的可凝固的气体组分和至少一种其他气体组分，其冰点小于可凝固的气体组分的冰点；并且进一步其中冷却液的冰点小于工艺气流中可凝固的气体组分将转变成固相的温度，在20℃的温度和1atm的压力下为液态，并且具有与工艺气流不同的组成；
用于直接接触的装置，其使冷却液与工艺气流直接接触以固化可凝固的气体组分并形成液体-固体淤浆和处理的气流；其中淤浆包含冷却液和固化的可凝固的气体组分；并且进一步其中处理的气流包含一部分未被固化形成淤浆的工艺气流；和
用于去除的装置，其从淤浆中去除固化的可凝固的气体组分。
C1.段落C的系统，其中可凝固的气体组分是二氧化碳，并且其他气体组分是氮气。
C2.段落C或C1的系统，其中用于直接接触的装置包括喷雾塔、泡罩塔、起泡接触器或罐的至少一种。
C3.任何段落C-C2的系统，其中冷却液包括异烷烃、异烯烃或醇的至少一种。
C4.任何段落C-C3的系统，其中用于直接接触的装置使冷却液与工艺气流以逆流方式接触。
C5.任何段落C-C4的系统，其中用于直接接触的装置使冷却液与工艺气流在两个或多个阶段中接触。
C6.任何段落C-C5的系统，其中用于去除的装置在至少一组相邻阶段之间机械地去除固化的可凝固的气体组分。
工业适用性
本文公开的系统和方法至少适用于油气和气体加工工业。
相信上面阐述的公开包括多个具有独立效用的不同发明。尽管这些发明的每一个已经以它优选的形式被公开，但是它们具体的实施方式如本文所公开和图解的不以限制性意思考虑，因为大量变型是可能的。发明的主题包括本文公开的各种要素、特征、功能和/或性质的所有新的和非显而易见的组合和子组合。类似地，在权利要求叙述“一个(a)”或“第一个”要素或其等价物的情况中，这种权利要求应当理解为包括并入一个或多个这类要素，两个或多个这种要素既不是必须的也不被排除。
相信所附权利要求具体指出了涉及所公开的发明之一的某些组合和子组合，并且是新的和非显而易见的。以特征、功能、要素和/或性质的其他组合和子组合具体化的发明可通过本权利要求的修改或提供在该应用或相关应用中的新权利要求而被要求保护。这些修改的或新的权利要求，无论它们是否涉及不同的发明或涉及相同的发明，无论与原权利要求的范围不同、更宽、更窄或相等，也被认为包括在本公开发明主题的范围内。

Claims (56)

1.从工艺气流中去除可凝固的气体组分的方法，所述方法包括：
(a)使包含可凝固的气体组分的工艺气流与冷却液在接触温度和接触压力下接触，以形成包含所述冷却液和固体的液体-固体淤浆，所述固体通过固化所述工艺气流中至少部分可凝固组分的可凝固气体形成；
其中：
所述接触进一步形成处理的气流，其包含一部分通过与所述冷却液接触未被固化的工艺气流；
所述冷却液处在所述工艺气流中所述可凝固的气体组分将转变成固相的温度；
所述冷却液具有与所述可凝固的气体组分不同的组成；并且
所述工艺气流包括至少一种气体组分，其在所述接触温度和所述接触压力下保持气相；和
(b)从所述淤浆中去除至少部分所述固体。
2.根据权利要求1所述的方法，其中所述可凝固的气体组分选自二氧化碳、硫化氢、二氧化硫或硫化羰。
3.根据权利要求1所述的方法，其中所述可凝固的气体组分是二氧化碳。
4.根据权利要求1所述的方法，其中所述工艺气流包含多种可凝固的气体组分。
5.根据权利要求1所述的方法，其中工艺气流包括在高于水的冰点温度下等于水饱和浓度的水。
6.根据权利要求5所述的方法，其中所述方法包括在所述接触之前从所述工艺气流中去除至少部分所述水。
7.根据权利要求1所述的方法，其中所述工艺气流包括来自燃烧过程的废气流。
8.根据权利要求1所述的方法，其中所述冷却液的温度低于固体二氧化碳将从所述工艺气流中沉淀的温度。
9.根据权利要求1所述的方法，其中在所述接触压力和所述接触温度下，所述冷却液具有小于10mol%的可凝固的气体组分溶解度。
10.根据权利要求1所述的方法，其中所述冷却液具有与所述工艺气流不同的组成。
11.根据权利要求1所述的方法，其中所述冷却液在20℃的温度和1个大气压下为液态，并且进一步其中所述冷却液的冰点小于-100℃。
12.根据权利要求1所述的方法，其中所述冷却液包括异烷烃、异烯烃、醇或其组合。
13.根据权利要求1所述的方法，其中所述冷却液包括两种或多种组分的混合物。
14.根据权利要求12所述的方法，其中冷却液包括异己烷、异己烯或其组合。
15.根据权利要求1所述的方法，其中所述冷却液包括乙醇、甲醇或其组合。
16.根据权利要求1所述的方法，其中所述接触压力小于100psia，并且进一步其中所述接触温度小于-80℃。
17.根据权利要求1所述的方法，其中所述接触包括用所述冷却液喷射所述工艺气流。
18.根据权利要求1所述的方法，其中所述接触包括使所述工艺气流起泡通过所述冷却液。
19.根据权利要求1所述的方法，其中所述方法包括在不同的接触温度下重复与所述冷却液的所述接触。
20.根据权利要求1所述的方法，其中所述冷却液是第一冷却液，并且进一步其中所述方法包括重复与具有与所述第一冷却液不同组成的第二冷却液的接触。
21.根据权利要求1所述的方法，其中所述方法包括在不同的接触温度下重复与第二冷却液的接触。
22.根据权利要求1所述的方法，其中所述去除包括加热淤浆到至少部分所述固体不再处于固相的温度。
23.根据权利要求1所述的方法，其中在所述去除之前，所述方法包括使所述淤浆加压至大于所述接触压力的压力。
24.根据权利要求23所述的方法，其中所述加压通过在密封容器中加热所述固体实现。
25.根据权利要求1所述的方法，其中在所述去除之前，所述方法包括通过从所述淤浆中去除一部分所述冷却液增加所述淤浆中所述固体的浓度。
26.根据权利要求22所述的方法，其中不再处于固相的所述固体是转化的固体，并且进一步其中所述方法包括分离至少部分所述转化的固体以形成出口流。
27.根据权利要求26所述的方法，其中所述出口流被泵入地下地层，进行处置。
28.根据权利要求1所述的方法，其中所述去除产生从中去除所述固体的所得到的液体流，并且进一步其中所述方法包括将所得到的液体再循环以形成至少部分所述冷却液。
29.根据权利要求28所述的方法，其中所述方法包括通过与至少部分所述处理的气流热交换冷却所述所得到的液体流。
30.根据权利要求1所述的方法，其中所述接触步骤以逆流方式进行。
31.根据权利要求1所述的方法，其中所述接触步骤在两个或多个阶段中进行。
32.根据权利要求1所述的方法，其中所述去除步骤机械地进行并且去除在至少一组相邻阶段之间发生。
33.通过与冷却液直接接触从工艺气流中去除可凝固的气体组分的系统，所述系统包括：
冷却液供应源，其包含具有冷却液温度的冷却液；
工艺气体源，其包含工艺气体，所述工艺气体包含的气体包括具有冰点的可凝固的气体组分和至少一种其他气体组分，所述至少一种其他气体组分的冰点低于所述可凝固的气体组分的冰点；
接触组件，其适合接收包含来自所述冷却液供应源的冷却液的冷却液流、包含来自所述工艺气体源的工艺气体的工艺气流，并适合在接触温度和接触压力下使所述冷却液与所述工艺气体直接接触，以产生液体-固体淤浆和处理的气流，其中所述淤浆包含所述冷却液和由所述可凝固的气体组分形成的固体，并且进一步其中所述处理的气流包含所述至少一种其他气体组分；和
分离组件，其适合从所述淤浆中去除所述固体，以产生去除的流，所述去除的流包含从所述工艺气流中去除的所述可凝固的气体组分。
34.根据权利要求33所述的系统，其中所述接触组件包括多个接触阶段，在其中所述工艺气流与所述冷却液直接接触。
35.根据权利要求33所述的系统，其中所述接触组件包括多个接触组件，其中所述冷却液供应源是第一冷却液供应源，所述冷却液流是第一冷却液流，所述冷却液是第一冷却液，并且进一步其中所述系统包括第二冷却液供应源，其适合将包含第二冷却液的第二冷却液流输送至与所述工艺气流直接接触。
36.根据权利要求35所述的系统，其中所述第一冷却液和所述第二冷却液具有不同的组成和不同的温度中的至少一个。
37.根据权利要求33所述的系统，其中所述分离组件包括热源，其适合将所述淤浆加热至高于所述可凝固的气体组分冰点的温度。
38.根据权利要求33所述的系统，其中所述系统包括固体-液体分离器，其适合接收包含来自所述接触组件的淤浆的淤浆流并适合将所述淤浆流分成浓缩的淤浆流和所得到的冷却液流，其中所述浓缩的淤浆流包含比所述淤浆流更大浓度的所述固体，并且进一步其中所述所得到的冷却液流不包括存在于所述淤浆流中的所有所述冷却液。
39.根据权利要求38所述的系统，其中所述固体-液体分离器包括过滤器。
40.根据权利要求33所述的系统，其中所述固体-液体分离器包括机械移动刮刀。
41.根据权利要求38所述的系统，其中所述固体-液体分离器以分批操作模式、半分批操作模式或连续操作模式使用，以将所述淤浆流分成所述浓缩的淤浆流和所述所得到的冷却液流。
42.根据权利要求33所述的系统，其中所述可凝固的气体组分选自二氧化碳、硫化氢、二氧化硫或硫化羰。
43.根据权利要求33所述的系统，其中所述可凝固的气体组分不是水。
44.根据权利要求33所述的系统，其中所述接触压力小于100psia并且接触温度小于-80℃。
45.根据权利要求44所述的系统，其中所述接触压力小于35psia。
46.根据权利要求33所述的系统，其中冷却液具有小于-100℃的冰点，并且进一步其中所述冷却液在20℃的温度和1atm的压力下为液态。
47.根据权利要求33所述的系统，其中在所述接触压力和所述接触温度下，所述冷却液具有小于10mol%的可凝固的气体组分溶解度。
48.根据权利要求33所述的系统，其中所述冷却液具有与所述工艺气流不同的组成。
49.从工艺气流中去除可凝固的气体组分的系统，所述系统包括：
提供冷却液和工艺气流的装置；其中所述工艺气流包括具有冰点的可凝固的气体组分和至少一种其他气体组分，其冰点小于所述可凝固的气体组分的冰点；并且进一步其中所述冷却液的冰点小于所述工艺气流中所述可凝固的气体组分将转变成固相的温度，在20℃的温度和1atm的压力下为液态，并且具有与所述工艺气流不同的组成；
用于直接接触的装置，其使所述冷却液与所述工艺气流直接接触以固化所述可凝固的气体组分并形成液体-固体淤浆和处理的气流；其中所述淤浆包含所述冷却液和固化的可凝固的气体组分；并且进一步其中所述处理的气流包含一部分未被固化形成所述淤浆的工艺气流；和
用于去除的装置，其从所述淤浆中去除所述固化的可凝固的气体组分。
50.根据权利要求49所述的系统，其中所述可凝固的气体组分是二氧化碳，并且所述其他气体组分是氮气。
51.根据权利要求49所述的系统，其中所述用于直接接触的装置包括喷雾塔、泡罩塔、起泡接触器、罐或其组合的至少一种。
52.根据权利要求49所述的系统，其中所述用于直接接触的装置包括至少一个喷雾塔。
53.根据权利要求49所述的系统，其中所述冷却液包括异烷烃、异烯烃、醇或其组合的至少一种。
54.根据权利要求49所述的系统，其中所述用于直接接触的装置使所述冷却液与所述工艺气流以逆流方式接触。
55.根据权利要求49所述的系统，其中所述用于直接接触的装置使所述冷却液与所述工艺气流在两个或多个阶段中接触。
56.根据权利要求49所述的系统，其中所述用于去除的装置在至少一组相邻阶段中机械地去除所述固化的可凝固的气体组分。
CN2011800080829A 2010-02-03 2011-01-05 使用冷却液从工艺气流中去除可凝固的气体组分的系统和方法 Pending CN102740941A (zh)

Applications Claiming Priority (5)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US30095210P 2010-02-03 2010-02-03
US61/300,952 2010-02-03
US201061425558P 2010-12-21 2010-12-21
US61/425,558 2010-12-21
PCT/US2011/020247 WO2011097043A1 (en) 2010-02-03 2011-01-05 Systems and methods for using cold liquid to remove solidifiable gas components from process gas streams

Publications (1)

Publication Number Publication Date
CN102740941A true CN102740941A (zh) 2012-10-17

Family

ID=44355722

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN2011800080829A Pending CN102740941A (zh) 2010-02-03 2011-01-05 使用冷却液从工艺气流中去除可凝固的气体组分的系统和方法

Country Status (13)

Country Link
US (2) US10408534B2 (zh)
EP (1) EP2531269A4 (zh)
JP (1) JP2013518716A (zh)
CN (1) CN102740941A (zh)
AR (1) AR080100A1 (zh)
AU (1) AU2011213249B2 (zh)
BR (1) BR112012017993A2 (zh)
CA (1) CA2786498C (zh)
EA (1) EA025708B1 (zh)
MX (1) MX2012008667A (zh)
MY (1) MY169968A (zh)
SG (2) SG182399A1 (zh)
WO (1) WO2011097043A1 (zh)

Cited By (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN105387683A (zh) * 2015-12-21 2016-03-09 刘印同 天然气高效液化回收方法及装置
CN107722945A (zh) * 2017-09-12 2018-02-23 中国科学院理化技术研究所 一种低温液体介质
CN111841067A (zh) * 2020-08-14 2020-10-30 中国华能集团清洁能源技术研究院有限公司 低温戊烷洗烟气同时脱硫脱碳系统及工艺
CN111841064A (zh) * 2020-08-14 2020-10-30 中国华能集团清洁能源技术研究院有限公司 低温戊烷洗二氧化碳捕集系统和方法
GB2631403A (en) * 2023-06-28 2025-01-08 Edwards Ltd Gas separation

Families Citing this family (59)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
AU2010239718B2 (en) 2009-04-20 2016-02-04 Exxonmobil Upstream Research Company Cryogenic system for removing acid gases from a hyrdrocarbon gas stream, and method of removing acid gases
EP2640488B1 (en) 2010-11-19 2019-03-27 Sustainable Energy Solutions, LLC Systems and methods for separating condensable vapors from gases by direct-contact heat exchange
EP2866921B1 (en) 2011-05-26 2026-04-22 Sustainable Energy Solutions, LLC System for separating condensable vapors from light gases or liquids by recuperative cryogenic processes
WO2013142100A1 (en) 2012-03-21 2013-09-26 Exxonmobil Upstream Research Company Separating carbon dioxide and ethane from a mixed stream
US20150033793A1 (en) * 2013-07-31 2015-02-05 Uop Llc Process for liquefaction of natural gas
EA031531B1 (ru) 2013-12-06 2019-01-31 Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани Способ и устройство для разделения углеводородов и загрязняющих примесей с помощью нагревательного устройства для дестабилизации и/или предотвращения адгезии твердых веществ
MY177751A (en) 2013-12-06 2020-09-23 Exxonmobil Upstream Res Co Method and device for separating a feed stream using radiation detectors
US9562719B2 (en) 2013-12-06 2017-02-07 Exxonmobil Upstream Research Company Method of removing solids by modifying a liquid level in a distillation tower
US9874395B2 (en) 2013-12-06 2018-01-23 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system for preventing accumulation of solids in a distillation tower
MX363830B (es) 2013-12-06 2019-04-04 Exxonmobil Upstream Res Co Metodo y dispositivo para separar hidrocarburos y contaminantes con un ensamblaje de rocio.
US9752827B2 (en) 2013-12-06 2017-09-05 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system of maintaining a liquid level in a distillation tower
WO2015084498A2 (en) 2013-12-06 2015-06-11 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system for separating a feed stream with a feed stream distribution mechanism
US9803918B2 (en) 2013-12-06 2017-10-31 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system of dehydrating a feed stream processed in a distillation tower
MY176633A (en) 2013-12-06 2020-08-19 Exxonmobil Upstream Res Co Method and system of modifiying a liquid level during start-up operations
US9504984B2 (en) 2014-04-09 2016-11-29 Exxonmobil Upstream Research Company Generating elemental sulfur
EA032849B1 (ru) 2014-04-22 2019-07-31 Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани Способ запуска дистилляционной колонны и система для его осуществления
MY183001A (en) 2014-06-11 2021-02-05 Exxonmobil Upstream Res Co Method for separating a feed gas in a column
SG11201609648TA (en) 2014-07-08 2017-01-27 Exxonmobil Upstream Res Co Method and system for separating fluids in a distillation tower
SG11201702211XA (en) 2014-10-22 2017-05-30 Exxonmobil Upstream Res Co Method and system of controlling a temperature within a melt tray assembly of a distillation tower
CA2966991C (en) 2014-11-17 2019-04-09 Exxonmobil Upstream Research Company Heat exchange mechanism for removing contaminants from a hydrocarbon vapor stream
MX363834B (es) 2014-12-30 2019-04-04 Exxonmobil Upstream Res Co Ensamblaje de bandejas de acumulacion y fusion para una torre de destilacion.
CN107208964B (zh) * 2015-02-27 2020-06-19 埃克森美孚上游研究公司 减少进入低温蒸馏过程的进料物流的冷冻和脱水负荷
WO2016179115A1 (en) * 2015-05-06 2016-11-10 Sustainable Energy Solutions, Llc Methods of cryogenic purification, ethane separation, and systems related thereto
MY185885A (en) 2015-06-22 2021-06-14 Exxonmobil Upstream Res Co Purge to intermediste pressure in cryogenic distillation
CA2994812C (en) 2015-09-18 2020-03-10 Exxonmobil Upstream Research Company Heating component to reduce solidification in a cryogenic distillation system
US11255603B2 (en) 2015-09-24 2022-02-22 Exxonmobil Upstream Research Company Treatment plant for hydrocarbon gas having variable contaminant levels
EA201892054A1 (ru) 2016-03-30 2019-02-28 Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани Поступающая из собственных источников пластовая текучая среда для повышения нефтеотдачи
US20180187972A1 (en) * 2017-01-05 2018-07-05 Larry Baxter Device for Separating Solid Carbon Dioxide from a Suspension
US10537823B2 (en) * 2017-02-15 2020-01-21 Hall Labs Llc Method for removal of carbon dioxide from a carrier liquid
JP6858267B2 (ja) 2017-02-24 2021-04-14 エクソンモービル アップストリーム リサーチ カンパニー 二重目的ｌｎｇ／ｌｉｎ貯蔵タンクのパージ方法
US20180306496A1 (en) * 2017-04-21 2018-10-25 Larry Baxter Method for Off-Gasing Purified Gases in a Melting Device
US20180328661A1 (en) * 2017-05-11 2018-11-15 Larry Baxter Method for Removing Foulants from a Heat Exchanger through Coolant Flow Control
US20190170441A1 (en) * 2017-12-05 2019-06-06 Larry Baxter Pressure-Regulated Melting of Solids with Warm Fluids
US20190170440A1 (en) * 2017-12-05 2019-06-06 Larry Baxter Pressure-Regulated Melting of Solids
US20190168175A1 (en) * 2017-12-06 2019-06-06 Larry Baxter Solids-Producing Siphoning Exchanger
US10739067B2 (en) * 2018-02-20 2020-08-11 Hall Labs Llc Component removal from a gas stream
US11305879B2 (en) 2018-03-23 2022-04-19 Raytheon Technologies Corporation Propulsion system cooling control
US11607634B2 (en) * 2018-05-25 2023-03-21 Sustainable Energy Solutions, Inc. Method for concentrating solids and removing solids from a filter medium
MY204021A (en) 2018-06-07 2024-08-01 Exxonmobil Upstream Res Co Pretreatment and pre-cooling of natural gas by high pressure compression and expansion
WO2020005553A1 (en) 2018-06-29 2020-01-02 Exxonmobil Upstream Research Company (Emhc-N1.4A.607) Mixing and heat integration of melt tray liquids in a cryogenic distillation tower
US11306267B2 (en) 2018-06-29 2022-04-19 Exxonmobil Upstream Research Company Hybrid tray for introducing a low CO2 feed stream into a distillation tower
AU2019322808B2 (en) 2018-08-14 2022-10-13 ExxonMobil Technology and Engineering Company Conserving mixed refrigerant in natural gas liquefaction facilities
JP7179155B2 (ja) 2018-08-22 2022-11-28 エクソンモービル アップストリーム リサーチ カンパニー 高圧エキスパンダプロセスのための一次ループ始動方法
MY208562A (en) 2018-08-22 2025-05-15 Exxonmobil Upstream Res Co Managing make-up gas composition variation for a high pressure expander process
EP3841343A2 (en) 2018-08-22 2021-06-30 ExxonMobil Upstream Research Company Heat exchanger configuration for a high pressure expander process and a method of natural gas liquefaction using the same
WO2020106394A1 (en) * 2018-11-20 2020-05-28 Exxonmobil Upstream Research Company Poly refrigerated integrated cycle operation using solid-tolerant heat exchangers
WO2020106397A1 (en) 2018-11-20 2020-05-28 Exxonmobil Upstream Research Company Methods and apparatus for improving multi-plate scraped heat exchangers
US11668524B2 (en) 2019-01-30 2023-06-06 Exxonmobil Upstream Research Company Methods for removal of moisture from LNG refrigerant
EP3918261A1 (en) 2019-01-30 2021-12-08 Exxonmobil Upstream Research Company (EMHC-N1-4A-607) Methods for removal of moisture from lng refrigerant
US11465093B2 (en) * 2019-08-19 2022-10-11 Exxonmobil Upstream Research Company Compliant composite heat exchangers
US20210063083A1 (en) 2019-08-29 2021-03-04 Exxonmobil Upstream Research Company Liquefaction of Production Gas
US11806639B2 (en) 2019-09-19 2023-11-07 ExxonMobil Technology and Engineering Company Pretreatment and pre-cooling of natural gas by high pressure compression and expansion
US12050054B2 (en) 2019-09-19 2024-07-30 ExxonMobil Technology and Engineering Company Pretreatment, pre-cooling, and condensate recovery of natural gas by high pressure compression and expansion
WO2021055021A1 (en) 2019-09-19 2021-03-25 Exxonmobil Upstream Research Company Pretreatment and pre-cooling of natural gas by high pressure compression and expansion
US11083994B2 (en) 2019-09-20 2021-08-10 Exxonmobil Upstream Research Company Removal of acid gases from a gas stream, with O2 enrichment for acid gas capture and sequestration
KR20220062653A (ko) 2019-09-24 2022-05-17 엑손모빌 업스트림 리서치 캄파니 선박의 이중 목적 극저온 탱크 또는 lng 및 액화 질소용 부유식 저장 유닛용 화물 스트리핑 기능
US12060820B2 (en) * 2020-03-19 2024-08-13 ExxonMobil Technology and Engineering Company Processes for removing carbon dioxide from exhaust gas using scraped and non-scraped heat exchangers
WO2021201763A1 (en) * 2020-04-03 2021-10-07 Biofrigas Sweden Ab (Publ) Method and system for the production of liquid biogas
FR3151507B1 (fr) 2023-07-25 2025-07-18 Cryo Pur Procédé d’extraction en phase solide de substances présentes dans des mélanges de gaz

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2863527A (en) * 1949-09-15 1958-12-09 Metallgesellschaft Ag Process for the purification of gases
US3400512A (en) * 1966-07-05 1968-09-10 Phillips Petroleum Co Method for removing water and hydrocarbons from gaseous hci
CN1615415A (zh) * 2002-02-27 2005-05-11 柏克德Bwxt爱达荷有限责任公司 天然气液化装置及其相关方法
US7073348B2 (en) * 2001-01-30 2006-07-11 Armines Method and system for extracting carbon dioxide by anti-sublimation for storage thereof
US20070014634A1 (en) * 2004-12-08 2007-01-18 Casella Waste Systems, Inc. Systems and methods for underground storage of biogas

Family Cites Families (107)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2621216A (en) 1950-08-17 1952-12-09 Shell Dev Production of ethylene
NL108312C (zh) 1957-07-31
US3050950A (en) 1960-08-31 1962-08-28 Linde Eismasch Ag Process for the separation of solid carbon dioxide from air as it decomposes in which the carbon dioxide containing air is previously cooled below the solidification temperature of the carbon dioxide
US3393527A (en) 1966-01-03 1968-07-23 Pritchard & Co J F Method of fractionating natural gas to remove heavy hydrocarbons therefrom
US3767766A (en) 1971-02-22 1973-10-23 Chevron Res Method of removing gaseous sulfides from gaseous mixtures
US3933001A (en) 1974-04-23 1976-01-20 Airco, Inc. Distributing a carbon dioxide slurry
US4281518A (en) * 1979-01-23 1981-08-04 Messerschmitt-Bolkow-Blohm Gmbh Method and apparatus for separating particular components of a gas mixture
US4609388A (en) 1979-04-18 1986-09-02 Cng Research Company Gas separation process
US4246015A (en) 1979-12-31 1981-01-20 Atlantic Richfield Company Freeze-wash method for separating carbon dioxide and ethane
DE3149847A1 (de) * 1981-12-16 1983-07-21 Linde Ag, 6200 Wiesbaden "verfahren zur entfernung von kohlenwasserstoffen und anderen verunreinigungen aus einem gas"
US4417449A (en) 1982-01-15 1983-11-29 Air Products And Chemicals, Inc. Process for separating carbon dioxide and acid gases from a carbonaceous off-gas
US4405585A (en) 1982-01-18 1983-09-20 Exxon Research And Engineering Co. Process for the selective removal of hydrogen sulfide from gaseous mixtures with severely sterically hindered secondary aminoether alcohols
US4421535A (en) 1982-05-03 1983-12-20 El Paso Hydrocarbons Company Process for recovery of natural gas liquids from a sweetened natural gas stream
US4459142A (en) 1982-10-01 1984-07-10 Standard Oil Company (Indiana) Cryogenic distillative removal of CO2 from high CO2 content hydrocarbon containing streams
DE3303651A1 (de) 1983-02-03 1984-08-09 Linde Ag, 6200 Wiesbaden Verfahren und vorrichtung zum zerlegen eines gasgemisches
DE3308088A1 (de) 1983-03-08 1984-09-27 Basf Ag, 6700 Ludwigshafen Verfahren zum entfernen von co(pfeil abwaerts)2(pfeil abwaerts) und/oder h(pfeil abwaerts)2(pfeil abwaerts)s aus gasen
US4511382A (en) 1983-09-15 1985-04-16 Exxon Production Research Co. Method of separating acid gases, particularly carbon dioxide, from methane by the addition of a light gas such as helium
US4533372A (en) 1983-12-23 1985-08-06 Exxon Production Research Co. Method and apparatus for separating carbon dioxide and other acid gases from methane by the use of distillation and a controlled freezing zone
US4563202A (en) 1984-08-23 1986-01-07 Dm International Inc. Method and apparatus for purification of high CO2 content gas
US4602477A (en) 1985-06-05 1986-07-29 Air Products And Chemicals, Inc. Membrane-aided distillation for carbon dioxide and hydrocarbon separation
US4695672A (en) 1986-04-21 1987-09-22 Advanced Extraction Technologies, Inc. Process for extractive-stripping of lean hydrocarbon gas streams at high pressure with a preferential physical solvent
US4720294A (en) 1986-08-05 1988-01-19 Air Products And Chemicals, Inc. Dephlegmator process for carbon dioxide-hydrocarbon distillation
US4831206A (en) 1987-03-05 1989-05-16 Uop Chemical processing with an operational step sensitive to a feedstream component
US4762543A (en) 1987-03-19 1988-08-09 Amoco Corporation Carbon dioxide recovery
FR2615184B1 (fr) 1987-05-15 1989-06-30 Elf Aquitaine Procede cryogenique de desulfuration selective et de degazolinage simultanes d'un melange gazeux consistant principalement en methane et renfermant egalement h2s ainsi que des hydrocarbures en c2 et plus
IT1222733B (it) 1987-09-25 1990-09-12 Snmprogetti S P A Procedimento di frazionamento di miscele gassose idrocarburiche ad alto contenuto di gas acidi
US4769054A (en) * 1987-10-21 1988-09-06 Union Carbide Corporation Abatement of vapors from gas streams by solidification
US4923493A (en) 1988-08-19 1990-05-08 Exxon Production Research Company Method and apparatus for cryogenic separation of carbon dioxide and other acid gases from methane
US5062270A (en) 1990-08-31 1991-11-05 Exxon Production Research Company Method and apparatus to start-up controlled freezing zone process and purify the product stream
US5265428A (en) 1990-10-05 1993-11-30 Exxon Production Research Company Bubble cap tray for melting solids and method for using same
US5120338A (en) 1991-03-14 1992-06-09 Exxon Production Research Company Method for separating a multi-component feed stream using distillation and controlled freezing zone
US5126118A (en) 1991-04-08 1992-06-30 Ari Technologies, Inc. Process and apparatus for removal of H2 S with separate absorber and oxidizer and a reaction chamber therebetween
US5233837A (en) 1992-09-03 1993-08-10 Enerfex, Inc. Process and apparatus for producing liquid carbon dioxide
FR2697835B1 (fr) 1992-11-06 1995-01-27 Inst Francais Du Petrole Procédé et dispositif de déshydrogénation catalytique d'une charge paraffinique C2+ comprenant des moyens pour inhiber l'eau dans l'effluent.
US5335504A (en) 1993-03-05 1994-08-09 The M. W. Kellogg Company Carbon dioxide recovery process
US5964985A (en) 1994-02-02 1999-10-12 Wootten; William A. Method and apparatus for converting coal to liquid hydrocarbons
US5620144A (en) 1995-02-10 1997-04-15 The Babcock & Wilcox Company Stacked interspacial spray header for FGD wet scrubber
US5819555A (en) 1995-09-08 1998-10-13 Engdahl; Gerald Removal of carbon dioxide from a feed stream by carbon dioxide solids separation
US5700311A (en) 1996-04-30 1997-12-23 Spencer; Dwain F. Methods of selectively separating CO2 from a multicomponent gaseous stream
US6082373A (en) 1996-07-05 2000-07-04 Kabushiki Kaisha Toshiba Cleaning method
US6336334B1 (en) 1997-06-16 2002-01-08 Institut Francais De Petrole Device for crystallization by isentropic expansion and its use
FR2764521B1 (fr) 1997-06-16 1999-07-16 Inst Francais Du Petrole Dispositif de cristallisation par detente isentropique et son utilisation
TW366409B (en) * 1997-07-01 1999-08-11 Exxon Production Research Co Process for liquefying a natural gas stream containing at least one freezable component
CA2294742C (en) 1997-07-01 2005-04-05 Exxon Production Research Company Process for separating a multi-component gas stream containing at least one freezable component
US5983663A (en) 1998-05-08 1999-11-16 Kvaerner Process Systems, Inc. Acid gas fractionation
MY117066A (en) 1998-10-22 2004-04-30 Exxon Production Research Co Process for removing a volatile component from natural gas
DE69907616T2 (de) 1998-12-28 2004-03-11 Nippon Sanso Corp. Dampf-flüssig Kontaktor, kryogene Lufttrennungseinheit und Verfahren zur Gastrennung
US6082133A (en) 1999-02-05 2000-07-04 Cryo Fuel Systems, Inc Apparatus and method for purifying natural gas via cryogenic separation
US6416729B1 (en) 1999-02-17 2002-07-09 Crystatech, Inc. Process for removing hydrogen sulfide from gas streams which include or are supplemented with sulfur dioxide
US6240744B1 (en) 1999-12-13 2001-06-05 Air Products And Chemicals, Inc. Process for distillation of multicomponent fluid and production of an argon-enriched stream from a cryogenic air separation process
US7390459B2 (en) 1999-12-13 2008-06-24 Illumina, Inc. Oligonucleotide synthesizer
DE10004311A1 (de) 2000-02-01 2001-08-02 Basf Ag Destillative Reinigung von Ammoniak
CA2342136A1 (en) 2000-04-05 2001-10-05 Vijay Ramanand Balse Treatment of gas streams containing hydrogen sulphide
FR2807504B1 (fr) 2000-04-07 2002-06-14 Air Liquide Colonne pour separation cryogenique de melanges gazeux et procede de separation cryogenique d'un melange contenant de l'hydrogene et du co utilisant cette colonne
FR2808223B1 (fr) 2000-04-27 2002-11-22 Inst Francais Du Petrole Procede de purification d'un effluent contenant du gaz carbonique et des hydrocarbures par combustion
US20020174687A1 (en) 2000-05-01 2002-11-28 Cai Zong Yuen Method and apparatus for pulling multibarrel pipettes
FR2808460B1 (fr) 2000-05-02 2002-08-09 Inst Francais Du Petrole Procede et dispositif de separation d'au moins un gaz acide contenu dans un melange gazeux
DE10021624A1 (de) 2000-05-04 2001-11-08 Basf Ag Trennwandkolonne
DE10022465A1 (de) 2000-05-09 2001-11-15 Basf Ag Verfahren und Vorrichtung zur Aufarbeitung eines C4-Schnitts aus der Fraktionierung von Erdöl
US6401486B1 (en) 2000-05-18 2002-06-11 Rong-Jwyn Lee Enhanced NGL recovery utilizing refrigeration and reflux from LNG plants
FR2814378B1 (fr) 2000-09-26 2002-10-31 Inst Francais Du Petrole Procede de pretraitement d'un gaz naturel contenant des gaz acides
DE10055321A1 (de) 2000-11-08 2002-05-16 Gea Happel Klimatechnik Verfahren zum Verflüssigen eines Gases
TW573112B (en) 2001-01-31 2004-01-21 Exxonmobil Upstream Res Co Process of manufacturing pressurized liquid natural gas containing heavy hydrocarbons
US7219512B1 (en) 2001-05-04 2007-05-22 Battelle Energy Alliance, Llc Apparatus for the liquefaction of natural gas and methods relating to same
US7004985B2 (en) 2001-09-05 2006-02-28 Texaco, Inc. Recycle of hydrogen from hydroprocessing purge gas
DE10164264A1 (de) 2001-12-27 2003-07-17 Bayer Ag Verfahren zur Herstellung von Trimethylolpropan
US7325415B2 (en) 2002-01-18 2008-02-05 Cool Energy Limited Process and device for production of LNG by removal of freezable solids
DE10233387A1 (de) 2002-07-23 2004-02-12 Basf Ag Verfahren zur kontinuierlich betriebenen Reindestillation von Oxiranen, speziell von Propylenoxid
DE10237061A1 (de) 2002-08-09 2004-02-19 Basf Ag Verfahren zur Reinigung von Apparaten, in welchen(Meth)acrylsäure enthaltende organische Lösungsmittel behandelt und/oder erzeugt wurden
AU2002951005A0 (en) 2002-08-27 2002-09-12 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method of removing carbon dioxide fouling from cryogenic equipment
WO2004026441A1 (en) 2002-09-17 2004-04-01 Fluor Corporation Configurations and methods of acid gas removal
ATE383192T1 (de) 2002-11-25 2008-01-15 Fluor Corp Hochdruckgasverarbeitungsconfigurationen
EP1578514A4 (en) 2002-12-04 2006-07-26 Fluor Corp IMPROVED DISTILLATION SYSTEMS
FR2848121B1 (fr) 2002-12-04 2005-01-28 Inst Francais Du Petrole Procede de traitement d'un gaz naturel acide
AU2003900534A0 (en) 2003-02-07 2003-02-20 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process and apparatus for removal of a contaminant from a natural gas feed stream
US6946017B2 (en) 2003-12-04 2005-09-20 Gas Technology Institute Process for separating carbon dioxide and methane
JP2005279640A (ja) * 2004-03-02 2005-10-13 Chugoku Electric Power Co Inc:The 排ガスの処理方法及びシステム
WO2005082493A1 (ja) 2004-03-02 2005-09-09 The Chugoku Electric Power Co., Inc. 排ガスの処理方法、排ガスの処理システム、二酸化炭素の分離方法、及び二酸化炭素分離装置
EP1781400B1 (en) * 2004-08-06 2013-07-03 ALSTOM Technology Ltd Cleaning of combustion gas including the removal of co2
EP1819976A4 (en) 2004-12-03 2012-04-04 Exxonmobil Upstream Res Co INTEGRATED REINTER SPRAYING PROCESS FOR ACID GAS AND ACID GAS
CN1847766A (zh) 2005-02-11 2006-10-18 林德股份公司 通过与冷却液体直接热交换而冷却气体的方法和装置
FR2883769B1 (fr) 2005-03-31 2007-06-08 Inst Francais Du Petrole Procede de pre-traitement d'un gaz acide
US7442233B2 (en) 2005-07-06 2008-10-28 Basf Catalysts Llc Integrated heavy hydrocarbon removal, amine treating and dehydration
MY145090A (en) * 2005-09-15 2011-12-30 Shell Int Research Process and apparatus for removal of sour species from a natural gas stream
FR2893515A1 (fr) 2005-11-18 2007-05-25 Inst Francais Du Petrole Procede ameliore de pretraitement de gaz naturel acide
US20100018248A1 (en) 2007-01-19 2010-01-28 Eleanor R Fieler Controlled Freeze Zone Tower
AU2007345353B2 (en) 2007-01-19 2013-02-21 Exxonmobil Upstream Research Company Integrated controlled freeze zone (CFZ) tower and dividing wall (DWC) for enhanced hydrocarbon recovery
MY149602A (en) 2007-02-09 2013-09-13 Shell Int Research Process and apparatus for depleting carbon dioxide content in a natural gas feedstream containing ethane and c3+ hydrocarbons
US8529662B2 (en) 2007-05-18 2013-09-10 Exxonmobil Research And Engineering Company Removal of heavy hydrocarbons from gas mixtures containing heavy hydrocarbons and methane
US20080307827A1 (en) 2007-06-11 2008-12-18 Hino Yuuko Method of refining natural gas and natural gas refining system
AU2008263948B2 (en) 2007-06-12 2011-09-22 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process for the purification of methane containing streams by cooling and extraction
WO2009038777A1 (en) 2007-09-18 2009-03-26 Vast Power Portfolio, Llc Heavy oil recovery with fluid water and carbon dioxide
WO2009087206A2 (en) 2008-01-11 2009-07-16 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Gas cleaning process
US20090220406A1 (en) 2008-02-29 2009-09-03 Greatpoint Energy, Inc. Selective Removal and Recovery of Acid Gases from Gasification Products
US7955496B2 (en) 2008-04-22 2011-06-07 Kellogg Brown & Root Llc Systems and methods for upgrading hydrocarbons
DE102008032523A1 (de) 2008-07-10 2010-01-14 Sms Siemag Aktiengesellschaft Halterung für einen Injektor und Verfahren zu seinem Betrieb
US20110154856A1 (en) 2008-07-10 2011-06-30 Diki Andrian Process for removing a gaseous contaminant from a contaminated gas stream
WO2010006934A2 (en) 2008-07-18 2010-01-21 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Two stage process for producing purified gas
EP2318457B1 (en) 2008-08-29 2012-04-04 Akzo Nobel N.V. Flame retardant polyolefin composition
AU2009286701B2 (en) 2008-08-29 2012-09-13 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process and apparatus for removing gaseous contaminants from gas stream comprising gaseous contaminants
CN102159298A (zh) 2008-09-23 2011-08-17 国际壳牌研究有限公司 用于从包括甲烷和气态污染物的进气流中去除气态污染物的方法
WO2010052299A1 (en) 2008-11-06 2010-05-14 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process for removing gaseous contaminants from a feed gas stream comprising methane and gaseous contaminants
US20100107687A1 (en) 2008-11-06 2010-05-06 Diki Andrian Process for removing gaseous contaminants from a feed gas stream comprising methane and gaseous contaminants
FR2940413B1 (fr) * 2008-12-19 2013-01-11 Air Liquide Procede de capture du co2 par cryo-condensation
US20120006055A1 (en) 2009-01-08 2012-01-12 Helmar Van Santen Process and apparatus for separating a gaseous product from a feed stream comprising contaminants
WO2010079177A2 (en) 2009-01-08 2010-07-15 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process and apparatus for removing gaseous contaminants from gas stream comprising gaseous contaminants
US8747520B2 (en) 2010-05-03 2014-06-10 Battelle Memorial Institute Carbon dioxide capture from power or process plant gases

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2863527A (en) * 1949-09-15 1958-12-09 Metallgesellschaft Ag Process for the purification of gases
US3400512A (en) * 1966-07-05 1968-09-10 Phillips Petroleum Co Method for removing water and hydrocarbons from gaseous hci
US7073348B2 (en) * 2001-01-30 2006-07-11 Armines Method and system for extracting carbon dioxide by anti-sublimation for storage thereof
CN1615415A (zh) * 2002-02-27 2005-05-11 柏克德Bwxt爱达荷有限责任公司 天然气液化装置及其相关方法
US20070014634A1 (en) * 2004-12-08 2007-01-18 Casella Waste Systems, Inc. Systems and methods for underground storage of biogas

Cited By (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN105387683A (zh) * 2015-12-21 2016-03-09 刘印同 天然气高效液化回收方法及装置
CN107722945A (zh) * 2017-09-12 2018-02-23 中国科学院理化技术研究所 一种低温液体介质
WO2019052152A1 (zh) * 2017-09-12 2019-03-21 中国科学院理化技术研究所 一种低温液体介质
US10696884B2 (en) 2017-09-12 2020-06-30 Technical Institute Of Physics And Chemistry, Chinese Academy Of Sciences Cryogenic liquid medium
CN111841067A (zh) * 2020-08-14 2020-10-30 中国华能集团清洁能源技术研究院有限公司 低温戊烷洗烟气同时脱硫脱碳系统及工艺
CN111841064A (zh) * 2020-08-14 2020-10-30 中国华能集团清洁能源技术研究院有限公司 低温戊烷洗二氧化碳捕集系统和方法
WO2022033597A1 (zh) * 2020-08-14 2022-02-17 中国华能集团清洁能源技术研究院有限公司 低温戊烷洗二氧化碳捕集系统和方法
GB2631403A (en) * 2023-06-28 2025-01-08 Edwards Ltd Gas separation
GB2631403B (en) * 2023-06-28 2025-07-23 Edwards Ltd Gas separation

Also Published As

Publication number Publication date
MX2012008667A (es) 2012-08-23
EP2531269A1 (en) 2012-12-12
JP2013518716A (ja) 2013-05-23
EA201290749A1 (ru) 2013-03-29
EP2531269A4 (en) 2014-02-19
AU2011213249B2 (en) 2016-05-19
US11112172B2 (en) 2021-09-07
US20130074541A1 (en) 2013-03-28
CA2786498C (en) 2018-06-26
CA2786498A1 (en) 2011-08-11
AR080100A1 (es) 2012-03-14
WO2011097043A1 (en) 2011-08-11
BR112012017993A2 (pt) 2016-05-03
US10408534B2 (en) 2019-09-10
SG10201500810PA (en) 2015-04-29
US20190178573A1 (en) 2019-06-13
AU2011213249A1 (en) 2012-08-23
SG182399A1 (en) 2012-08-30
EA025708B1 (ru) 2017-01-30
MY169968A (en) 2019-06-19

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN102740941A (zh) 使用冷却液从工艺气流中去除可凝固的气体组分的系统和方法
CN104736932B (zh) 通过同流换热低温法将可冷凝蒸气与轻质气体或液体分离的系统和方法
CN104246150B (zh) 整合储能和低温碳捕获的系统和方法
EP2640488B1 (en) Systems and methods for separating condensable vapors from gases by direct-contact heat exchange
US10393432B2 (en) Configurations and methods of CO2 capture from flue gas by cryogenic desublimation
Song et al. Design of a cryogenic CO2 capture system based on Stirling coolers
EP2408540B1 (en) Methods and systems for separating condensable vapors from gases
EP2781250B1 (en) Apparatus and method for carbon dioxide recovery
US20120227440A1 (en) System And Process For The Physical Absorption of Carbon Dioxide From a Flue Gas Stream
CN103277980B (zh) 一种部分富氧燃烧结合氮氧分离的二氧化碳捕捉装置
KR101271759B1 (ko) 원유 운반선의 휘발성 유기 화합물 배출 감소 장치
CN110709661B (zh) 连接至凝华热交换器的循环流化床
US8597404B2 (en) Low emission power plant
CN103274406A (zh) 一种液化再凝华的新型二氧化碳捕捉装置
Chen et al. Effect of wall thermal condition on the nonequilibrium condensation of CO2 in supersonic flows
CN106016968A (zh) 二氧化碳液化提纯的方法及设备
Chen et al. Numerical optimization on convergent geometries of helium supersonic nozzles
CN102620524A (zh) 带凝华脱除co2的级联式天然气带压液化工艺
CN105854329B (zh) 制备聚乙烯低聚物粉末的“精馏+冷冻喷雾”干燥方法
US20250196047A1 (en) Method and system for capturing carbon dioxide
Cho et al. Experimental study on N 2 impurity effect in the pressure drop during CO 2 mixture transportation
Lychnos et al. Evaluation of the Performance and Economic Viability of a Novel Low Temperature Carbon Capture Process
CN208349689U (zh) 二氧化碳分离装置
US20130000352A1 (en) Air separation unit and systems incorporating the same

Legal Events

Date Code Title Description
C06 Publication
PB01 Publication
C10 Entry into substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
C02 Deemed withdrawal of patent application after publication (patent law 2001)
WD01 Invention patent application deemed withdrawn after publication

Application publication date: 20121017