SU1625321A3 - Способ удалени ртути из потока природного газа - Google Patents
Способ удалени ртути из потока природного газа Download PDFInfo
- Publication number
- SU1625321A3 SU1625321A3 SU874203522A SU4203522A SU1625321A3 SU 1625321 A3 SU1625321 A3 SU 1625321A3 SU 874203522 A SU874203522 A SU 874203522A SU 4203522 A SU4203522 A SU 4203522A SU 1625321 A3 SU1625321 A3 SU 1625321A3
- Authority
- SU
- USSR - Soviet Union
- Prior art keywords
- mercury
- gas
- natural gas
- propane
- butane
- Prior art date
Links
- QSHDDOUJBYECFT-UHFFFAOYSA-N mercury Chemical compound [Hg] QSHDDOUJBYECFT-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 47
- 229910052753 mercury Inorganic materials 0.000 title claims abstract description 47
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 17
- 239000002737 fuel gas Substances 0.000 title 1
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 60
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 27
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 26
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 claims abstract description 17
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 22
- 239000001294 propane Substances 0.000 claims description 11
- 239000001273 butane Substances 0.000 claims description 10
- IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N n-butane Chemical compound CCCC IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N n-pentane Natural products CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- 239000002594 sorbent Substances 0.000 claims description 10
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 7
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims description 4
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 abstract description 15
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 abstract description 15
- 238000000926 separation method Methods 0.000 abstract description 13
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 abstract description 11
- 239000006096 absorbing agent Substances 0.000 description 13
- 239000002250 absorbent Substances 0.000 description 10
- 230000002745 absorbent Effects 0.000 description 10
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 4
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 2
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 2
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 2
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 2
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 2
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 2
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 230000008030 elimination Effects 0.000 description 1
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 description 1
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 239000003949 liquefied natural gas Substances 0.000 description 1
- 239000003507 refrigerant Substances 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 1
- 230000001988 toxicity Effects 0.000 description 1
- 231100000419 toxicity Toxicity 0.000 description 1
- 239000012808 vapor phase Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
- B01D53/14—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
- B01D53/1493—Selection of liquid materials for use as absorbents
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D19/00—Degasification of liquids
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D19/00—Degasification of liquids
- B01D19/0068—General arrangements, e.g. flowsheets
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
- B01D53/14—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
- B01D53/14—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
- B01D53/1418—Recovery of products
-
- 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
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10S62/00—Refrigeration
- Y10S62/917—Mercury
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Treating Waste Gases (AREA)
- Gas Separation By Absorption (AREA)
- Nozzles (AREA)
Abstract
Изобретение относитс к технологии очистки природного газа от ртути перед использованием его в каталитических процессах и дл предотвращени коррозии оборудовани . Цель изобретени - исключение замены отработанного сорбента. Поток очищаемого природного газа и сорбента подают в зону контакта в абсорбер. Контактирование сорбента с природным газом ведут при повышенном давлении. В качестве сорбента используют свободные от ртути смесь этана, пропана и бутана, или пропана и бутана, сжиженную при охлаждении, или бензин. После контактировани обеднен ный ртутью природный газ вывод т из зоны контакта. Обогащенный ртутью сорбент также вывод т из зоны контакта, выдел ют из него ртуть охлаждением в жидком или твердом виде и рециркулируют в зону контакта с природным газом. При использовании ожиженной смеси этана, пропана и бутана или пропана и бутана ее температуру в зоне контакта с газом поддерживают от +10 до -85°С, а давление газа - 17-105 кг/см2. При использовании бензина его температуру поддерживают от +40 до -45°С, давление газа равно 7-140 кг/см , а температура газа от +40 до -35°С. Выделение ртути из обогащенных ею ожиженных углеводородов ведут при -{45-160)°С, из обогащенного ртутью бензина ведут при -(20-100)°С. Способ обеспечивает снижение концентрации ртути в очищенном газе до 0,001-0,1 мкг/м3 без замены абсорбента. 4 з.п. ф-лы. 7ил.
Description
Изобретение относитс к способам удалени ртути из газов и может быть использовано в процессах очистки природного газа перед использованием его в каталитических процессах и дл предотвращени коррозии оборудовани .
Цель изобретени - исключение замены отработанного сорбента.
Пример 1. Очистке от ртути подвергают природный газ следующего состава, мол.%: метан 85,5; С2 7,5; Сз 2,5; Сл 1,0; Cs 0,5; ртуть 1, мг/м . Схема очистки приведена на фиг. 1. Природный газ предварительно
охлаждают до 0°С с помощью пропановых холодильных аппаратов (не показаны) и ввод т по линии 1 в систему очистки. В теплообменнике 2 поток очищаемого природного газа предварительно охлаждают до -23 С и ввод т в абсорбер 3, в котором содержаща с в потоке ртуть абсорбируетс в свободном от ртути жидком абсорбенте, состо щем в основном из ожиженных этана, пропана и бутана и-поступающем по линии 4 в абсорбер 3 при -37°С. Обедненный ртутью и обогащенный метаном газ вывод т из .абсорбера по линии 5 и объедин ют с
СЬ
ю ел
СлЗ
рециркул ционным потоком 6, состо щим в основном из пропана и бутана и свободным от ртути. Термин свободный от ртути абсорбент означает, что в жидкостном потоке ртуть отсутствует или содержание ее так мало, что технически его трудно измерить, т.е. содержание ртути в абсорбенте не превышает 100 10 ч. Предпочтительно использовать жидкости, содержащие не более 5 ч ртути. Смешанный поток охлаж- дают до -37°С в теплообменнике 7 и ввод т в разделитель 8 пара и жидкости , в котором конденсированные углеводороды из линий 5 и 6 раздел ютс и насосом перекачиваютс в абсорбер по линии 4. Абсорбент, поступающий по линии 4, имеет следующий состав, мол.%: метан 28, 21,0; Сз 20,0; С4 30,0; Сб 1,0; ртуть 1,4 10 мол ч,
Обогащенный метаном поток 9, покидающий разделитель 8, вл етс по существу свободным от ртути и подаетс в нагнетательные средства сжижени (не показаны). Часть обогащенного метаном газа может отбиратьс дл использовани в виде топлива и/или передаватьс по трубопроводу в виде газа.
Из абсорбера обогащенную ртутью углеводородную жидкость подают по трубопроводу 10 в устройство 11 отделени ртути. После этого углеводородную жидкость по линии 12 ввод т в устройство 13 разделени сжиженных частей природного газа, из которого легкий бензин возвращают в линию 14 и разделенные С1-С4-компоненты вывод т как продукты по лини м 15. Часть одно- го или нескольких Сч-Сз-компонентов отбирают из линии 15с помощью линии 16 как рециркул ционный поток, который в теплообменнике 17 охлаждаетс до -29°С и затем подаетс в верхнюю часть абсорбера по линии б.
На фиг, 2 показан вариант технологической схемы, представленной на фиг.1, согласно которому в устройство 11 отделени ртути подают рециркул ционный поток 16, выводимый из устройства 13 разделени ожиженных частей природного газа. Така схема примен етс при приемлемом содержании ртути в лини х 14 и 15. Лини 18 предназначена дл повторного введени при необходимости Сз, С4-компонентов в ожиженный природный газ.
На фиг. 3 приведена схема осуществлени способа дл случа , когда содержание ожижаемых компонентов в поступающем по линии 1 природном газе достаточно большое, чтобы сконденсировать достаточное количество жидкости из обогащенного метаном газа в линии 5, котора затем обрабатываетс в устройстве 11 удалени ртути с целью отделени ртути предпочтительно в твердом состо нии, и подать поток 4 свободной от ртути жидкости в зону контакта газа и жидкости, т.е. в абсорбер 3, Поток из устройства ожижени газа не используетс . Согласно схемам осуществлени способа, приведенным на фиг. 1-3, дополнительный контакт газа и жидкости происходит в теплообменнике 7 и за ним за счет конденсации Са и т желых компонентов в потоках 5 и 6. Этот вторичный контакт дополнительно снижает содержание ртути в обогащенном метаном газе, полученном в линии 9.Теплообменником 7 может служить пленочный абсорбер, охлаждаемый смешанным хладагентом. Теплообменник 7 и сепаратор 8 могут быть объединены в одном устройстве.
По примеру осуществлени способа согласно фиг. 1 сепаратор 8 работает при -37°С и содержание ртути в обогащенном метаном газе снижаетс до 0,1 мкг/м . Предпочтительно, чтобы зона разделени , соответствующа сепаратору 8, имела температуру холодильника -(50-75)°С дл конденсации большего обьема жидкости и снижени таким образом концентрации ртути в обогащенном метаном газе до 0,01- 0,001 мкг/м .
Согласно данному примеру осуществлени способа, в котором абсорбентом служит углеводородна жидкость, состо ща из ожиженной смеси этана, пропана и бутана или пропана и бутана, предпочтительно работать в контактной зоне газ - жидкость при температуре от +10 до -85°С. В установках сжиженного газа, в которых газ, поступающий в контактную зону, обычно находитс под давлением 17-105 кг/см2, верхн зона первичного абсорбера ртути обычно работает при температуре от 0 до -75°С. Предпочтительно , бедный ртутью обогащенный метаном газ, покидающий абсорбер, далее охлаждают до -(30 - 85)°С дл конденсации дополнительных углеводородов, более т желых , чем метан, из газового потока. При конденсации дополнительно снижаетс содержание ртути в паровой фазе.
Пример 2, На фиг. 4 показана схема осуществлени способа, согласно которой обогащенный метаном продукт в линии 9 может не сжижатьс , но тем не менее желательно иметь газ с малым содержанием ртути . Этот пример также иллюстрирует использование жидкого при обычных услови х углеводорода, т.е. бензина, как основной составл ющей свободного от ртути абсорбента. Поступающий газ охлаждают до -34°С в теплообменнике 2 дл обогащени потока 10 компонентом С4 и более легкими компонентами. После удалени ртути в узле 11 и разделени сжиженных частей природного газа в узле 13 выдел ют поток абсорбента и охлаждают его до -37°С в теплообменнике 19 дл использовани в качестве свободного от ртути абсорбента, Предпочтительно отделение ртути от бензина ведут при -(20 - 100)°С. Избыточную жид- кость, не нужную в абсорбере 3, возвращают по линии 20 как продукт дл других производств или дл дополнительной обработки.
На фиг. 5 показан вариант технологической схемы по фиг.4, согласно которому в устройстве 11 удалени ртути обрабатывают рециркул ционную часть потока 14, полученного из устройства 13 сжижени газа.
По примеру 2 при использовании бензина контактна зона газ - жидкое ь работает при температуре от +40 до -40°С. Если обрабатываемый природный газ находитс под давлением 7-140 кг/см2 и температуре от +40 до -35°С, то необходимо, чтобы абсорбент находилс в интервале температур от +40 до -45°С.
Пример 3. На фиг. 6 показана схема осуществлени способа, согласно которой используют жидкий в лбычных услови х углеводород как основную составл ющую безртутной углеводородной жидкости в линии 14 при необходимости удалени ртути скорее по причинам токсичности, чем по причинам коррозии, например когда необходим магистральный газ, содержащий С2- и Сб-компоненты, и его получают через линию 9, а разделение эффлюентной жидкости абсорбера не требуетс . По этому примеру газ в линии 9 не нужно охлаждать до низких температур и контактна зона газ - жидкость может работать в интервале температур от +40 до -40°С.
Пример 4. На фиг. 7 показана схема осуществлени способа дл удалени ртути в виде жидкости или предпочтительно твердого вещества из потоков загр зненных ртутью жидкостей, образующихс согласно описанным примерам, Поток 21 загр зненного ртутью углеводорода охлаждают до - (18 - 155)°С в теплообменниках 22 и 23 и ввод т в зону 24 разделени , которой служит простой отстойник. По существу, свободную от ртути жидкость посто нно вывод т из верхней части сепаратора через линию 25, в то врем как жидкую или твердую ртуть вывод т эпизодически через линию 26.
Температура, до которой охлаждаетс загр зненный ртутью поток жидкости, зависит в основном, от требуемой степени удалени ртути, выбора углеводородов в качестве абсорбента и расположени узла удалени ртути в технологической цепи. Углеводородную жидкость с очень низким
5 содержанием ртути можно получить при наиболее низкой температуре работы устройства дл удалени ртути. Когда стадию отделени ртути провод т сжиженной смесью этана, пропана и бутана (фиг. 2 и 3),
0 то процесс отделени ведут при -(45 - 160)°С. Когда ртуть удал ют из относительно теплого жидкого эффлюента абсорбера (фиг. 1 и 4) отделение ртути провод т при -(20-100)°С.
5 Как следует из примеров, согласно предлагаемому способу не требуетс замен ть сорбент, отработанный в процессе извлечени ртути из потока природного газа; после отделени ртути от сорбента его воз0 вращают на стадию абсорбции. По известному способу при использовании твердого сорбента, содержащего серу, после отработки сорбента требуетс его замена.
Claims (5)
1.Способ удалени ртути из потока природного газа, включающий подачу сорбента в зону контакта его с природным газом, контактирование сорбента с природным газом
0 при повышенном давлении и вывод обедненного ртутью природного газа из зоны контакта, отличающийс тем, что, с целью исключени замены отработанного сорбента, в качестве сорбента используют
5 свободные от ртути смесь этана, пропана и бутана, или пропана и бутана, ожиженную при охлаждении, или бензин, после контактировани с природным газом обогащенный ртутью сорбент вывод т из зоны
0 контакта, выдел ют из него ртуть охлаждением в жидком или твердом виде и рецирку- лируют в зону контакта с природным газом.
2.Способ поп, 1,отличающийс тем, что при использовании ожиженной
5 смеси этана, пропана и бутана или пропана и бутана ее температуру в зоне контакта с газом поддерживают равной от +10 до -85°С, а давление газа поддерживают равным 17-105 кг/см2.
0
3. Способ поп. 1,отличающийс тем, что при использовании бензина его температуру поддерживают равной от +40 до -45°С, давление газа поддерживают равным 7-140 кг/см , а температуру газа рав5 ной от +40 до -35°С.
4. Способ по пп. 1 и 2, отличающий с тек, что выделение ртути из обогащенных ею ожиженных смесей этана, пропана и бутана ведут при температуре от -45до-160°С.
5. Способ по пп. 1 и 3, отличаю- гащенного ртутью бензина ведут при темпе- щ и и с тем, что выделение ртути из обо- ратуре от -20 до -100°С.
Т /.
Фиг.З
Фиг. 5
Z4
Фиг. 7
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US06/923,462 US4693731A (en) | 1986-10-27 | 1986-10-27 | Removal of mercury from gases |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| SU1625321A3 true SU1625321A3 (ru) | 1991-01-30 |
Family
ID=25448718
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| SU874203522A SU1625321A3 (ru) | 1986-10-27 | 1987-10-26 | Способ удалени ртути из потока природного газа |
Country Status (12)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US4693731A (ru) |
| EP (1) | EP0266493B1 (ru) |
| JP (1) | JPS63112692A (ru) |
| CN (1) | CN1009056B (ru) |
| AU (1) | AU582089B2 (ru) |
| CA (1) | CA1302051C (ru) |
| DE (1) | DE3763404D1 (ru) |
| DZ (1) | DZ1137A1 (ru) |
| IN (1) | IN171012B (ru) |
| MX (1) | MX166185B (ru) |
| NO (1) | NO167550C (ru) |
| SU (1) | SU1625321A3 (ru) |
Families Citing this family (38)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| ES2032291T5 (es) * | 1987-12-11 | 1997-01-16 | Dsm Nv | Procedimiento para eliminar mercurio de medios organicos. |
| US4981577A (en) * | 1989-04-27 | 1991-01-01 | Mobil Oil Corporation | Process for the production of natural gas condensate having a reduced amount of mercury from a mercury-containing natural gas wellstream |
| US5209913A (en) * | 1989-04-27 | 1993-05-11 | Mobil Oil Corporation | Process for the production of natural gas condensate having a reduced amount of mercury from a mercury-containing natural gas wellstream |
| US5130108A (en) * | 1989-04-27 | 1992-07-14 | Mobil Oil Corporation | Process for the production of natural gas condensate having a reduced amount of mercury from a mercury-containing natural gas wellstream |
| US4983277A (en) * | 1989-04-27 | 1991-01-08 | Mobil Oil Corporation | Process for the production of natural gas condensate having a reduced amount of mercury from a mercury-containing natural gas wellstream |
| US5238488A (en) * | 1992-03-26 | 1993-08-24 | Gas Research Institute | Process and solution for transforming insoluble mercury metal into a soluble compound |
| US6797178B2 (en) | 2000-03-24 | 2004-09-28 | Ada Technologies, Inc. | Method for removing mercury and mercuric compounds from dental effluents |
| US8124036B1 (en) | 2005-10-27 | 2012-02-28 | ADA-ES, Inc. | Additives for mercury oxidation in coal-fired power plants |
| US6475451B1 (en) | 2000-08-23 | 2002-11-05 | Gas Technology Institute | Mercury removal from gaseous process streams |
| AU2002219907A1 (en) | 2000-11-28 | 2002-06-11 | Ada Technologies, Inc. | Improved method for fixating sludges and soils contaminated with mercury and other heavy metals |
| US7048781B1 (en) | 2002-10-07 | 2006-05-23 | Ada Technologies, Inc. | Chemically-impregnated silicate agents for mercury control |
| KR20040015294A (ko) * | 2001-06-29 | 2004-02-18 | 엑손모빌 업스트림 리서치 캄파니 | 메탄 풍부한 가압 액체 혼합물로부터 에탄 및 중질탄화수소를 회수하는 방법 |
| US6942840B1 (en) * | 2001-09-24 | 2005-09-13 | Ada Technologies, Inc. | Method for removal and stabilization of mercury in mercury-containing gas streams |
| US7183235B2 (en) | 2002-06-21 | 2007-02-27 | Ada Technologies, Inc. | High capacity regenerable sorbent for removing arsenic and other toxic ions from drinking water |
| US7361209B1 (en) | 2003-04-03 | 2008-04-22 | Ada Environmental Solutions, Llc | Apparatus and process for preparing sorbents for mercury control at the point of use |
| WO2006006978A1 (en) | 2004-06-28 | 2006-01-19 | Nox Ii International, Ltd. | Reducing sulfur gas emissions resulting from the burning of carbonaceous fuels |
| PL1872054T5 (pl) | 2005-03-17 | 2022-08-16 | Nox Ii International, Ltd. | Zmniejszenie emisji rtęci w spalinach ze spalania węgla |
| BRPI0606285A2 (pt) | 2005-03-17 | 2009-06-09 | Nox Ii International Ltd | redução de emissões de mercúrio a partir da queima de carvão |
| US8150776B2 (en) | 2006-01-18 | 2012-04-03 | Nox Ii, Ltd. | Methods of operating a coal burning facility |
| US8080156B2 (en) * | 2008-08-11 | 2011-12-20 | Conocophillips Company | Mercury removal from crude oil |
| CN107866141A (zh) | 2010-02-04 | 2018-04-03 | Ada-Es股份有限公司 | 控制从烧煤的热工艺释放汞的方法和系统 |
| US8524179B2 (en) | 2010-10-25 | 2013-09-03 | ADA-ES, Inc. | Hot-side method and system |
| US11298657B2 (en) | 2010-10-25 | 2022-04-12 | ADA-ES, Inc. | Hot-side method and system |
| US8951487B2 (en) | 2010-10-25 | 2015-02-10 | ADA-ES, Inc. | Hot-side method and system |
| US8496894B2 (en) | 2010-02-04 | 2013-07-30 | ADA-ES, Inc. | Method and system for controlling mercury emissions from coal-fired thermal processes |
| WO2011112854A1 (en) | 2010-03-10 | 2011-09-15 | Ada Environmental Solutions, Llc | Process for dilute phase injection or dry alkaline materials |
| US8784757B2 (en) | 2010-03-10 | 2014-07-22 | ADA-ES, Inc. | Air treatment process for dilute phase injection of dry alkaline materials |
| US8845986B2 (en) | 2011-05-13 | 2014-09-30 | ADA-ES, Inc. | Process to reduce emissions of nitrogen oxides and mercury from coal-fired boilers |
| US9017452B2 (en) | 2011-11-14 | 2015-04-28 | ADA-ES, Inc. | System and method for dense phase sorbent injection |
| US8883099B2 (en) | 2012-04-11 | 2014-11-11 | ADA-ES, Inc. | Control of wet scrubber oxidation inhibitor and byproduct recovery |
| US8974756B2 (en) | 2012-07-25 | 2015-03-10 | ADA-ES, Inc. | Process to enhance mixing of dry sorbents and flue gas for air pollution control |
| US9957454B2 (en) | 2012-08-10 | 2018-05-01 | ADA-ES, Inc. | Method and additive for controlling nitrogen oxide emissions |
| EP2890666B1 (en) | 2012-08-30 | 2018-12-12 | Chevron U.S.A., Inc. | Process for removing heavy metals from fluids |
| EP3476460B1 (en) | 2012-09-07 | 2022-11-02 | Chevron U.S.A. Inc. | Method for removing mercury from natural gas |
| US10350545B2 (en) | 2014-11-25 | 2019-07-16 | ADA-ES, Inc. | Low pressure drop static mixing system |
| CN104593108A (zh) * | 2015-02-17 | 2015-05-06 | 沈阳环境科学研究院 | 含汞天然气泄漏应急处理及清洗含汞设备的集成化装置 |
| AU2016262617A1 (en) * | 2015-05-14 | 2017-11-09 | Chevron U.S.A. Inc. | Process, method, and system for removing mercury from fluids |
| CN114106895B (zh) * | 2020-08-25 | 2023-05-26 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种热吹扫干燥式天然气湿气脱汞装置及方法 |
Family Cites Families (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2355167A (en) * | 1940-10-26 | 1944-08-08 | Kellogg M W Co | Process for the recovery of hydrocarbons |
| US2468750A (en) * | 1945-05-12 | 1949-05-03 | Hudson Engineering Corp | Method of separating hydrocarbons |
| US3102012A (en) * | 1959-07-27 | 1963-08-27 | Exxon Research Engineering Co | Process for purification of hydrogen |
| US3375639A (en) * | 1962-12-27 | 1968-04-02 | Union Oil Co | Extraction of acidic constituents from gas mixtures with gammabutyrolactone |
| US3736724A (en) * | 1972-01-13 | 1973-06-05 | E Wygasch | Method of drying and demercurizing hydrogen |
| US3793806A (en) * | 1972-09-25 | 1974-02-26 | Union Carbide Corp | Low temperature removal of mercury from gas streams |
| US4044098A (en) * | 1976-05-18 | 1977-08-23 | Phillips Petroleum Company | Removal of mercury from gas streams using hydrogen sulfide and amines |
| US4101631A (en) * | 1976-11-03 | 1978-07-18 | Union Carbide Corporation | Selective adsorption of mercury from gas streams |
| US4370156A (en) * | 1981-05-29 | 1983-01-25 | Standard Oil Company (Indiana) | Process for separating relatively pure fractions of methane and carbon dioxide from gas mixtures |
-
1986
- 1986-10-27 US US06/923,462 patent/US4693731A/en not_active Expired - Lifetime
-
1987
- 1987-07-17 IN IN615/DEL/87A patent/IN171012B/en unknown
- 1987-07-31 CA CA000543551A patent/CA1302051C/en not_active Expired - Lifetime
- 1987-08-06 DE DE8787111420T patent/DE3763404D1/de not_active Expired - Lifetime
- 1987-08-06 EP EP87111420A patent/EP0266493B1/en not_active Expired
- 1987-08-10 JP JP62199675A patent/JPS63112692A/ja active Granted
- 1987-08-12 AU AU76794/87A patent/AU582089B2/en not_active Ceased
- 1987-10-21 MX MX008929A patent/MX166185B/es unknown
- 1987-10-26 NO NO874442A patent/NO167550C/no not_active IP Right Cessation
- 1987-10-26 SU SU874203522A patent/SU1625321A3/ru active
- 1987-10-26 DZ DZ870189A patent/DZ1137A1/fr active
- 1987-10-27 CN CN87107491A patent/CN1009056B/zh not_active Expired
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Hydrocarbon Process. 1986, 65, № 4, p. 82. Ј4) СПОСОБ УДАЛЕНИЯ РТУТИ ИЗ ПОТОКА ПРИРОДНОГО ГАЗА * |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN87107491A (zh) | 1988-05-18 |
| MX166185B (es) | 1992-12-23 |
| EP0266493A1 (en) | 1988-05-11 |
| CN1009056B (zh) | 1990-08-08 |
| NO167550B (no) | 1991-08-12 |
| CA1302051C (en) | 1992-06-02 |
| AU582089B2 (en) | 1989-03-09 |
| EP0266493B1 (en) | 1990-06-27 |
| IN171012B (ru) | 1992-07-04 |
| NO167550C (no) | 1991-11-20 |
| AU7679487A (en) | 1988-04-28 |
| DZ1137A1 (fr) | 2004-09-13 |
| JPS63112692A (ja) | 1988-05-17 |
| NO874442L (no) | 1988-04-28 |
| NO874442D0 (no) | 1987-10-26 |
| DE3763404D1 (de) | 1990-08-02 |
| JPH037717B2 (ru) | 1991-02-04 |
| US4693731A (en) | 1987-09-15 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US4693731A (en) | Removal of mercury from gases | |
| RU2204094C2 (ru) | Усовершенствованный способ каскадного охлаждения для сжижения природного газа | |
| AU2008213739B2 (en) | Process and apparatus for depleting carbon dioxide content in a natural gas feedstream containing ethane and C3+ hydrocarbons | |
| US6539747B2 (en) | Process of manufacturing pressurized liquid natural gas containing heavy hydrocarbons | |
| RU2195611C2 (ru) | Способ охлаждения многокомпонентным хладагентом для сжижения природного газа | |
| RU2194930C2 (ru) | Способ сжижения потока природного газа, содержащего по меньшей мере один замораживаемый компонент | |
| AU537308B2 (en) | Cryogenic distillative separation of acid gases from methane | |
| RU2224961C2 (ru) | Способ удаления летучих компонентов из природного газа | |
| CA1298539C (en) | Process for separation of hydrocarbon gases | |
| KR20190046946A (ko) | 천연 가스의 액화 전 전처리 | |
| US4948405A (en) | Nitrogen rejection unit | |
| WO1983001294A1 (en) | Distillative separation of methane and carbon dioxide | |
| EP0068587A1 (en) | Process to remove nitrogen from natural gas | |
| KR20050102102A (ko) | 기체 천연 가스 스트림으로부터 천연 가스 액체의 제거 | |
| Valencia et al. | Controlled Freeze ZoneTM Technology for enabling processing of high CO2 and H2S gas reserves | |
| US3292382A (en) | Low temperature separation of h2s from hydrocarbon gas | |
| CA2935708C (en) | A method to recover and process methane and condensates from flare gas systems | |
| WO2013144671A1 (en) | Cryogenic separation process of a feed gas stream containing carbon dioxide and methane | |
| AU2013205633A1 (en) | Process and apparatus for depleting carbon dioxide content in a natural gas feedstream containing ethane and c3+hydrocarbons | |
| WO2019193740A1 (ja) | 天然ガス処理方法、及び天然ガス処理装置 | |
| GB1562208A (en) | Separation of carbon dioxide from methane-containing hydrocarbonfeeds | |
| GB2343739A (en) | Separation by distillation of carbon dioxide and C2+ hydrocarbons from a hydrocarbon rich feed. |