EA007664B1 - Удаление жидкостей природного газа из газообразного потока природного газа - Google Patents

Удаление жидкостей природного газа из газообразного потока природного газа Download PDF

Info

Publication number
EA007664B1
EA007664B1 EA200501273A EA200501273A EA007664B1 EA 007664 B1 EA007664 B1 EA 007664B1 EA 200501273 A EA200501273 A EA 200501273A EA 200501273 A EA200501273 A EA 200501273A EA 007664 B1 EA007664 B1 EA 007664B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
stream
natural gas
gaseous
liquid
column
Prior art date
Application number
EA200501273A
Other languages
English (en)
Other versions
EA200501273A1 (ru
Inventor
Эдуард Кунрад Брас
Парамасивам Сентил Кумар
Original Assignee
Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В.
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 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. filed Critical Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В.
Publication of EA200501273A1 publication Critical patent/EA200501273A1/ru
Publication of EA007664B1 publication Critical patent/EA007664B1/ru

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
    • B01D53/14—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
    • 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
    • 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
    • F25J3/0204—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
    • F25J3/0223—H2/CO mixtures, i.e. synthesis gas; Water gas or shifted synthesis 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
    • F25J3/0233—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 1 carbon atom 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
    • F25J3/0238—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
    • 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
    • F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
    • F25J2200/02—Processes or apparatus using separation by rectification in a single pressure main column system
    • 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
    • F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
    • F25J2200/04—Processes or apparatus using separation by rectification in a dual pressure main column system
    • 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
    • F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
    • F25J2200/70—Refluxing the column with a condensed part of the feed stream, i.e. fractionator top is stripped or self-rectified
    • 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
    • F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
    • F25J2200/74—Refluxing the column with at least a part of the partially condensed overhead 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
    • F25J2205/00—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means
    • F25J2205/30—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using a washing, e.g. "scrubbing" or bubble column for purification purposes
    • 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
    • F25J2205/00—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means
    • F25J2205/50—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using absorption, i.e. with selective solvents or lean oil, heavier CnHm and including generally a regeneration step for the solvent or lean oil
    • 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
    • F25J2230/00—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure of gaseous process streams
    • F25J2230/60—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure of gaseous process streams the fluid being hydrocarbons or a mixture of hydrocarbons
    • 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
    • F25J2245/00—Processes or apparatus involving steps for recycling of process streams
    • F25J2245/02—Recycle of a stream in general, e.g. a by-pass stream

Landscapes

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

Abstract

Способ удаления жидкостей природного газа из газообразного потока природного газа при повышенном давлении с целью получения потока газообразного продукта с пониженным содержанием жидкостей природного газа включает: (a) введение холодного природного газа в газоочистительную колонну, которая состоит из нижней отгонной секции и верхней абсорбционной секции; (b) отвод из газоочистительной колонны головного потока; (c) частичную конденсацию головного потока и разделение частично сконденсированного головного потока в поток газообразного продукта и поток жидкого орошения; (d) разделение потока жидкого орошения на первый поток орошения и второй поток орошения; (e) введение первого потока орошения в верхнюю часть абсорбционной секции газоочистительной колонны и (f) введение второго потока орошения в верхнюю часть отгонной секции и отвод с основания газоочистительной колонны жидкого кубового потока, обогащенного более тяжелыми компонентами.

Description

Настоящее изобретение относится к удалению жидкостей природного газа из газообразного потока природного газа. В описании и формуле изобретения термин «жидкости природного газа» используется для обозначения более тяжелых углеводородов, таких как сжиженные компоненты нефтяного газа и природные бензины.
Уровень техники
Жидкости природного газа удаляют из газообразного потока, потому что они обладают экономической ценностью и, кроме того, удаление жидкостей природного газа приводит к снижению теплотворной способности потока природного газа.
К примеру приведен молярный состав потока природного газа, из которого должны быть удалены жидкости природного газа: метан 86 мол.%, этан 6 мол.%, пропан 4 мол.%, бутан плюс 1 мол.% и другие компоненты, такие как азот, диоксид углерода и гелий - остальное.
Настоящее изобретение относится, в частности, к удалению таких жидкостей природного газа из потока природного газа при повышенном давлении, например при давлениях выше 3 МПа (абсолютное значение) и ниже критического давления природного газа, которое равно приблизительно 7 МПа (абсолютное значение).
Способ удаления наиболее тяжелых углеводородов из потока природного газа раскрыт в описании к патенту США № 5325673. В этой публикации раскрывается способ предварительной обработки потока природного газа для сжижения путем удаления из него наиболее тяжелых углеводородов, включающий стадии:
a) введение сырьевого потока природного газа в газоочистительную колонну, имеющую верхнюю обогатительную и нижнюю отгонную секции;
b) контактирование сырьевого потока с потоком жидкого орошения, вводимого в верхнюю обогатительную секцию колонны с целью поглощения С5+-углеводородов из сырьевого потока;
c) отбор головного парообразного продукта, содержащего С2-С4-углеводороды и имеющего концентрацию С6+-углеводородов ниже примерно 1 часть на миллион.
й) повторное испарение части жидкости в нижней секции колонны для отгонки более легких углеводородов из сырьевого потока;
е) отбор жидкого кубового продукта, обогащенного С5+-углеводородами; и
Г) осуществление работы колонны таким образом, чтобы получать С2-С4-углеводороды преимущественно в головном продукте.
Целью известного способа является получение головного продукта с очень низкой концентрацией С6+-углеводородов, однако головной продукт все еще при этом содержит значительные количества этана, пропана и бутанов.
Раскрытие изобретения
Настоящее изобретение предлагает способ удаления жидкостей природного газа из газообразного потока природного газа, в котором осуществляется разделение при высоком давлении и который обеспечивает высокий выход пропана и высокий уровень отвода метана и этана. Кроме того, целью настоящего изобретения является создание способа удаления жидкостей природного газа, для которого не требуется ребойлера.
С этой целью способ удаления жидкостей природного газа из газообразного потока при повышенном давлении для получения потока газообразного продукта с пониженным содержанием жидкостей природного газа согласно настоящему изобретению включает стадии:
(a) охлаждение потока природного газа;
(b) введение охлажденного потока природного газа в основание газоочистительной колонны, которая включает нижнюю отгонную секцию и верхнюю абсорбционную секцию, причем каждая из секций составляет по меньшей мере одну теоретическую ступень;
(c) пропускание природного газа вверх через газоочистительную колонну и отвод с верхней части газоочистительной колонны головного потока;
(й) частичная конденсация головного потока и разделение частично сконденсированного головного потока на газообразный поток с пониженным содержанием жидкостей природного газа и поток жидкого орошения, а также отвод газообразного потока в качестве потока газообразного продукта с пониженным содержанием жидкостей природного газа;
(е) разделение потока жидкого орошения на первый поток орошения и на второй поток орошения;
(Г) введение первого потока орошения в верхнюю часть абсорбционной секции газоочистительной колонны;
(д) введение второго потока орошения в верхнюю часть отгонной секции для отгонки желаемых легких газообразных компонентов; и (11) отвод с основания газоочистительной колонны жидкого кубового потока, обогащенного более тяжелыми компонентами.
Способ согласно настоящему изобретению предпочтительно включает также введение в верхнюю часть абсорбционной секции углеводородной жидкости.
- 1 007664
Краткое описание чертежей
Далее изобретение описывается более детально с использованием примера и со ссылками на сопровождающие чертежи, где на фиг. 1 схематически представлена технологическая схема первого воплощения настоящего изобретения и на фиг. 2 - технологическая схема второго воплощения настоящего изобретения.
Осуществление изобретения
Обратимся вначале к фиг. 1. Газообразный поток природного газа, содержащий жидкости природного газа (С2-С4-углеводороды и С5+-углеводороды), в котором практически не содержится кислых газов, подается по трубопроводу 1 к теплообменнику 2, в котором этот поток частично конденсируется. Частично сконденсированный природный газ подается через трубопровод 3 в основание газоочистительной колонны 6. Давление поступающего в газоочистительную колонну природного газа находится в пределах от 3 до примерно 7 МПа (абс), а температура от 0 до -20°С.
Газоочистительная колонна 6 работает под давлением, при котором подается природный газ. Газоочистительная колонна 6 включает две секции: нижнюю отгонную секцию 7 и верхнюю абсорбционную секцию 8, отделенную от отгонной секции 7 промежутком 9. Отгонная секция 7 содержит от 1 до 4 теоретических ступеней разделения, а абсорбционная секция 8 содержит от 4 до 10 теоретических тарелок. Теоретические ступени разделения могут обеспечиваться контактными тарелками (ректификационной колонны) или подходящим насадочным материалом.
Газообразная фракция потока природного газа пропускается вверх в газоочистительной колонне 6 через отгонную секцию 7 и абсорбционную секцию 8. Жидкая фракция потока природного газа отводится из газоочистительной колонны 6 по трубопроводу 10.
С верхней части газоочистительной колонны 6 головной поток с пониженным содержанием жидкостей природного газа отводится по трубопроводу 12. Головной поток частично конденсируется в теплообменнике 14 и разделяется в сепараторной емкости 17 на жидкий поток и поток газообразного продукта. Поток газообразного продукта выводится из сепараторной емкости 17 по трубопроводу 20 и направляется на установку для сжижения потока газообразного продукта (не показана). Жидкий поток отводится по трубопроводу 21. Температура частично сконденсированного головного продукта находится в пределах от -25 до -65°С, а количество жидкости в частично сконденсированном головном продукте находится в пределах от 10 до 35 мол.% в расчете на весь головной поток. Отводимый по трубопроводу 20 поток газообразного продукта перед его транспортировкой по назначению целесообразно подавать (не показано) в теплообменник 14 в качестве источника холода для частичной конденсации головного потока.
Часть жидкого потока вводится по трубопроводу 22 в виде первого потока орошения в верхнюю часть газоочистительной колонны 6 над абсорбционной секцией 8 в качестве абсорбента. В абсорбционной секции 8 жидкость вводится в противоточный контакт с газом из отгонной секции 7. Более тяжелые по сравнению с метаном компоненты удаляются из газа первым потоком орошения, выполняющим роль абсорбента.
Остаток жидкого потока вводится по трубопроводу 23 в виде второго потока орошения в газоочистительную колонну 6 в промежутке 9 над отгонной секцией 7. В отгонной секции 7 второй поток орошения и жидкость, поступающая сверху из абсорбционной секции 8, вводятся в противоточный контакт с восходящей газовой фракцией потока природного газа. Газообразная фракция отгоняет из жидкого потока легкие компоненты (метан и этан). После этого жидкий поток с низкой концентрацией легких компонентов отводится с основания газоочистительной колонны 6 по трубопроводу 10.
Предпочтительно, чтобы второй поток орошения в трубопроводе 23 содержал от 10 до 95% массы жидкого потока, который выводится из сепараторной емкости 17.
Кроме того, в верхнюю часть абсорбционной секции 8 через трубопровод 25 может вводиться какая-либо углеводородная жидкость. Подходящей углеводородной жидкостью является бутан. Количество этого дополнительного абсорбента составляет от 1 до 4 частей от количества жидкости, подводимой по трубопроводу 22. Предпочтительно, чтобы этот дополнительный абсорбент состоял из бутана плюс другие компоненты.
Обратимся теперь к фиг. 2. Следует отметить, что детали, которые обсуждались со ссылкой на фиг. 1, обозначены теми же самыми позициями, и здесь они обсуждаться не будут. Жидкий кубовый продукт, отводимый по трубопроводу 10, вводится в верхнюю часть отгонной колонны 30 для отгонки от жидкого кубового потока газообразных компонентов, таких как метан и этан. Отгонная колонна 30 включает отгонную секцию 33, составляющую по меньшей мере одну теоретическую ступень разделения. Предпочтительно, чтобы отгонная секция 33 составляла 2-10 теоретических ступеней разделения. Давление в отгонной колонне 30 находится в пределах от 2-3,5 МПа (абс). С целью снижения давления жидкого кубового потока в трубопроводе 10 имеется редукционный клапан 34.
С основания отгонной колонны 30 жидкий поток отводится по трубопроводу 35. Часть жидкого кубового потока испаряется в ребойлере 36 и образовавшийся пар вводится в основание отгонной колонны 30. Оставшуюся часть направляют по трубопроводу 38 на хранение (не показано) или на дальнейшую
- 2 007664 переработку (не показано).
С верхней части отгонной колонны 30 газообразный поток отводится по трубопроводу 40. Газообразный поток частично конденсируется в теплообменнике 43 с образованием частично сконденсированного газообразного головного потока. Частично сконденсированный головной поток разделяется в сепараторе 46 на жидкую фракцию и газообразную фракцию. Жидкая фракция отводится по трубопроводу 48 и вводится в верхнюю часть отгонной колонны 30 в виде орошения. Газообразная фракция отводится по трубопроводу 50 и добавляется к потоку газообразного продукта. Давление газообразной головной фракции может быть повышено до давления потока газообразного продукта с помощью компрессора 53.
Предпочтительно подавать по крайней мере часть потока газообразного продукта по трубопроводу 20 в теплообменник 14 в качестве источника холода для частичной конденсации головного потока 12.
Предпочтительно, чтобы газообразный головной поток частично конденсировался путем непрямого теплообмена с потоком газообразного продукта, подаваемого в теплообменник 43 по трубопроводу 20.
Предпочтительно, чтобы поток жидкого кубового продукта, выводимый из газоочистительной колонны 6 по трубопроводу 10, охлаждался путем непрямого теплообмена в теплообменнике 55 с потоком газообразного продукта.
В теплообменнике 2 поток природного газа частично конденсируется в трубопроводе 1 и предпочтительно, чтобы это происходило путем непрямого теплообмена с потоком газообразного продукта.
Предпочтительно, чтобы жидкий углеводород, подаваемый в верхнюю часть газоочистительной колонны 6, охлаждался в теплообменнике 57 путем непрямого теплообмена с газообразной головной фракцией.
Далее изобретение описывается на примере со ссылками на три расчетных примера. В первом примере не в соответствии с настоящим изобретением в верхнюю часть газоочистительной колонны 6 через трубопровод 22 подается только орошение. Во втором примере согласно настоящему изобретению орошение подается через трубопроводы 22 и 23 и в третьем примере, согласно настоящему изобретению, по трубопроводу 25 подается дополнительная углеводородная жидкость. Условия в каждом из примеров подобраны таким образом, чтобы максимально повысить извлечение жидкостей природного газа.
В этих примерах газоочистительная колонна содержит восемь теоретических ступеней разделения. В двух примерах согласно настоящему изобретению отгонная секция 7 содержит две теоретические ступени разделения, а абсорбционная секция 8 - шесть теоретических ступеней разделения.
Результаты представлены в приведенных ниже табл. 1-8.
В этих таблицах молярные скорости потока выражены в кмоль/с, массовые скорости потока - в кг/с, температуры - в °С, давления - в МПа (абс.) и молярные составы - в мол.%. Бутан плюс компоненты означает бутан, изобутан, пентан, изопентан, гексан и гептан. Другими компонентами в составе являются вода, азот, водород, сульфид, диоксид углерода и гелий.
Таблица 1. Данные по частично сконденсированному сырью, подаваемому по трубопроводу 3
Поток 3 Пример 1, не соответствующий изобретению Пример 2 согласно изобретению Пример 3 согласно изобретению
Молярная скорость потока 7,90 7,55 7,73
Массовая скорость потока 155 142 145
Температура 0 -5 -5
8 А 8 δ А Л
“'Ж
Молярный состав
Метан 0,862 0,882 0,882
Этан 0,064 0,062 0,062
Пропан 0,042 0,036 0,036
Бутан плюс 0,031 0,019 0,019
Другие компоненты Баланс Баланс Баланс
Таблица 2. Данные по головному потоку, отводимому с верхней части газоочистительной колонны по трубопроводу 12.
Следует обратить внимание на то, что скорости потока выше скоростей потока в трубопроводе 3 по причине внутренней рециркуляции.
Поток 12 Пример 1, не соответствующий изобретению Пример 2 согласно изобретению Пример 3 согласно изобретению
- 3 007664
Молярная скорость потока 8,79 8,64 8,39
Массовая скорость потока 168 161 152
Температура -19 -23 -18
Давление 5,6 5,6 6,0
Молярный состав
Метан 0,852 0,871 0,897
Этан 0,080 0,078 0,070
Пропан 0,064 0,043 0,022
Бутан плюс 0,003 0,006 0,001
Другие компоненты Баланс Баланс Баланс
Таблица 3. Данные по орошению, подаваемому через трубопровод 22 в верхнюю часть газоочистительной колонны 6
Поток 22 Пример 1, не соответствующий изобретению Пример 2 согласно изобретению Пример 3 согласно изобретению
Молярная скорость потока 1,57 0,17 0,08
Массовая скорость потока 40,5 4,05 1,81
Температура -43 -48 -54
ТТяпттрггътр 5 А 8 Я 6,0
Молярный состав
Метан 0,571 0,650 0,720
Этан 0,176 0,170 0,155
Пропан 0,241 0,152 0,078
Бутан плюс 0,001 0,027 0,005
Другие компоненты Баланс Баланс Баланс
Таблица 4. Данные по орошению, подаваемому через трубопровод 23 в верхнюю часть отгонной секции газоочистительной колонны 6
Поток 23 Пример 1, не соответствующий изобретению Пример 2 согласно изобретению Пример 3 согласно изобретению
Молярная скорость потока Не применялось 1,54 1,46
Массовая скорость потока Не применялось 3,68 3,31
Температура Не применялось -48 -54
Давление Не применялось 5,8 6,0
Молярный состав
Метан Не применялось 0,650 0,720
Этан Не применялось 0,170 0,155
Пропан Не применялось 0,152 0,078
Бутан плюс Не применялось 0,027 0,005
Другие компоненты Не применялось Баланс Баланс
Таблица 5. Данные по углеводородной жидкости, подаваемой через трубопровод 25 в верхнюю часть газоочистительной колонны 6
Поток 25 Пример 1, не соответствующий изобретению Пример 2 согласно изобретению Пример 3 согласно изобретению
Молярная скорость потока Не применялось Не применялось 0,12
Массовая скорость потока Не применялось Не применялось 7,9
Температура Не применялось Не применялось -33
Не применялось Не применялось А ν,ν
Молярный состав
Метан Не применялось Не применялось 0,00
Этан Не применялось Не применялось 0,00
Пропан Не применялось Не применялось 0,00
Бутан плюс Не применялось Не применялось 1,00
Другие компоненты Не применялось Не применялось 0,00
- 4 007664
Таблица 6. Данные по потоку газообразного продукта, отводимому по трубопроводу 20
Поток 20 Пример 1, не соответствующий изобретению Пример 2 согласно изобретению Пример 3 согласно изобретению
Молярная скорость потока 7,196 6,927 6,852
Массовая скорость потока 128 120 109
Температура -43 -49 -54
Давление 5,3 5,5 5,7
Молярный состав
Метан 0,913 0,925 0,937
Этан 0,059 0,055 0,051
Пропан 0,026 0,017 0,009
Бутан плюс 0,0009 0,0011 0,0015
Другие компоненты Баланс Баланс Баланс
Таблица 7. Данные по жидкой фракции газового сырья, отводимого с основания газоочистительной колонны 6 по трубопроводу 10
Поток 10 Пример 1, не соответствующий изобретению Пример 2 согласно изобретению Пример 3 согласно изобретению
Молярная скорость потока 0,70 0,63 0,99
Массовая скорость потока 27 22 36
Температура -2 -11 -10
Давление 5,6 5,8 6,0
Молярный состав
Метан 0,343 0,401 0,401
Этан 0,108 0,133 0,133
Пропан 0,208 0,255 0,218
Бутан плюс 0,341 0,210 0,247
Другие компоненты Баланс Баланс Баланс
Результаты суммируются в табл. 8 путем сравнения содержания углеводородов в жидком потоке, который отводится с основания газоочистительной колонны 6 по трубопроводу 10.
Таблица 8. Состав жидкого потока, отводимого по трубопроводу 10, в процентах от состава сырья, подаваемого по трубопроводу 1 (с учетом абсорбционной жидкости, подаваемой по трубопроводу 25 в последнем примере)
Поток 10 Пример 1, не соответствующий изобретению Пример 2 согласно изобретению Пример 3 согласно изобретению
Метан 3,5 3,8 5,8
Этан 15 18 27
Пропан 44 59 78
Бутан плюс 97 93 94
Приведенные выше результаты иллюстрируют полезный эффект при извлечении жидкостей природного газа, связанный с разделением потока орошения на два потока: первый поток орошения, подаваемый в верхнюю часть газоочистительной колонны 6, и второй поток орошения, подаваемый в верхнюю часть отгонной секции 7.
Способ согласно настоящему изобретению может быть использован для удаления более тяжелых компонентов из природного газа, который после обработки подается в трубопровод, по которому газ направляется к потребителю.
Однако способ согласно настоящему изобретению предпочтительно использовать для удаления более тяжелых компонентов из природного газа, который после обработки направляется на установку сжижения природного газа.

Claims (10)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Способ удаления жидкостей природного газа из газообразного потока природного газа при повышенном давлении с целью получения потока газообразного продукта с пониженным содержанием жидкостей природного газа, который включает стадии:
    (a) охлаждение потока природного газа;
    (b) введение охлажденного потока природного газа в основание газоочистительной колонны, которая включает нижнюю отгонную секцию и верхнюю абсорбционную секцию, причем каждая из секций
    - 5 007664 содержит по меньшей мере одну теоретическую ступень;
    (с) пропускание природного газа вверх через газоочистительную колонну и отвод с верхней части газоочистительной колонны головного потока;
    (ά) частичная конденсация головного потока и разделение частично сконденсированного головного потока на газообразный поток с пониженным содержанием жидкостей природного газа и поток жидкого орошения, а также отвод газообразного потока в качестве потока газообразного продукта с пониженным содержанием жидкостей природного газа;
    (е) разделение потока жидкого орошения на первый поток орошения и на второй поток орошения;
    (ί) введение первого потока орошения в верхнюю часть абсорбционной секции газоочистительной колонны;
    (д) введение второго потока орошения в верхнюю часть отгонной секции для отгонки желаемых легких газообразных компонентов и (й) отвод с основания газоочистительной колонны жидкого кубового потока, обогащенного более тяжелыми компонентами.
  2. 2. Способ по п.1, характеризующийся тем, что частично сконденсированный головной поток на стадии (ά) охлаждают путем непрямого теплообмена по крайней мере с частью потока газообразного продукта.
  3. 3. Способ по п.1 или 2, характеризующийся тем, что осуществляют введение жидкого кубового потока при более низком давлении в верхнюю часть отгонной колонны, содержащую по меньшей мере одну теоретическую ступень разделения; удаление с основания отгонной колонны жидкого потока, часть которого испаряется и вводится в основание отгонной колонны; удаление с верхней части отгонной колонны газообразного головного потока; частичная конденсация газообразного головного потока и разделение частично сконденсированного газообразного головного потока на жидкую фракцию и газообразную фракцию; введение жидкой фракции в верхнюю часть отгонной колонны; и добавление газообразной головной фракции к потоку газообразного продукта.
  4. 4. Способ по п.3, характеризующийся тем, что газообразный головной продукт частично конденсируют путем непрямого теплообмена с потоком газообразного продукта.
  5. 5. Способ по п.3 или 4, характеризующийся тем, что жидкий кубовый поток из газоочистительной колонны охлаждают путем непрямого теплообмена с потоком газообразного продукта.
  6. 6. Способ по любому из пп.1-5, характеризующийся тем, что поток природного газа частично конденсируют путем непрямого теплообмена с потоком газообразного продукта.
  7. 7. Способ по п.1, характеризующийся тем, что углеводородную жидкость вводят в верхнюю часть абсорбционной секции.
  8. 8. Способ по любому из пп.3-6, характеризующийся тем, что углеводородную жидкость вводят в верхнюю часть абсорбционной секции.
  9. 9. Способ по п.8, характеризующийся тем, что углеводородную жидкость охлаждают путем непрямого теплообмена с газообразной головной фракцией.
  10. 10. Способ сжижения природного газа, включающий удаление жидкостей природного газа из газообразного потока природного газа согласно способу по любому из пп.1-6, в результате чего получают поток газообразного продукта с пониженным содержанием жидкостей природного газа, и сжижение потока газообразного продукта, в результате чего получают сжиженный природный газ.
EA200501273A 2003-02-10 2004-02-09 Удаление жидкостей природного газа из газообразного потока природного газа EA007664B1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
EP03250826 2003-02-10
PCT/EP2004/050102 WO2004069384A1 (en) 2003-02-10 2004-02-09 Removing natural gas liquids from a gaseous natural gas stream

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA200501273A1 EA200501273A1 (ru) 2006-02-24
EA007664B1 true EA007664B1 (ru) 2006-12-29

Family

ID=32842840

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA200501273A EA007664B1 (ru) 2003-02-10 2004-02-09 Удаление жидкостей природного газа из газообразного потока природного газа

Country Status (12)

Country Link
US (1) US7041156B2 (ru)
EP (1) EP1596963B1 (ru)
JP (1) JP4624343B2 (ru)
KR (1) KR101079553B1 (ru)
CN (1) CN100381195C (ru)
EA (1) EA007664B1 (ru)
EG (1) EG23807A (ru)
ES (1) ES2400810T3 (ru)
MY (1) MY136353A (ru)
NO (1) NO341163B1 (ru)
TW (1) TWI313186B (ru)
WO (1) WO2004069384A1 (ru)

Families Citing this family (22)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US7165423B2 (en) * 2004-08-27 2007-01-23 Amec Paragon, Inc. Process for extracting ethane and heavier hydrocarbons from LNG
EP1789739B1 (en) * 2004-09-14 2020-03-04 Exxonmobil Upstream Research Company Method of extracting ethane from liquefied natural gas
US20070012072A1 (en) * 2005-07-12 2007-01-18 Wesley Qualls Lng facility with integrated ngl extraction technology for enhanced ngl recovery and product flexibility
RU2446370C2 (ru) * 2006-06-16 2012-03-27 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. Способ для обработки потока углеводородов и устройство для его осуществления
JP2010501657A (ja) * 2006-08-23 2010-01-21 シエル・インターナシヨネイル・リサーチ・マーチヤツピイ・ベー・ウイ 炭化水素流の処理方法及び処理装置
AU2008270245B2 (en) * 2007-07-05 2011-03-24 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method of removing liquid contaminant droplets from a gas stream, and wash tray
WO2009020473A1 (en) * 2007-08-09 2009-02-12 Fluor Technologies Corporation Configurations and methods for fuel gas treatment with total sulfur removal and olefin saturation
FR2943683B1 (fr) * 2009-03-25 2012-12-14 Technip France 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
US8262787B2 (en) * 2010-06-09 2012-09-11 Uop Llc Configuration of contacting zones in vapor liquid contacting apparatuses
US8635885B2 (en) 2010-10-15 2014-01-28 Fluor Technologies Corporation Configurations and methods of heating value control in LNG liquefaction plant
FR2971043B1 (fr) * 2011-01-31 2017-03-31 Ifp Energies Now Procede de liquefaction d'un gaz naturel a haute pression avec un pretraitement utilisant un solvant
US10852060B2 (en) * 2011-04-08 2020-12-01 Pilot Energy Solutions, Llc Single-unit gas separation process having expanded, post-separation vent stream
US8620964B2 (en) * 2011-11-21 2013-12-31 Motorola Mobility Llc Ontology construction
US20140366577A1 (en) 2013-06-18 2014-12-18 Pioneer Energy Inc. Systems and methods for separating alkane gases with applications to raw natural gas processing and flare gas capture
US20160216030A1 (en) 2015-01-23 2016-07-28 Air Products And Chemicals, Inc. Separation of Heavy Hydrocarbons and NGLs from Natural Gas in Integration with Liquefaction of Natural Gas
CA2977793C (en) * 2015-02-24 2020-02-04 Ihi E&C International Corporation Method and apparatus for removing benzene contaminants from natural gas
US10520249B2 (en) 2016-01-22 2019-12-31 Encana Corporation Process and apparatus for processing a hydrocarbon gas stream
US11668522B2 (en) 2016-07-21 2023-06-06 Air Products And Chemicals, Inc. Heavy hydrocarbon removal system for lean natural gas liquefaction
AU2018239332B2 (en) * 2017-03-21 2023-06-15 Conocophillips Company Light oil reflux heavies removal process
JP7026490B2 (ja) * 2017-11-21 2022-02-28 レール・リキード－ソシエテ・アノニム・プール・レテュード・エ・レクスプロワタシオン・デ・プロセデ・ジョルジュ・クロード Ｂｏｇ再凝縮装置およびそれを備えるｌｎｇ貯蔵システム。
EP4007881A1 (de) * 2019-08-02 2022-06-08 Linde GmbH Verfahren und anlage zur herstellung von flüssigerdgas
CN115183533B (zh) * 2022-06-10 2024-07-30 安徽万瑞冷电科技有限公司 一种氦气回收的深冷洗涤分离工艺

Citations (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4622053A (en) * 1983-09-20 1986-11-11 Petrocarbon Developments Limited Separation of hydrocarbon mixtures
EP0299157A2 (en) * 1987-07-17 1989-01-18 The M. W. Kellogg Company Method for partial condensation of hydrocarbon gas mixtures
SU1468911A1 (ru) * 1987-03-23 1989-03-30 Всесоюзный Научно-Исследовательский И Проектный Институт По Переработке Газа Способ извлечени углеводородов С @ из углеводородного газа
US4881960A (en) * 1985-08-05 1989-11-21 Linde Aktiengesellschaft Fractionation of a hydrocarbon mixture
US4966612A (en) * 1988-04-28 1990-10-30 Linde Aktiengesellschaft Process for the separation of hydrocarbons
EP0612968A1 (en) * 1993-02-23 1994-08-31 The M.W. Kellogg Company Natural gas liquefaction pretreatment process
RU2144556C1 (ru) * 1995-06-07 2000-01-20 Элкор Корпорейшн Способ разделения газового потока и устройство для его осуществления (варианты)
RU2188370C2 (ru) * 1996-12-12 2002-08-27 Филлипс Петролеум Компани Способ и устройство для управления конденсацией потока газообразных углеводородов

Family Cites Families (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPS5472203A (en) * 1977-11-21 1979-06-09 Air Prod & Chem Production of liquefied methane
US4445917A (en) * 1982-05-10 1984-05-01 Air Products And Chemicals, Inc. Process for liquefied natural gas
JP3769043B2 (ja) * 1994-12-19 2006-04-19 日揮株式会社 炭化水素含有ガスの処理方法
FR2739917B1 (fr) * 1995-10-11 2001-08-24 Inst Francais Du Petrole Procede et dispositif de fractionnement d'un fluide contenant plusieurs constituants separables,tel qu'un gaz naturel
FR2743083B1 (fr) * 1995-12-28 1998-01-30 Inst Francais Du Petrole Procede de deshydratation, de desacidification et de degazolinage d'un gaz naturel, utilisant un melange de solvants
JP3761960B2 (ja) * 1996-03-19 2006-03-29 仁美 鈴木 ガス中の二酸化炭素の除去方法
US6712880B2 (en) * 2001-03-01 2004-03-30 Abb Lummus Global, Inc. Cryogenic process utilizing high pressure absorber column

Patent Citations (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4622053A (en) * 1983-09-20 1986-11-11 Petrocarbon Developments Limited Separation of hydrocarbon mixtures
US4881960A (en) * 1985-08-05 1989-11-21 Linde Aktiengesellschaft Fractionation of a hydrocarbon mixture
SU1468911A1 (ru) * 1987-03-23 1989-03-30 Всесоюзный Научно-Исследовательский И Проектный Институт По Переработке Газа Способ извлечени углеводородов С @ из углеводородного газа
EP0299157A2 (en) * 1987-07-17 1989-01-18 The M. W. Kellogg Company Method for partial condensation of hydrocarbon gas mixtures
US4966612A (en) * 1988-04-28 1990-10-30 Linde Aktiengesellschaft Process for the separation of hydrocarbons
EP0612968A1 (en) * 1993-02-23 1994-08-31 The M.W. Kellogg Company Natural gas liquefaction pretreatment process
RU2144556C1 (ru) * 1995-06-07 2000-01-20 Элкор Корпорейшн Способ разделения газового потока и устройство для его осуществления (варианты)
RU2188370C2 (ru) * 1996-12-12 2002-08-27 Филлипс Петролеум Компани Способ и устройство для управления конденсацией потока газообразных углеводородов

Also Published As

Publication number Publication date
EG23807A (en) 2007-09-04
KR20050102102A (ko) 2005-10-25
NO20054193L (no) 2005-10-11
NO341163B1 (no) 2017-09-04
TWI313186B (en) 2009-08-11
ES2400810T3 (es) 2013-04-12
EP1596963A1 (en) 2005-11-23
US20040200353A1 (en) 2004-10-14
WO2004069384A1 (en) 2004-08-19
CN100381195C (zh) 2008-04-16
US7041156B2 (en) 2006-05-09
CN1747775A (zh) 2006-03-15
JP4624343B2 (ja) 2011-02-02
NO20054193D0 (no) 2005-09-09
EA200501273A1 (ru) 2006-02-24
KR101079553B1 (ko) 2011-11-04
AU2004210442A1 (en) 2004-08-19
TW200505548A (en) 2005-02-16
JP2006517249A (ja) 2006-07-20
MY136353A (en) 2008-09-30
EP1596963B1 (en) 2013-02-20

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA007664B1 (ru) Удаление жидкостей природного газа из газообразного потока природного газа
US5335504A (en) Carbon dioxide recovery process
US5561988A (en) Retrofit unit for upgrading natural gas refrigeraition plants
AU2017324000B2 (en) Pretreatment of natural gas prior to liquefaction
SU1745119A3 (ru) Способ селективного удалени серы и бензина из газовой смеси
US6308532B1 (en) System and process for the recovery of propylene and ethylene from refinery offgases
US2475957A (en) Treatment of natural gas
KR100447462B1 (ko) 액화될 천연 가스 공급 스트림으로부터 메르캅탄을 분리하는 방법
NO325661B1 (no) Fremgangsmate og anordning for behandling av hydrokarboner
BRPI1002205A2 (pt) remoção de nitrogênio com recuperação de lìquidos de gás natural de refrigeração aberta de isobárica
MX2007000242A (es) Configuraciones y metodos para la separacion de condensados de gas a partir de mezclas de hidrocarburos a alta presion.
RU2731351C2 (ru) Способ и система для получения потока тощего метансодержащего газа
US20080302650A1 (en) Process to recover low grade heat from a fractionation system
DK162655B (da) Fremgangsmaade til fjernelse af nitrogen fra naturgas
US3214890A (en) Method of separation of hydrocarbons by a single absorption oil
CN111393250A (zh) 一种轻烃分离装置及方法
CN112138421B (zh) 一种油气处理装置及方法
Lucadamo et al. Improved ethylene and LPG recovery through dephlegmator technology
US20180087833A1 (en) Process for removing nitrogen from high-flow natural gas
WO2005061978A1 (en) Process for producing nitrogen depleted liquified natural gas
CN112760126B (zh) 一种油气分离及回收的装置和方法
PL188211B1 (pl) Instalacja do obróbki gazu ziemnego, sposób i jednostka modernizująca do instalacji gazu ziemnego
AU2004210442B2 (en) Removing natural gas liquids from a gaseous natural gas stream
CN112760120B (zh) 一种油气回收的方法和装置
US20180363977A1 (en) Process for removing nitrogen from natural gas

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s)

Designated state(s): AM AZ BY KG MD TJ TM

QB4A Registration of a licence in a contracting state
QZ4A Registered corrections and amendments in a licence
MM4A Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s)

Designated state(s): KZ

MM4A Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s)

Designated state(s): RU