Vật liệu và xúc tác xử lý h2s trong công nghệ chế biến khí thiên nhiên và chế biến dầu

Vật liệu và xúc tác xử lý h2s trong công nghệ chế biến khí thiên nhiên và chế biến dầu

VẬT LIỆU VÀ XÚC TÁC XỬ LÝ H2S TRONG CÔNG NGHỆ CHẾ BIẾN KHÍ THIÊN NHIÊN VÀ CHẾ BIẾN

DẦUI.Giới thiệu chung:

1.Sơ lược về H 2 S trong công nghệ lọc dầu và công nghệ chế biến khí

Khí đồng hành và khí thiên nhiên ngoài cách hydrocarbone còn có thể chứa các khí acide như CO2, H2S cũng như các hợp chất hữu cơ chứa lưu huỳnh như COS, CS2 , RSH, tiophen và cách tạp chất khác.Trong nhà máy lọc dầu cũng tồn tại nhiều nguồn chứa H2S như khí của quá trình chưng cất khí quyển, của quá trình HDS , của phân xưởng tách khí hóa lỏng, phân xưởng FCC, phân xưởng giảm nhớt…Những chất kể trên

sẽ gây khó khăn trong quá trình vận chuyển cũng như khi sử dụng.H2S gây ăn mòn đườngống,tạo điều kiện thuận lợi cho sự ăn mòn kim loại, giảm hiệu quả các quá trình xúc tác cũng như làm ngộ độc của chất xúc tác.Ngoài ra chúng còn là những chất độc hại, nếu hàm lượng của chúng lớn sẽ gây ra ô nhiễm nghiêm trọng và ảnh hưởng đến các vấn đề

về sức khỏe con người.Nếu hàm lượng của H2S khoảng 10ppmv sẽ gây ngộ độc còn nếu lớn hơn 1000ppmv sẽ gây chết trong vài phút (Engineering Data book, 2004b).Mỗi quốc gia có quy định hàm lượng cho phép các hợp chất chứa lưu huỳnh có khác nhau.CHLB Nga quy định nồng độ H2S không vượt quá 22mg/m3.Ở Mỹ nồng độ H2S được quy định khắt khe hơn, không vượt quá 5.7mg/m3.Khi nồng độ các hợp chất lưu huỳnh khá cao người ta có thể thu hồi để sản xuất lưu huỳnh và H2SO4.Trong một cuộc khảo sát các mỏ khí ở Hoa Kì cho thấy hàm lượng H2S khoảng >4pppm điều này đòi hỏi cần có một quy trình để xử lý H2S trước khi đi vào quá trình chế biến khí và lọc dầu

Hiện tại có các phương pháp xử lý H2S sau khi thu được ở các nhà máy khí và lọcdầu như sau:

 Đốt và thải trực tiếp ra môi trường, nếu như với hàm lượng SOx thoát ra thấp hơn ngưỡng cho phép của các đạo luật về môi trường

 Phản ứng tạo kết tủa

 Sử dụng các quy trình để thu được S như Claus hoặc các quy trình tương tự

 Bơm vào lòng đất với một lượng thích hợp

2.Các phương pháp làm sạch khí khỏi H 2 S.

Để làm sạch khí tự nhiên , khí đồng hành, cũng như dầu mỏ ra khỏi H2S có rất nhiều phương pháp như sử dụng dung môi hấp thụ hóa học hay vật lý.Đây là phương pháp phổ biến rất hiện nay.Ngoài ra các có các phương pháp chưng chất, sử dụng chất hấp phụ rắn như ray phân tử ZnO, FeO…v.v.Trong nội dung bài báo cáo này, sẽ nêu ra một số

phương pháp như đã nêu trên cũng như quy trình Claus để xử lý khí H2S thu được

Việc chọn lựa các phương pháp làm sạch khí cần phải chú ý đánh giá thành phần của nguyên liệu bao gồm các tạp chất mà trong khí thành phẩm yêu cầu loại bỏ.Một yếu

tố quyết định đến chọn công nghệ ,phương pháp làm sạch khí, các phương pháp xử lý cácchất thải và làm sạch khí của công nghê phụ thuộc vào nồng độ H2S.Ngoài ra nhiệt độ và

áp suất của dòng khí, thành phần của dòng sản phẩm, thể tích khí cần xử lý, độ chọn luọc

và kinh tế là những yếu tố cần quan tâm.(sơ đồ hình 5.2 cho ta thấy cách lựa chọn các phương pháp theo áp suất hơi của H2S.)

Trong công nghiệp chủ yếu dùng phương pháp hấp thụ để làm sạch khí khỏi H2S Tùy thuộc vào hàm lượng các tạp chất acid mà người ta sử dụng các dung môi hấp thụ khác nhau.Các chất hấp thụ cần thỏa mãn các yêu cầu sau:

 Có tính hấp thụ chọn lọc.Đây là tính chất quan trọng nhất

 Độ nhớt của chất hấp thụ nhỏ

 Nhiệt dung riêng bé, tiêu tốn năng lượng cho quá trình tái sinh nhỏ

 Nhiệt độ sôi khác xa với nhiệt độ sôi của cấu tử bị hấp thụ, nhờ vậy dễ dàng tái sinh dung môi bằng chưng cất

 Nhiệt độ đóng rắn thấp, không bị đóng rắn tại nhiệt độ làm việc

 Không tạo thành kết tủa khi hấp thụ

 Ít bay hơi, mất mát ít trong quá trình tuần hoàn chất hấp phụ

 Không độc, không gây ô nhiễm môi trường ,không ăn mòn thiết bị

3.Quy trình Claus

Theo tính toán người ta cho rằng Clause chỉ có thể áp dụng cho các khí acid với hàm lượng H2S lớn hơn 15% thể tích.Hiện nay các thiết bị của phương pháp Claus được thiết

kế hoạt động theo điều kiện này

Quy trình Clause gồm có 2 bước chính:xử lý nhiệt và xúc tác:

Bước xử lý nhiệt:Dưới tác dụng của nhiệt độ khoảng 8500C H2S được đốt cháy trong oxi theo phản ứng:

Khoảng 60 đến 70% lượng S sẽ thu được ở bước này:

Ngoài ra sẽ xảy ra một số phản ứng phụ trong quá trình này:

Các bước tiến hành ta sẽ tiến hành gia nhiệt để ngăn chặn S bám trên bề mặt xúc tác sau

đó tiến hành phản ứng có xúc tác và làm lạnh để thu được S

4.Nhà máy lọc dầu DQ:

Hiện tại nhà máy lọc dầu Dung Quất sử dụng DEA để hấp thụ H2S

Type DEA: 20% wt di-ethanolamine

H2S content: 0.022 mole/mole DEA

Trong quá trình vận hành tháp hấp thụ amin, clean amine nên có nhiệt độ cao

hơn fuel gas 15 o C để tránh ngưng tụ HC bên trong tháp

II.Các vật liệu và xúc tác của quá trình xử lý H 2 S

1.Amine(phương pháp hóa học)

 Dung dịch amin được sử dụng từ năm 1930, được áp dụng một cách rộng rãi để xử

lý khí acid trong lọc dầu

 Amin là hợp chất được tạo thành bằng cách thay thế nguyên từ hydro trong NH3

bằng các gốc hydrocarbon Tùy thuộc vào số nguyên tử hydro bị thay thế trong

NH3 mà ta có amin bậc 1, bậc 2 và bậc 3, trong đó amin bậc 1 có khả năng phản ứng cao nhất, tiếp theo là amin bậc 2 và bậc 3

 Nông độ amin được sử dụng thường từ 10-65% tùy thuộc vào loại amin được sử dụng

 Quá trình loại bỏ H2S bằng amin gồm 2 bước:

o Khí được hòa tan vào trong lỏng (hấp thụ vật lý)

o Khí hòa tan là acid yếu sẽ phản ứng với base yếu amin

 Ưu điểm:

 Đảm bảo làm sạch triệt để khí H2S với áp suất riêng phần và nồng độ của chúng trong khí ban đầu khác nhau

 Độ hòa tan của các hydrocarbon trong những chất hấp thụ này không cao

 Thiết bị và công nghệ của quá trình đơn giản và bền

 Nhược điểm:

 Mức độ tách cách hợp chất lưu huỳnh khác như mercaptan, sulfide, disulfide thấp.

 Tương tác của RSH, COS, CS2 với một vài dung môi dẫn đến tạo thành cách hợp chất hóa học không tái sinh được trong điều kiện của quá trình, mà những chất này dễ tạo bọt

 Quá trình phải có bậc tuần hoàn hấp thụ cao và tiêu hao nhiệt lượng lớn

 Chất hấp thụ và sản phẩm tương tác giữa chúng với các tạp chất chứa trong khínguyên liệu có thể tạo thành hợp chất có hoạt tính ăn mòn cao

 Phản ứng hóa học xảy ra giữa alkanolamine và khí H2S:

 Phản ứng hấp phụ khí H2S và amin là phản ứng tỏa nhiệt mạnh

 Bất chấp cấu trúc của amin, H2S phản ứng nhanh với các amine bậc 1, 2 và 3 thông qua phản ứng chuyểntrực tiếp proton

 Các loại amin phổ biến nhất được sử dụng là:

 Công nghệ và thiết bị đơn giản, độ bền cao khi vận hành đúng.

 Dung dịch MEA tương đối khó hấp thụ hydrocarbon nên tổn thất ít

 Nhược điểm

 Áp suất hơi lớn dẫn đến dễ mất mát do bay hơi

 So với amin bậc 2 và bậc 3, MEA có tính ăn mòn cao hơn Đây là lý do tại sao nồng độ của MEA được giới hạn từ 15-18% khối lượng

 Tạo thành các sản phẩm không thuận nghịch với COS, CS2 làm mất hoạt tính của chất hấp thụ, tăng tính tạo bọt và tính ăn mòn Do đó một

“reclaimer” được sử dụng để loại bỏ các muối này

 Nhiệt phản ứng với khí H2S cao dẫn đến yêu cầu năng lượng cao cho phản ứng tái sinh

 Mức độ thu hồi mercaptan và các tạp chất lưu huỳnh khác thấp

 Tuy nhiên trong những năm gần đây, nhờ việc nghiên cứu chất ức chế ăn mòn nên khả năng tăng nồng độ MEA trong dung dịch lên đến 30%, do đó quá trình làm sách khí acide bằng MEA trở nên có lợi và tiến bộ hơn

 Đảm bảo làm sạch triệt để khí khỏi khí acid với sự có mặt của COS,

CS2 (do DEA tạo ra muối có thể tái sinh với COS, CS2)

 Công nghệ và thiết bị đơn giản, bền nếu vận hành đúng hệ thống

 Sự hấp thụ diễn ra ở nhiệt độ từ 10-20 0C cao hơn trong quá trình MEA nên cho phép loại trừ sự tạo bọt mãnh liệt của dung dịch khi

làm sạch khí có nồng độ hydrocarbon nặng cao (hoặc có

hydrocarbon lỏng trong dung dịch)

 So với MEA, DEA có áp suất hơi thấp hơn, do đó mất mát do bay hơi thấp hơn, có thể hoạt động ở nồng độ khí H2S cao Thường từ 0.35-0.8 mol H2S/mol amin so với 0.3-0.4 mol H2S/mol amin của MEA

 Sản phẩm phân hủy của DEA có tính ăn mòn ít hơn so với sản phẩm phân hủy của MEA

 Nhược điểm:

 Khả năng hấp thụ dung môi thấp do nó là amine bậc 2 do có ái lực với H2S nhỏ, nhất là với dòng khí nguyên liệu có áp suất thấp; lưu lượng riêng của chất hấp thụ cao và chi phí vận hành lớn

 Một số tạp chất chứa trong khí nguyên liệu (HCN…) tương tác với dung môi tạo thành các hợp chất không tái sinh được

 Khả năng hấp thụ mercaptan và các tạp chất hữu cơ chưa lưu huỳnh khác thấp

1.3 Xử lý bằng DIPA

 Dung môi được dùng là dung dịch nước DIPA với nồng độ tương đối cao 30-40% Nhờ dung môi này, việc làm sạch triệt để khí khỏi H2S được đảm bảo

 DIPA có thể đồng thời làm sạch khí khỏi CO2, COS và RSR

 DIPA tương tác với CO2, COS và RSR tạo thành các hợp chất dễ tái sinh,

vì vậy sự phân hủy của DIPA do tương tác với hợp chất chứa lưu huỳnh và oxy ít hơn nhiều so với quá trình MEA

 Sơ đồ quy trình công nghệ làm sạch bằng MEA và quá trình DIPA thực tế không khác nhau, vì vậy hệ thống làm sạch bằng MEA có thể dễ dàng chuyển đổi cho hoạt động với DIPA

 Quá trình DIPA ứng dụng rộng rãi để xử lý khí tự nhiên và dầu mỏ cũng như khí của quá trình xúc tác (FCC, HDS,…) trong các nhà máy chế biến dầu mỏ.

1.4 Xử lý bằng DGA

 So với MEA, DGA có áp suất hơi thấp hơn nên cho phép sử dụng ở nồng

độ cao (50-70%), dẫn đến tốc độ tuần hoàn thấp hơn, tăng tính kinh tế

 Tương tác giữa DGA với CO2, COS, CS2 và mercaptan dẫn đến tạo thành các hợp chất dễ tái sinh

 Quá trình này được đề nghị sử dụng khi hàm lượng khí acide trong khí nguyên liệu là 1.5-8%

 Quá trình tái sinh DGA được thực hiện trong môi trường chân không

(13-17 kPa) và nhiệt độ đáy tháp là 160-(13-170 0C

 Việc thay MEA bằng DGA cho phép giảm lưu lượng riêng chất hấp thụ và chi phí năng lượng 25-40%

 Tượng tự MEA, một “reclaimer” cũng được sử dụng để loại bỏ các muối không thuận nghịch

1.5 Xử lý bằng MDEA

 MDEA là amine bậc 3 và khoảng nồng độ thường sử dụng là 20-50% do nó

ít ăn mòn, lượng khí acide hấp thụ nhiều 0.7-0.8 mol acide/mol MDEA

 MDEA có áp suất hơi bão hòa thấp nên ít mất mát, nhiệt của phản ứng với khí acide thấp, khả năng phân hủy kém và quan trọng là hấp thụ chọn lọc

H2S trong dòng khí có CO2

1.6 1 Sơ đồ quy trình công nghệ

Khí chua được đưa vào đáy của thiết bị hấp thụ ở áp suất 70 bar và nhiệt độ khoảng

32 0C Khí chua được đi từ dưới lên, còn dung dịch amine đi từ trên xuống Amine giàu khí chua ra khỏi đáy ở nhiệt độ khoảng 60 0C và vào bình tách, tại đây áp suất được giảm từ 70 bar còn 5-7 bar để loại bỏ các hydrocarbon hòa tan Các

hydrocarbon hòa tan thường được sử dụng như là một nhiên liệu Nếu cần thiết, một dòng nhỏ amine sẽ tiếp xúc với khí nhiên liệu để loại bỏ H2S Amine giàu khí chua sau đó sẽ được đi qua thiết bị trao đổi nhiệt và đi vào tháp tái sinh dung môi ở nhiệt đội khoảng từ 80-105 0C Hơi tạo ra ở thiết bị đun sôi ở đáy sẽ đi lên đỉnh tháp qua đĩa hay đệm , nơi khí acide được loại bỏ khỏi dung dịch amine Dòng amine nghèo khí acide được đưa ra khỏi tháp tái sinh, làm lạnh xuống 45 0C và được hồi lưu vào lại ở đỉnh tháp hấp thụ Dòng hơi bao gồm khí acide và hơi nước

sẽ thoát ra ở đỉnh tháp tái sinh sau đó được đưa vào quá trình hồi lưu lưu huỳnh.Nếu dung môi là MEA thì có sử dụng thêm thiết bị gọi là “reclaimer” (thiết bị phụchồi) để loại bỏ các sản phẩm phụ sinh ra từ tháp hấp thụ Dung môi DEA không sử dụng thiết bị này

o Nồng độ amine (nồng độ cao thuận lợi cho ăn mòn)

o Amine giàu khí acide (nồng độ khí acide cao thuận lợi cho ăn mòn)

1.6.4 Muối bền nhiệt

 Là sản phẩm phụ của quá trình hấp phụ

 Có thể gây ra ăn mòn và tạo bọt

 Được xử lý thông qua thiết bị phục hồi (reclaimer)

2 Xử lý H 2 S bằng hấp thụ vật lý

2.1NMP or N-Methyl-2-Pyrrolidone (Purisol)

 Các phương án dòng chảy dùng cho dung môi này cũng tương tư như dùng cho DEPG.Quy trình có thể vận hành ở nhiệt đô môi trường hoặc làm lạnh xuống khoảng 5oF (-15oC)

 NMP có áp suất hơi tương đối cao so với DEPG hoặc PC,và được khuyến cáo dùng nước để rửa cả khí đã khử và khí acid bị loại bỏ.Nó không thể dùng trong dehydrate carbon nếu rửa nước được dùng.Thông thường tái sinh NMP với nước là không cần thiết nếu quy trình diễn ra ở nhiệt độ tại một khu vực nhỏ

 NMP có độ chọn lọc cao nhất trong các dung môi vật lý đối với khử H2S và

CO2.COS không tan như H2S nhưng nó thuỷ phân bởi dung môi NMP.Quy trình Purisol đặc biệt phù hợp để thanh lọc áp suất cao, CO2 nồng độ cao khí tổng hợp cho hệ thống tua bin khí khí chu kì hỗn hợp (IGCC) do tính chọn lọc cao đối với H2S.Độ tinh khiết cực liên quan đến các hợp chất lưu huỳnh có được bình thường không cần thiết cho khí đốt như vậy, và carbon dioxide trong khí tinh khiết mở rộng thông qua các tua bin khí để cung cấp năng lượng bổ sung

2.2 Rectisol(Metanol)

 Quy trình Rectisol là quy trình thương mại đầu tiên dựa trên một dung môi hữu cơ và các chất được sử dụng rộng rãi cho các ứng dụng khí tổng hợp Nhiệt độ vận hành ở nhiệt độ rất thấp và phức tạp so với các quá trình dung môi vật lý khác

 Ứng dụng chính của quy trình Rectisol là làm sạch khí chuyển hoá lấy được

từ khí hoá dầu nặng và cặn hơn là ứng dụng trong khỉ khú thiên nhiên

 Điều kiện quá trình và thiết bị yêu cầu cũng rất khác nhau cho từng dung môi Quy trình Rectisol thì rất linh hoạt với nhiều phương án khác

nhau.Thông số kỹ thuật sản phẩm và mục tiêu xử lý là những yếu tố chính trong việc xác định các chương trình dòng chảy tối ưu Quy trình Rectisol

có thể được cấu hình để giải quyết việc tách khí tổng hợp thành các thành phần khác nhau tùy thuộc vào sản phẩm cuối cùng cần thiết

 Metanol có áp suất hơi tương đối cao ở điều kiện vận hành hệ thống bình thường,điều kiện quá lạnh hoặc đặc biệt được yêu cầu để giảm mất mát dung môi.Rửa bằng nước cho nước thải thường được dùng để tái sinh Metanol.Quy trình Rectisol thường hoạt động dưới 32oF (0oC) và có thể vậnhành ở nhiệt độ thấp cỡ -95oF (-70.5oC).Quy trình thường hoạt động dao động từ (-40:-80)oF (-40:-62)oC.Bởi vì nhiệt độ thấp khoảng 5% vật liệu dùng là trong quá trình Rectisol là thép không gỉ

 Độ chọn lọc cao của metanol đối với H2S và CO2kết hợp với khả năng loại

bò COS là ưu điểm đầu tiên của quy trình.Độ tan của H2S và CO2 trong metanol là cao hơn so với DEPG tuy nhiên chương trình dòng chảy phức

tạp cùng với dung môi lạnh là một bất lợi đối với vốn và chi phí vận hành.Để làm lạnh ở nhiệt độ thấp tiêu tốn nhiều năng lượng.Tuy nhiên khuyết điểm này có thể giảm nhẹ bằng việc giảm tốc độ dòng chảy dung môi để loại bỏ CO2 so với các quy trình khác.Độ tan của khí acid trong dung môi vật lý tăng đánh kể khi nhiệt độ giảm.Nhiệt độ thấp có thể giảm mất mát dung môi bởi áp suất hơi thấp của metanol trong dòng hơi.Nếu H2S

bị loại bỏ từ khí và CO2 vẫn còn trong khí để khử thì Selexol và NMP là thích hợp hơn so với methanol

2.3 Quy trình selexol

Trong muối amine và muối alkali thì khí acid được loại bỏ bằng 2 bước:

Hấp thu vật lý diễn ra sau bởi phản ứng hóa học.Trong quy trình tương tự như Selexol hay Rectisol không có phản ứng hóa học nào diễn ra và việc loại khí acidphụ thuộc vào

sự hấp thụ vật lý.Một vài ưu nhược điểm của quy trình hất thụ vật lý được tổng hợp như sau:

Quy trình hất thu thường có hiệu quả khi áp suất riêng phần của của khí acid cao bằng môi trường bên ngoài,bởi vậy áp suất riêng phần là động lực chính cho hấp thụ vật lý.Hidrocarbon nặng thì hất thụ mạnh bằng dung môi và do đó sự loại bỏ khí acid là hiệu quả trong khí thiên nhiên với nồng độ hidrocarbon nặng thấp

Dung môi có thể được chọn để loại bỏ cấu tử Sulfur qua đó cho phép CO2 lẫn trong dòng khí còn lại và giảm chi phí tách chiết

Năng lượng đòi hỏi cho việc tái sinh dung môi thấp hơn hệ thống có sự tham gia của phản ứng hóa học

Việc tách cần được tiến hành ở gần nhiệt động môi trường

Việc tách nước diễn ra song song với tách khí acid,nhưng ngược lại trong quy trình sản xuất amine thì nước phả được tách khỏi và dòng sản phẩm phải khô trong mọi trường hợp

Selexol là 1 kiểu áp dụng của hất thụ vật lý và nó là mục được diễn ta nhiều trong quy trình.Do đó nó thường được lựa chọn làm ví dụ để diễn tả quy trình hất thụ.Cuốn

Hanbook of Kohl và Nielsen (1997) còn cung cấp thông tin trên nhiều quy trình hất thụ khác

Đặc tính của Selexol:

Selexol có thành phần là poly ethylen glycol và có công thức như sau:

Bởi bì Selexol là hỗn hợp các chất đồng đẳng(trong đó giá trị của N trong công thức thông thường cho Selexol thì biến đổi.Đặc tính vật lý được nói đến dưới đêy là khá chính xác

Bảng 5.6 (Sweny, 1980) có sự hiện diện của RK,là tỉ số của giá trị K cho methane,KCH 4

(giá trị mặc định là 1),để biến giá trị K cho các cấu tử khác RK=KCH 4/ Kcomponent

Bảng 5.7 cho biết một vài thông số vật lý của Selexol

Giá trị RK lớn hơn cho thấy độ tan của cấu tử trong selexol lớn hơn methan, nhưng ngượclại cho thấy rằng thấp hơn so với cấu tử đối khác.Những giá trị này được quan tâm như một đặc trưng vì nhiệt độ và áp suất thì không lý thuyết,như chú thích trước đó thì vị trí của Selexol luôn biến đổi.

Bởi vì RK của CO2 và H2S lần lượt là 15 và 134 do đó khí này có thể hấp thụ triệt để ( gầngiống CH4) và do đó thì hấp thụ vật lý là kĩ thuật hiệu quả với việc loại bỏ khí acid.Quy trình có thể giảm nồng đồ H2S xuống 4 ppmv,CO2 xuống trên dưới 50 ppmv và loại hầu hết mercaptans như CS2 và COS.Hai đặc điểm được thêm vào bảng 5.6 là đề cập quan trọng.Bởi vì giá trị RK cho hydrocarbon nặng hơn CH4 thì khá cao(6.4 với C2H6,15.3 với

C3H8,và 35 với n-C4H10 ),Selexol sẽ tách phần lớn hydrocarbon,một đặc điểm có thể dương hoặc âm tùy thuộc vào su75 tạo thành khí trong quy trình và tạo thành sản

phẩm.Cuối cùng giá trị RK của H2O là khá lớn do đó Selexol cho khả năng khử nướcBucklin và Schendel(1985) báo cáo thông số độ hòa tan của khí trong bảo hệ số hấp thụ ( thể tích khí hấp thụ trong 1 đơn vị thể tích lỏng.Chúng ta chuyển đổi giá trị cho vài cấu

tử vào scf khí hấp thụ/ đơn vị selexol và được vẽ thành đồ thị trong hình 5.8

Giả định tuân theo định luật Henry cho biết độ tan xấp xỉ ở áp suất cao hơn.Các đường thẳng bỏ qua sự tương tác giữa các chất tan.Epps (1994) đã thảo luận về độ hòa tan giới hạn của Hydrocarbon trong chất lỏng(khi chất lỏng bão hòa,pha hydrocarbon thứ 2 sẽ nổilên trên pha selexol) và tác động của hấp thụ nước trên độ hòa tan của hydrocarbon.Miêu tả điều kiện quy trình

Cách triển khai của Selexol là vô cùng biến đổi và do đó không có giản đồ lưu lượng quy trình thông thường nào có thể dùng được.Sweny (1980) trình bày giản đồ lưu lượng cho

9 cách triển khai khác nhau và Epps(1994) đã thảo luận kế hoạch để loại nước của khí thiên nhiên và điều khiển điểm sương của Hydrocarbon

Một kế hoạch được thảo luận bởi Epps(1994) được kí hiệu chỉ như thiết bị phân phối Châu âu và nó được thể hiện ở hình 5.9