RU2028567C1 - Method of separation of gas hydrocarbon mixture - Google Patents
Method of separation of gas hydrocarbon mixture Download PDFInfo
- Publication number
- RU2028567C1 RU2028567C1 SU4717080A RU2028567C1 RU 2028567 C1 RU2028567 C1 RU 2028567C1 SU 4717080 A SU4717080 A SU 4717080A RU 2028567 C1 RU2028567 C1 RU 2028567C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- penetrate
- separation
- apenetrate
- stage
- fed
- Prior art date
Links
Landscapes
- Separation Using Semi-Permeable Membranes (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к переработке нефтяных и природных газов и может быть использовано в газовой, нефтяной, химической и нефтехимической отраслях промышленности, а также для расширения диапазона по объему исходной газовой смеси без изменения нагрузки на процесс низкотемпературной конденсации. The invention relates to the processing of petroleum and natural gases and can be used in the gas, oil, chemical and petrochemical industries, as well as to expand the range of the volume of the original gas mixture without changing the load on the low-temperature condensation process.
Цель изобретения - сокращение капитальных затрат и повышение эффективности разделения за счет увеличения коэффициента извлечения широкой фракции и расширение диапазона производительности по исходной смеси. The purpose of the invention is to reduce capital costs and increase the separation efficiency by increasing the coefficient of extraction of a wide fraction and expanding the range of performance in the initial mixture.
На чертеже представлена принципиальная схема установки, реализующей описываемый способ. The drawing shows a schematic diagram of an installation that implements the described method.
Установка содержит компрессор 1, мембранный разделитель 2 первой ступени, мембранный разделитель 3 второй ступени, компрессор 4, узел 5 низкотемпературного охлаждения, сепаратор 6, колонну 7, пропановый испаритель 8, рефлюксную емкость 9, насос 10, воздушный холодильник 12, компрессор 13, линии 14-32. The installation comprises a compressor 1, a membrane separator 2 of the first stage, a membrane separator 3 of the second stage, a compressor 4, a low-temperature cooling unit 5, a separator 6, a column 7, a propane evaporator 8, a reflux tank 9, a pump 10, an air cooler 12, a compressor 13, lines 14-32.
Описываемый способ реализуется следующим образом. The described method is implemented as follows.
Газовая смесь по линии 13 подается в компрессор 1, где компримируется до давления 7,7-7,8 МПа и по линии 14 поступает в мембранный разделитель 2, где делится на пенетрат и апенетрат. Пенетрат по линии 16 поступает в узел 5 низкотемпературного охлаждения, если давление пенетрата равно давлению низкотемпературной конденсации (НТК), если давление пенетрата ниже давления НТК, пенетрат подается по линии 16 в компрессор 4, где компримируется до давления НТК 3,5-3,7 МПа и по линии 17 подается в узел 5, где охлаждается за счет холода обратных потоков 18 и 19 и пропанового холода до температуры минус 35оС и по линии 20 подается в сепаратор 6, где разделяется на газ и жидкий продукт. Жидкий продукт с низа сепаратора 6 по линии 19 проходит узел 5, где отдает свой холод, и по линии 21 направляется в колонну 7, работающую при давлении 3,3-3,5 МПа. Колонна может работать как отпарная без охлаждения паров верха и без орошения в колонну.The gas mixture through line 13 is fed to compressor 1, where it is compressed to a pressure of 7.7-7.8 MPa and through line 14 it enters the membrane separator 2, where it is divided into penetrate and apenetrate. The penetrate through line 16 enters the low-temperature cooling unit 5, if the penetrate pressure is equal to the low-temperature condensation pressure (NTK), if the penetrate pressure is lower than the NTK pressure, the penetrate is fed through line 16 to compressor 4, where it is compressed to an NTK pressure of 3.5-3.7 MPa and fed through line 17 to the node 5, which is cooled by cooling the reverse flows 18 and 19 and the propane cooling to a temperature of minus 35 ° C and is fed through line 20 to separator 6, where it is separated into gas and liquid product. The liquid product from the bottom of the separator 6 through line 19 passes the node 5, where it gives up its cold, and through line 21 is sent to the column 7, operating at a pressure of 3.3-3.5 MPa. The column can operate as a stripper without cooling the top vapor and without irrigation into the column.
Когда колонна работает как отпарная, пары верха по линии 22 соединяются с газом, идущим по линии 23 после узла 5 низкотемпературного охлаждения и по линии 24 подаются потребителю. В случае необходимости газ проходит компрессор 13. When the column operates as a stripper, the top vapors on line 22 are connected to the gas flowing on line 23 after the low-temperature cooling unit 5 and are supplied to the consumer via line 24. If necessary, gas passes through the compressor 13.
Когда колонна работает как ректификационная, пары верха по линии 22 подаются в пропановый испаритель 8, охлаждаются пропановым холодом до -30-(-32оС) и по линии 25 поступают в рефлюксную емкость 9, где разделяются на газ и на жидкость. Жидкость по линии 24 подается на всасывание насоса 10 и по линии 26 в качестве орошения поступает в колонну 7. Газ по линии 27 соединяется с газом, идущим по линии 23 после узла 5 низкотемпературного охлаждения. Снизу колонны 7 получают шиpокую фpакцию легких углеводоpодов, которая по линии 31 проходит холодильник 12 и по линии 32 направляется потребителю.When the column is operated as a distillation, the top pair of lines 22 are fed into the evaporator 8 propane, propane cooled chill to -30 - (- 32 C) and fed through line 25 to reflux vessel 9, where separated into gas and liquid. The liquid on line 24 is supplied to the suction of the pump 10 and through line 26 is supplied to the column 7 as irrigation. Gas through line 27 is connected to the gas flowing through line 23 after the low-temperature cooling unit 5. From the bottom of column 7, a wide fraction of light hydrocarbons is obtained, which passes through refrigerator line 31 through cooler 12 and through line 32 to the consumer.
Апенетрат после первой ступени мембранного разделителя 2 по линии 15 подается потребителю или при увеличении объема исходной газовой смеси выше заданного объема подается на мембранный разделитель 3 второй ступени. Полученный апенетрат по линии 28 направляется потребителю, а пенетрат по линии 29 смешивают с сухим газом, идущим по линиям 23, 22 и 27, и по линии 30 направляются потребителю в виде транспортабельного газа с давлением 3,5 МПа. Apenetrate after the first stage of the membrane separator 2 via line 15 is supplied to the consumer or when the volume of the initial gas mixture increases above a predetermined volume, it is fed to the membrane separator 3 of the second stage. The obtained apenetrate through line 28 is sent to the consumer, and the penetrate through line 29 is mixed with dry gas passing through lines 23, 22 and 27, and through line 30 are sent to the consumer in the form of transportable gas with a pressure of 3.5 MPa.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU4717080 RU2028567C1 (en) | 1989-07-11 | 1989-07-11 | Method of separation of gas hydrocarbon mixture |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU4717080 RU2028567C1 (en) | 1989-07-11 | 1989-07-11 | Method of separation of gas hydrocarbon mixture |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2028567C1 true RU2028567C1 (en) | 1995-02-09 |
Family
ID=21459956
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
SU4717080 RU2028567C1 (en) | 1989-07-11 | 1989-07-11 | Method of separation of gas hydrocarbon mixture |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2028567C1 (en) |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2493480C2 (en) * | 2009-09-30 | 2013-09-20 | Мицубиси Хэви Индастриз Компрессор Корпорейшн | Gas treatment device |
RU2525764C2 (en) * | 2012-08-07 | 2014-08-20 | Открытое акционерное общество "Научно-исследовательский ипроектный институт по переработке газа" ОАО "НИПИгазпереработка" | Hydrocarbon gas mix preparation and processing plant (versions) |
RU2597321C1 (en) * | 2015-07-08 | 2016-09-10 | Акционерное общество "Научно-исследовательский и проектный институт по переработке газа" (АО "НИПИгазпереработка") | Plant for treatment and processing gas hydrocarbon mixtures |
-
1989
- 1989-07-11 RU SU4717080 patent/RU2028567C1/en active
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
Берлин М.А. и др. Переработка нефтяных и природных газов. М.: Химия, 1981, с.168-170. * |
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2493480C2 (en) * | 2009-09-30 | 2013-09-20 | Мицубиси Хэви Индастриз Компрессор Корпорейшн | Gas treatment device |
US8899076B2 (en) | 2009-09-30 | 2014-12-02 | Mitsubishi Heavy Industries Compressor Corporation | Gas treatment device |
RU2525764C2 (en) * | 2012-08-07 | 2014-08-20 | Открытое акционерное общество "Научно-исследовательский ипроектный институт по переработке газа" ОАО "НИПИгазпереработка" | Hydrocarbon gas mix preparation and processing plant (versions) |
RU2597321C1 (en) * | 2015-07-08 | 2016-09-10 | Акционерное общество "Научно-исследовательский и проектный институт по переработке газа" (АО "НИПИгазпереработка") | Plant for treatment and processing gas hydrocarbon mixtures |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2204094C2 (en) | Updated technique of stage cooling for natural gas liquefaction | |
RU2224961C2 (en) | Method for removal of volatile components from natural gas | |
RU2407966C2 (en) | Method of processing liquid natural gas | |
CA1097564A (en) | Process for the recovery of ethane and heavier hydrocarbon components from methane-rich gases | |
KR101178072B1 (en) | Treating liquefied natural gas | |
US8840707B2 (en) | Configurations and methods for gas condensate separation from high-pressure hydrocarbon mixtures | |
RU2215952C2 (en) | Method of separation of pressurized initial multicomponent material flow by distillation | |
RU2340841C1 (en) | Method of processing of associated oil gas and facility for implementation of this method | |
US3595782A (en) | Method for separating crabon dioxide from hydrocarbons | |
US20030037567A1 (en) | Comprehensive natural gas processor | |
IE45862B1 (en) | Improvements in or relating to the separation of multicomponent mixtures | |
EA000800B1 (en) | Method for removal aromatic and/or higher-molecular hydrocarbons from a methane-based gas stream by condensation and stripping and associated apparatus therefor | |
RU2028567C1 (en) | Method of separation of gas hydrocarbon mixture | |
US20200386090A1 (en) | Method to recover and process methane and condensates from flare gas systems | |
US20220228803A1 (en) | Fuel Gas Conditioning | |
SU1606828A1 (en) | Method of separating hydrocarbon mixtures | |
RU2133931C1 (en) | Method of withdrawal of stable condensate from natural gas | |
RU2640969C1 (en) | Method for extraction of liquefied hydrocarbon gases from natural gas of main gas pipelines and plant for its implementation | |
CA2935708C (en) | A method to recover and process methane and condensates from flare gas systems | |
RU66491U1 (en) | APPARATUS FOR PROCESSING OIL GAS | |
RU97105054A (en) | METHOD FOR REMOVING STABLE CONDENSATE FROM NATURAL GAS | |
RU2193443C1 (en) | Method for removing hydrocarbons from gas-vapor mixture formed on storage of petroleum or petroleum products or when filling tanks by the latter, and pump- ejector installation for implementing the method | |
RU2412227C1 (en) | Ejector, device and procedure for preparing gaseous mixture of light hydrocarbons to processing | |
RU2184134C1 (en) | Method of separation of light hydrocarbons gaseous mixture | |
RU2794097C1 (en) | Hydrocarbon gas deethanization plant |