DK201070126A - Fremgangsmåde til behandling af naturgas for at opnå en behandlet naturgas og en fraktion af C5+ hydrocarboner samt et anlæg til udøvelse heraf - Google Patents

Fremgangsmåde til behandling af naturgas for at opnå en behandlet naturgas og en fraktion af C5+ hydrocarboner samt et anlæg til udøvelse heraf Download PDF

Info

Publication number
DK201070126A
DK201070126A DKPA201070126A DKPA201070126A DK201070126A DK 201070126 A DK201070126 A DK 201070126A DK PA201070126 A DKPA201070126 A DK PA201070126A DK PA201070126 A DKPA201070126 A DK PA201070126A DK 201070126 A DK201070126 A DK 201070126A
Authority
DK
Denmark
Prior art keywords
column
stream
natural gas
coming
heat exchanger
Prior art date
Application number
DKPA201070126A
Other languages
English (en)
Inventor
Paradowski Henri
Vovard Sylvain
Original Assignee
Technip France Sa
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 Technip France Sa filed Critical Technip France Sa
Publication of DK201070126A publication Critical patent/DK201070126A/da

Links

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
    • B01D53/002—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
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G5/00—Recovery of liquid hydrocarbon mixtures from gases, e.g. natural gas
    • C10G5/06—Recovery of liquid hydrocarbon mixtures from gases, e.g. natural gas by cooling or compressing
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L3/00—Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
    • C10L3/06—Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by C10G, C10K3/02 or C10K3/04
    • C10L3/10—Working-up natural gas or synthetic natural gas
    • 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
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/0204—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the feed stream
    • F25J3/0209—Natural gas or substitute natural gas
    • 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
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/0228—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream
    • F25J3/0238—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream separation of CnHm with 2 carbon atoms or more
    • 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
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/0228—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream
    • F25J3/0242—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream separation of CnHm with 3 carbon atoms or more
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2256/00—Main component in the product gas stream after treatment
    • B01D2256/24—Hydrocarbons
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2257/00—Components to be removed
    • B01D2257/70—Organic compounds not provided for in groups B01D2257/00 - B01D2257/602
    • B01D2257/702—Hydrocarbons
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/10—Feedstock materials
    • C10G2300/1025—Natural gas
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/40—Characteristics of the process deviating from typical ways of processing
    • C10G2300/4012—Pressure

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Thermal Sciences (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Analytical Chemistry (AREA)
  • Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)
  • Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)

Abstract

Denne fremgangsmåde omfatter indføringen af en strømladning (54) i en første kolbe (22), den dynamiske ekspansion af den gasagtige strøm (56), der kom mer fra kolben (22), i en turbine (24), og derefter dens indføring i en første ren sekolonne (26). Den omfatter produktionen ved den første kolonnes (26) top af en renset gas (70) og genindvinding ved bunden af den første kolonne (26) af en fortættet bundgas (74), som efter ekspansion indføres i en tredje kolonne (30) til elimine ring af C Den rensede topnaturgas (70), som udsendes fra den første kolonne (26), gen opvarmes i en første varmeveksler (20) ved varmeveksling med en gasladning (12). Fremgangsmåden omfatter komprimering af den gasagtige strøm (86) fra den anden kolonnes (30) top i en kompressor (38) før dens indføring i en anden separatorkolbe (40).

Claims (15)

1. Fremgangsmåde til behandling af en tørret naturgasladning (12), hvorfra kulsyren er fjernet, med henblik på at opnå en behandlet naturgas (14), der er beregnet til at blive gjort flydende, og en fraktion af C5+-hydrocarboner, hvilken fremgangsmåde omfatter følgende trin: - afkøling af ladningen (12) af naturgas i en første varmeveksler (20) for at danne en strøm af en forafkølet ladning (54), - indføring af strømmen af den forafkølede ladning (54) i en første separatorkolbe (22) for at danne en forafkølet gasagtig strøm (56) og eventuelt en forafkølet væskeformet strøm (58), - dynamisk ekspansion af den forafkølede gasagtige strøm (56) i en ekspansionsturbine (24) og indføring af den ud fra ekspansionsturbinen (24) kommende ekspanderede strøm (60) i en første rensekolonne (26), - eventuel ekspansion af den forafkølede væskeformede strøm (28) og indføring i den første kolonne (26), - produktion af en renset topnaturgas i toppen af den første kolonne (26), - genvinding af en væskeformet bundnaturgas (74) fra bunden af den første kolonne (26), - indføring af den væskeformede bundnaturgas (74) i en anden kolonne til eliminering af C5+-hydrocarboner, - produktion af fraktionen (16) af Cs+-hydrocarboner i bunden af den anden kolonne, - produktion af en gasagtig topkolonnestrøm i toppen af den anden kolonne (30) og indføring af den gasagtige topkolonnestrøm (86) i den anden separatorkolbe (40) for at danne en bundvæskestrøm (100) og en topgasstrøm (90), - indføring af en første del (102) af bundvæskestrømmen (100) i den anden kolonne (30) ved tilbagestrømning og indføring af en anden del (104) af bundvæskestrømmen (100) i den første kolonne (26) ved tilbagestrømning, - indsprøjtning af i det mindste en del af topgasstrømmen (90), som kommer ud fra den anden separatorkolbe (40), i den rensede topnaturgas (70) for at danne den behandlede naturgas (14), kendetegnet ved, at fremgangsmåden omfatter følgende trin: • genopvarmning af den rensede topnaturgas (70), som kommer fra den første kolonne (26) i den første varmeveksler (20) ved varmeveksling med naturgasladningen (12), • ekspansion af den væskeformede bundnaturgas (74), som kommer fra den første kolonne, før dens indføring i den anden kolonne (30), • kompression af den gasformede topkolonnestrøm i en første kompressor (38) og afkøling før dens indføring i den anden separatorkolbe (40), at den forafkølede gasstrøm (56) under det dynamiske afslapningstrin af-komprimeres ind til et tryk på over 35 bar, med fordel over 40 bar og særlig fordelagtigt over 44 bar, og at det tryk, der hersker i den anden kolonne (30), er lavere end 25 bar, med fordel lavere end 20 bar og særlig fordelagtigt lavere end 15 bar.
2. Fremgangsmåde ifølge krav 1, kendetegnet ved, at den forafkølede gas-agtige strøm (56) har en temperatur, som efter passagen i ekspansionsturbinen (24) er større end den rensede topnaturgas' (70) udtagningstemperatur ved toppen af den første kolonne (26).
3. Fremgangsmåde ifølge krav 1 eller 2, kendetegnet ved, at den omfatter iværksættelse af varmeveksling af den anden del (104) af bundvæskestrømmen (100) i en anden varmeveksler (28) med den væskeformede bundnaturgas (74), der kommer fra den første kolonne (26), idet den anden varmeveksler med fordel er en til to strømme.
4. Fremgangsmåde ifølge et eller flere af kravene 1-3, kendetegnet ved, at den omfatter udtagningen af en fraktion (132) af topgasstrømmen, der kommer fra den anden separatorkolbe (40), og indføring af den udtagne fraktion (132) i den anden del (104) af bundvæskestrømmen (100), der kommer fra den anden separatorkolbe (40).
5. Fremgangsmåde ifølge et eller flere af kravene 1 - 4, kendetegnet ved, at den gasagtige topkolonnestrøm (86), der kommer fra den anden kolonne (30), bringes til varmeveksling efter sin komprimering i den første kompressor (38) med den væskeformede bundnaturgas (74), der kommer fra den første kolonne (26), i en tredje varmeveksler (52), idet den tredje varmeveksler med fordel er en varmeveksler til to strømme.
6. Fremgangsmåde ifølge et eller flere af kravene 1 - 5, kendetegnet ved, at den omfatter et trin til udtagning af en anden strøm (112) fra den anden del (104) af bundvæskestrømmen (100), før dennes indføring i den første kolonne (26), og indføring af den anden strøm (112) i den rensede topnaturgasstrøm, der kommer fra den første kolonne (26).
7. Fremgangsmåde ifølge et eller flere af kravene 1 - 6, kendetegnet ved, at hele den forafkølede gasagtige strøm (56), der kommer fra den første separatorkolbe (22) indføres i den dynamiske ekspansionsturbine (24).
8. Fremgangsmåde ifølge et eller flere af kravene 1-7, kendetegnet ved, at antallet af teoretiske bunde i den første kolonne (26) er mindre end 4.
9. Fremgangsmåde ifølge et eller flere af kravene 1-8, kendetegnet ved, at naturgasladningen (12) afkøles udelukkende ved varmeveksling med den rensede topnaturgas (70), som kommer fra den første kolonne (26) uden tilførsel af kulde fra en udvendig afkølingscyklus.
10. Fremgangsmåde ifølge et eller flere af kravene 1-9, kendetegnet ved, at strømmen af C5+-hydrocarboner har et damptryk, der er lavere end 1 bar, med fordel lavere end eller lig med 0,8 bar.
11. Fremgangsmåde ifølge et eller flere af kravene 1-10, kendetegnet ved, at den første varmeveksler (20) er en varmeveksler til to strømme.
12. Anlæg (10; 130; 150) til behandling afen tørret naturgasladning (12), hvorfra kulsyren er fjernet, med henblik på at opnå en behandlet naturgas (14), der er beregnet til at blive gjort flydende, og en fraktion af C5+-hydrocarboner, hvilket anlæg er af den type, som omfatter: - midler til at afkøle naturgasladningen (12) for at danne en forafkølet ladningsstrøm (54), og som omfatter en første varmeveksler (20), - en første separatorkolbe (22) til at danne en forafkølet gasagtig strøm (56) og eventuelt en forafkølet væskestrøm (58), - midler til at indføre den forafkølede ladningsstrøm (54) i den første separatorkolbe (22), - en turbine til dynamisk ekspansion af den gasagtige forafkølede strøm (56), - en første rensekolonne (26), - midler til at indføre den ekspanderede strøm (60), der kommer fra ekspansionsturbinen (24), i den første kolonne (26), - eventuelt midler til ekspandering og indføring af den forafkølede væskestrøm (58) i den første kolonne (24), - midler til genindvinding af en renset topnaturgas (70) fra toppen af den første kolonne (26), - midler til genindvinding af en væskeformet bundnaturgas (74) fra bunden af den første kolonne (26), - en anden kolonne (30) til eliminering af Cs+-hydrocarbonerne, - midler til at indføre den væskeformede bundnaturgas (74) i den anden kolonne (30), - midler til genindvinding af friktionen (16) af C5+-hydrocarboner ved bunden af den anden kolonne (30), - midler til genindvinding af en gasagtig topkolonnestrøm (86) ved toppen af den anden kolonne (30), - en anden separatorkolbe (40), - midler til indføring af den gasagtige topkolonnestrøm (86) i den anden separatorkolbe (40) for at danne en bundvæskestrøm (100) og en topvæskestrøm (90), - midler til indføring af en anden del (102) af bundvæskestrømmen (100) i den anden kolonne (30) ved tilbagestrømning, og midler til indføring afen anden del (104) af bundvæskestrømmen (100) i den første kolonne (26) ved tilbagestrømning, - midler til indsprøjtning af i det mindste en del af den gasagtige hovedstrøm (90), der kommer fra den anden separatorkolbe (40) i den rensede topnaturgas (70) for at danne strømmen af behandlet naturgas (14), kendetegnet ved, at anlægget omfatter: • midler til indføring af den rensede topnaturgas (70), der kommer fra den første kolbe (26) i den første varmeveksler (20) for at genopvarme den rensede topnaturgas, som kommer fra den første kolonne (26) i den første varmeveksler (20) med henblik på varmeveksling med naturgasladningen (12), • midler (26) til ekspansion af den væskeformede bundnaturgas (74), der kommer fra den første kolonne (26) før dens indføring i den anden kolonne (30), • midler til komprimering af den gasagtige topkolonnestrøm (86) før dens indføring i den anden ballonseparator (40), og som omfatter en første kompressor (38), at den dynamiske ekspansionsturbine (56) er velegnet til at afkomprimere den forafkølede gasagtige strøm (56) til et tryk på over 35 bar, med fordel over 40 bar og særlig hensigtsmæssigt over 44 bar, og at det tryk, der hersker i den anden kolonne (30) er mindre end 25 bar, med fordel mindre end 20 bar, og særlig hensigtsmæssigt mindre end 15 bar.
13. Anlæg (10; 130; 150) ifølge krav 12, kendetegnet ved, at det omfatter en anden varmveksler (28), som er indrettet til at iværksætte varmeveksling imellem den væskeformede bundnaturgas (74), der kommer fra den første kolonne, og den anden del (104) af bundvæskestrømmen (100), der kommer fra den anden separatorkolbe (40), idet den anden varmeveksler med fordel er en varmeveksler til to strømme.
14. Anlæg (130; 150) ifølge et af kravene 12 eller 13, kendetegnet ved, at den har midler til udtagning af i det mindste en del af den gasagtige topstrøm (90), der kommer fra den anden separatorballon (40), til indføring ved sammenblanding i den anden del (104) af bundvæskestrømmen (90), der kommer fra den anden separatorkolbe (40).
15. Anlæg (150) ifølge et af kravene 12 til 14, kendetegnet ved, at den omfatter en tredje varmeveksler (152), som er indrettet til at iværksætte varmeveksling imellem den komprimerede gasagtige topstrøm (88), der kommer fra den anden kolonne (30), og den væskeformede bundnaturgas (74), der kommer fra den anden kolonne (26), idet den tredje varmeveksler med fordel er en varmeveksler til to strømme. for Technip France Chas. Hude A/S
DKPA201070126A 2009-03-25 2010-03-25 Fremgangsmåde til behandling af naturgas for at opnå en behandlet naturgas og en fraktion af C5+ hydrocarboner samt et anlæg til udøvelse heraf DK201070126A (da)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
FR0951941A FR2943683B1 (fr) 2009-03-25 2009-03-25 Procede de traitement d'un gaz naturel de charge pour obtenir un gaz naturel traite et une coupe d'hydrocarbures en c5+, et installation associee

Publications (1)

Publication Number Publication Date
DK201070126A true DK201070126A (da) 2010-09-26

Family

ID=41258344

Family Applications (2)

Application Number Title Priority Date Filing Date
DK10715968.3T DK2411118T3 (da) 2009-03-25 2010-03-23 Fremgangsmåde og anordning til behandling af en naturfødegas for at opnå behandlet naturgas og en fraktion med C5+-carbonhydrider
DKPA201070126A DK201070126A (da) 2009-03-25 2010-03-25 Fremgangsmåde til behandling af naturgas for at opnå en behandlet naturgas og en fraktion af C5+ hydrocarboner samt et anlæg til udøvelse heraf

Family Applications Before (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
DK10715968.3T DK2411118T3 (da) 2009-03-25 2010-03-23 Fremgangsmåde og anordning til behandling af en naturfødegas for at opnå behandlet naturgas og en fraktion med C5+-carbonhydrider

Country Status (16)

Country Link
US (1) US10744447B2 (da)
EP (1) EP2411118B1 (da)
JP (1) JP5636036B2 (da)
KR (1) KR101896119B1 (da)
CN (1) CN102438726B (da)
AR (1) AR075934A1 (da)
AU (1) AU2010227410B2 (da)
BR (1) BRPI1009851B1 (da)
CA (1) CA2756632C (da)
CY (1) CY1115827T1 (da)
DK (2) DK2411118T3 (da)
ES (1) ES2525818T3 (da)
FR (1) FR2943683B1 (da)
PT (1) PT2411118E (da)
RU (1) RU2533462C2 (da)
WO (1) WO2010109130A1 (da)

Families Citing this family (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20130160487A1 (en) * 2011-12-20 2013-06-27 Conocophillips Company Liquefying natural gas in a motion environment
DE102012020354A1 (de) * 2012-10-16 2014-04-17 Linde Aktiengesellschaft Verfahren zum Abtrennen schwerer Kohlenwasserstoffe aus einer Kohlenwasserstoff-reichen Fraktion
CN103740421B (zh) * 2013-12-24 2015-04-29 山东滨州裕华化工厂有限公司 一种醚后液化气脱c3工艺
JP5976951B2 (ja) 2014-04-07 2016-08-24 三菱重工コンプレッサ株式会社 浮体式液化ガス製造設備
US10017701B2 (en) * 2014-06-02 2018-07-10 Aspen Engineering Services, Llc Flare elimination process and methods of use
EP3037149A1 (en) 2014-12-23 2016-06-29 Sulzer Chemtech AG Fluid contact tray particularly for the use in an offshore fractionation column
US10619918B2 (en) 2015-04-10 2020-04-14 Chart Energy & Chemicals, Inc. System and method for removing freezing components from a feed gas
TWI707115B (zh) * 2015-04-10 2020-10-11 美商圖表能源與化學有限公司 混合製冷劑液化系統和方法
CN105462641A (zh) * 2016-01-11 2016-04-06 天津市振津石油天然气工程有限公司 一种小型移动式撬装天然气净化装置

Family Cites Families (18)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3405530A (en) * 1966-09-23 1968-10-15 Exxon Research Engineering Co Regasification and separation of liquefied natural gas
US4012212A (en) * 1975-07-07 1977-03-15 The Lummus Company Process and apparatus for liquefying natural gas
USRE33408E (en) * 1983-09-29 1990-10-30 Exxon Production Research Company Process for LPG recovery
US4604117A (en) * 1984-11-15 1986-08-05 Union Carbide Corporation Hybrid nitrogen generator with auxiliary column drive
FR2681859B1 (fr) * 1991-09-30 1994-02-11 Technip Cie Fse Etudes Const Procede de liquefaction de gaz naturel.
GB0000327D0 (en) * 2000-01-07 2000-03-01 Costain Oil Gas & Process Limi Hydrocarbon separation process and apparatus
CN1303392C (zh) * 2000-08-11 2007-03-07 弗劳尔公司 高度丙烷回收的方法和结构
US20020166336A1 (en) * 2000-08-15 2002-11-14 Wilkinson John D. Hydrocarbon gas processing
FR2818365B1 (fr) * 2000-12-18 2003-02-07 Technip Cie Procede de refrigeration d'un gaz liquefie, gaz obtenus par ce procede, et installation mettant en oeuvre celui-ci
US6742358B2 (en) * 2001-06-08 2004-06-01 Elkcorp Natural gas liquefaction
US6758060B2 (en) * 2002-02-15 2004-07-06 Chart Inc. Separating nitrogen from methane in the production of LNG
MY136353A (en) * 2003-02-10 2008-09-30 Shell Int Research Removing natural gas liquids from a gaseous natural gas stream
FR2879729B1 (fr) * 2004-12-22 2008-11-21 Technip France Sa Procede et installation de production de gaz traite, d'une coupe riche en hydrocarbures en c3+ et d'un courant riche en ethane
US20070130991A1 (en) * 2005-12-14 2007-06-14 Chevron U.S.A. Inc. Liquefaction of associated gas at moderate conditions
AU2007267116B2 (en) * 2006-05-30 2010-08-12 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method for treating a hydrocarbon stream
EP2029949A2 (en) * 2006-06-16 2009-03-04 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method and apparatus for treating a hydrocarbon stream
CN101506606B (zh) * 2006-08-23 2011-06-08 国际壳牌研究有限公司 用于处理烃物流的方法和设备
US20100050688A1 (en) * 2008-09-03 2010-03-04 Ameringer Greg E NGL Extraction from Liquefied Natural Gas

Also Published As

Publication number Publication date
AR075934A1 (es) 2011-05-04
KR20120008491A (ko) 2012-01-30
CA2756632A1 (fr) 2010-09-30
KR101896119B1 (ko) 2018-10-24
ES2525818T3 (es) 2014-12-30
JP5636036B2 (ja) 2014-12-03
JP2012521537A (ja) 2012-09-13
DK2411118T3 (da) 2015-01-05
RU2533462C2 (ru) 2014-11-20
FR2943683A1 (fr) 2010-10-01
BRPI1009851B1 (pt) 2019-10-08
AU2010227410A1 (en) 2011-10-20
CY1115827T1 (el) 2017-01-25
CN102438726B (zh) 2015-07-08
CA2756632C (fr) 2017-07-04
US10744447B2 (en) 2020-08-18
AU2010227410B2 (en) 2016-03-03
CN102438726A (zh) 2012-05-02
EP2411118A1 (fr) 2012-02-01
FR2943683B1 (fr) 2012-12-14
BRPI1009851A2 (pt) 2016-03-15
US20100242536A1 (en) 2010-09-30
PT2411118E (pt) 2014-11-28
RU2011142916A (ru) 2013-04-27
EP2411118B1 (fr) 2014-10-01
WO2010109130A1 (fr) 2010-09-30

Similar Documents

Publication Publication Date Title
DK201070126A (da) Fremgangsmåde til behandling af naturgas for at opnå en behandlet naturgas og en fraktion af C5+ hydrocarboner samt et anlæg til udøvelse heraf
RU2545546C2 (ru) Извлечение водорода и азота из аммиачного продувочного газа
JP5985752B2 (ja) 天然ガス処理方法とその装置
JP6629843B2 (ja) 発電システム及び方法からの低圧液体二酸化炭素の生成
JP5566448B2 (ja) 高圧酸性ガスを除去するための改良された構成および方法
US20080066493A1 (en) Treating Liquefied Natural Gas
RU2011107597A (ru) Способ и система для удаления диоксида углерода десублимацией
RU2011140704A (ru) Разделение диоксида углерода и водорода
CA2796982A1 (en) Method and installation for liquefying flue gas from combustion installations
US7461522B2 (en) Light component separation from a carbon dioxide mixture
RU2012100736A (ru) Способ для очистки от кислых соединений и сжижения газообразного потока и устройство для его осуществления
CN108641769B (zh) 一种油田伴生气的回收方法
JP2017533371A5 (da)
KR20130038372A (ko) 단일 스테이지 팽창 및 및 고증발을 위한 펌프을 사용한 co2의 에너지 효율적 생산
WO2017016006A1 (zh) 一种聚丙烯尾气回收装置及回收方法
AR083476A1 (es) Procedimiento simplificado para la produccion de una corriente rica en metano y de un corte rico en hidrocarburos en ca partir de una corriente de gas natural de carga, e instalacion asociada
EA021745B1 (ru) Способ обработки потока крекинг-газа, полученного на установке пиролиза углеводородов, и установка для его осуществления
RU2014146578A (ru) Извлечение спг из синтез-газа с использованием смешанного хладагента
RU2009101148A (ru) Способ и устройство для обработки потока углеводородов и устройство для его осуществления
ES2328457T3 (es) Metodo y aparato para el tratamiento del gas de sintesis y gases relacionados.
JP2022514746A (ja) 極低温蒸留により空気を分離する装置及び方法
CN102735020B (zh) 一种天然气提氦的方法
JP2015183922A (ja) 空気液化分離方法及び装置
JP5866193B2 (ja) 高圧窒素を製造するための方法および装置
EA023180B1 (ru) Способ фракционирования потока крекинг-газа для получения фракции, богатой этиленом, и потока топлива и установка для его осуществления

Legal Events

Date Code Title Description
PHB Application deemed withdrawn due to non-payment or other reasons

Effective date: 20180501