RU2451538C1 - Method of cleaning liquefied hydrocarbon gas and plant to this end - Google Patents
Method of cleaning liquefied hydrocarbon gas and plant to this end Download PDFInfo
- Publication number
- RU2451538C1 RU2451538C1 RU2010146406/05A RU2010146406A RU2451538C1 RU 2451538 C1 RU2451538 C1 RU 2451538C1 RU 2010146406/05 A RU2010146406/05 A RU 2010146406/05A RU 2010146406 A RU2010146406 A RU 2010146406A RU 2451538 C1 RU2451538 C1 RU 2451538C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- methanol
- water
- extraction
- extraction washing
- unit
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к технологии очистки от метанола сжиженных углеводородных газов (СУГ), к которым относятся смесь пропана и бутана технических, пропан технический, бутан технический, и может быть использовано при переработке газового конденсата.The invention relates to a technology for the purification of methanol from liquefied petroleum gases (LPG), which include a mixture of propane and technical butane, technical propane, technical butane, and can be used in the processing of gas condensate.
В настоящее время порядка 20% получаемых в России СУГ экспортируется за рубеж. При этом отечественные компании нередко несут значительные потери в прибыли вследствие невозможности обеспечения требуемых качественных показателей экспортируемых сжиженных углеводородных газов. Одним из таких показателей является содержание в СУГ растворенного метанола, регламентируемое требованиями иностранных заказчиков и составляющее от 10 до 50 ppm.Currently, about 20% of the LPG received in Russia is exported abroad. At the same time, domestic companies often suffer significant losses in profits due to the inability to ensure the required quality indicators of exported liquefied hydrocarbon gases. One of such indicators is the content of dissolved methanol in LPG, regulated by the requirements of foreign customers and ranging from 10 to 50 ppm.
Дело в том, что основная доля получаемых отечественными компаниями СУГ производится из газового конденсата, выделяемого на установках комплексной подготовки газа (УКПГ), работающих по технологии низкотемпературной сепарации, где метанол используется в качестве ингибитора гидратообразования. Большая часть метанола отводится с УКПГ в виде водометанольной смеси после трехфазных разделителей «углеводороды - метанольная вода - газ выветривания». Однако в результате растворимости метанола в газовом конденсате остаточное содержание метанола в продуктах дальнейшей переработки газового конденсата может изменяться в достаточно широком диапазоне.The fact is that the bulk of the LHG produced by domestic companies is produced from gas condensate released at the integrated gas treatment plants (GTF), which operate using low-temperature separation technology, where methanol is used as an inhibitor of hydrate formation. Most of the methanol is removed from the gas treatment unit in the form of a water-methanol mixture after three-phase separators “hydrocarbons - methanol water - weathering gas". However, as a result of the solubility of methanol in gas condensate, the residual methanol content in the products of further processing of gas condensate can vary over a rather wide range.
Данная проблема усугубляется тем, что в процессе переработки газового конденсата с получением стабильного конденсата (СК) и товарных сжиженных газов практически весь водометанольный раствор переходит в состав сжиженных газов. Это приводит к существенному повышению концентрации метанола в товарных сжиженных газах до 18000 ppm. На настоящий момент большинство компаний РФ пытаются решать данную проблему путем применения метода отмывки метанола водой.This problem is exacerbated by the fact that during the processing of gas condensate to obtain stable condensate (SC) and commercial liquefied gases, almost the entire water-methanol solution passes into the composition of liquefied gases. This leads to a significant increase in the concentration of methanol in commercial liquefied gases to 18000 ppm. Currently, most companies in the Russian Federation are trying to solve this problem by applying the method of washing methanol with water.
Для выполнения данной задачи чаще всего используются огромные резервуары-отстойники, насосное оборудование подачи СУГ и воды. Эффективность данного способа очистки СУГ крайне низкая и, как правило, не приводит к желаемым результатам. Более того, в данном случае возникает необходимость в строительстве дополнительно узла подготовки химочищенной воды и утилизации большого количества сточных вод, что при отсутствии гарантий выполнения контрактных обязательств перед заказчиком накладывает негативный отпечаток на рентабельность производства в целом.To accomplish this task, huge reservoir tanks, pumping equipment for supplying LPG and water are most often used. The effectiveness of this method of purification of LPG is extremely low and, as a rule, does not lead to the desired results. Moreover, in this case, there is a need for the construction of an additional unit for the preparation of chemically treated water and the disposal of a large amount of wastewater, which, in the absence of guarantees for the fulfillment of contractual obligations to the customer, leaves a negative imprint on the profitability of the whole production.
Другой способ извлечения (RU 2293056) включает контакт углеводородной смеси с твердой пористой фазой. При этом в качестве твердой пористой фазы используют катализатор разложения метанола или катализатор конверсии метанола в углеводороды и воду. Способ позволяет очистить углеводородные смеси от метанола в условиях стабильности углеводородов сырья. Недостатком является сложность данного технологического процесса, большие капитальные затраты, низкая эффективность.Another recovery method (RU 2293056) involves contacting a hydrocarbon mixture with a solid porous phase. In this case, a methanol decomposition catalyst or a catalyst for the conversion of methanol to hydrocarbons and water is used as a solid porous phase. The method allows to purify hydrocarbon mixtures from methanol under the conditions of stability of hydrocarbons of raw materials. The disadvantage is the complexity of this process, high capital costs, low efficiency.
Известен способ (RU №2120587), включающий промывку водой сжиженного газа, разделение смеси на сжиженный углеводородный газ и водометанольную смесь, отвод водометанольной смеси и адсорбционную очистку сжиженного газа от метанола.A known method (RU No. 2120587), including washing water with liquefied gas, separation of the mixture into liquefied petroleum gas and water-methanol mixture, removal of water-methanol mixture and adsorption cleaning of liquefied gas from methanol.
Наиболее близким к предлагаемому является способ (RU 2289608), позволяющий выделять водометанольный раствор из широкого спектра углеводородных фракций и включающий ректификацию сырья с выделением легких углеводородов (сжиженных углеводородных газов), содержащих практически весь имеющийся в сырье водометанольный раствор; экстракционную отмывку и адсорбционную осушку легких углеводородов с последующим их смешением с кубовым продуктом ректификационной колонны. Установка для реализации способа включает блок экстракционной отмывки упомянутых газов и блок адсорбции, причем выход водометанольной смеси колонны экстракционной отмывки соединен с промежуточной емкостью, выход которой через насос подсоединен к входу колонны экстракционной отмывки для подачи экстрагирующей жидкости.Closest to the proposed one is the method (RU 2289608), which allows to separate a water-methanol solution from a wide range of hydrocarbon fractions and including rectification of the raw materials with the release of light hydrocarbons (liquefied hydrocarbon gases) containing almost all the water-methanol solution available in the raw material; extraction washing and adsorption drying of light hydrocarbons, followed by their mixing with distillation column bottoms. The installation for implementing the method includes an extraction washing unit for said gases and an adsorption unit, the water-methanol mixture of the extraction washing column being connected to an intermediate tank, the outlet of which through a pump is connected to the input of the extraction washing column for supplying the extracting liquid.
В последнем способе и установке в качестве экстрагирующей жидкости используется водометанольная смесь с добавлением свежей воды, в результате чего образуется большое количество сточных вод, требующих утилизации.In the latter method and installation, a water-methanol mixture with the addition of fresh water is used as the extracting liquid, as a result of which a large amount of wastewater is generated that requires disposal.
Кроме того, в качестве газа охлаждения адсорберов используется сухой отбензиненный газ, также требующий осушки, в противном случае адсорбент к концу охлаждения опять насытится метанолом и водой, вносимыми с газом охлаждения.In addition, dry stripped gas, which also requires drying, is used as a cooling gas for adsorbers; otherwise, at the end of cooling, the adsorbent will be saturated again with methanol and water introduced with the cooling gas.
Задачей изобретения является создание экологически чистой и производительной установки с крайне низким образованием сточных вод, с получением ценного побочного продукта метанола с концентрацией не менее 96 мас.% и готового к реализации, при условии гарантированного остаточного содержания водометанольного раствора в СУГ не более 50 ppm.The objective of the invention is the creation of an environmentally friendly and productive installation with extremely low wastewater production, with obtaining a valuable by-product of methanol with a concentration of not less than 96 wt.% And ready for sale, subject to a guaranteed residual water-methanol solution in LPG of not more than 50 ppm.
Поставленная задача решается тем, что в способе очистки сжиженных углеводородных газов (СУГ) от метанола, включающем экстракционную отмывку упомянутых газов водой и их адсорбционную осушку, после экстракционной отмывки из отработанной воды отгоняют метанол и конденсируют его, а регенерированную воду возвращают на стадию экстракционной отмывки. Причем регенерированная вода содержит не более 0,05% метанола.The problem is solved in that in the method for purification of liquefied petroleum gases (LHG) from methanol, including extraction washing the aforementioned gases with water and their adsorption drying, methanol is distilled off and condensed after extraction washing from the spent water, and the regenerated water is returned to the extraction washing stage. Moreover, the regenerated water contains not more than 0.05% methanol.
Кроме того, адсорбционную сушку СУГ осуществляют с помощью цеолитов и периодически осуществляют регенерацию цеолитов и их охлаждение, причем в качестве газа охлаждения цеолитов используют азот.In addition, adsorption drying of LPG is carried out using zeolites and periodically regenerate the zeolites and cool them, and nitrogen is used as a cooling gas for zeolites.
Задача также решается установкой для очистки сжиженных углеводородных газов (СУГ) от метанола, содержащей блок экстракционной отмывки упомянутых газов и блок адсорбции, при этом установка снабжена блоком регенерации экстракционной воды, выход которой по воде соединен с блоком экстракционной отмывки, а выход по метанолу - с аппаратом для конденсации метанола, а блок экстракционной отмывки включает экстракционную колонну, выход которой для СУГ соединен с емкостью-фильтром.The problem is also solved by the installation for the purification of liquefied hydrocarbon gases (LHG) from methanol, containing an extraction washing unit for said gases and an adsorption unit, while the installation is equipped with an extraction water regeneration unit, the water output of which is connected to the extraction washing unit, and the methanol output is connected to apparatus for condensation of methanol, and the extraction washing unit includes an extraction column, the outlet of which for LPG is connected to a filter tank.
Кроме того, экстракционная колонна выполнена с насадочными устройствами ситчатого типа.In addition, the extraction column is made with nozzle devices of the sieve type.
Кроме того, емкость-фильтр включает гидрофильные и гидрофобные фильтры.In addition, the filter tank includes hydrophilic and hydrophobic filters.
Кроме того, блок адсорбции включает, по меньшей мере, один адсорбер, средства для подвода и отвода газа для регенерации адсорбентов и соединенный со средством отвода газа для регенерации сепаратор для улова высокодисперсной жидкой фазы.In addition, the adsorption unit includes at least one adsorber, means for supplying and discharging gas for regenerating adsorbents, and a separator for catching the finely dispersed liquid phase connected to means for discharging gas for regeneration.
При этом каждый адсорбер включает в качестве адсорбирующего агента цеолиты NaA и NaX, а сепаратор включает коалесцентный фильтрующий материал.At the same time, each adsorber includes NaA and NaX zeolites as an adsorbing agent, and the separator includes a coalescent filter material.
Ниже приведено описание предложенного способа очистки сжиженных углеводородных газов от метанола и установки для его осуществления.The following is a description of the proposed method for purification of liquefied petroleum gases from methanol and installation for its implementation.
Установка проиллюстрирована схемой, приведенной на фиг.1.The installation is illustrated by the circuit shown in figure 1.
На схеме обозначены следующие позиции:The following positions are indicated on the diagram:
1 - колонна экстракционной отмывки;1 - column extraction washing;
2 - ректификационная колонна;2 - distillation column;
3 - адсорберы;3 - adsorbers;
4, 5, 6, 7, 8 - технологические емкости;4, 5, 6, 7, 8 - technological capacities;
9 - емкость-фильтр;9 - filter capacity;
10, 11 - сепараторы;10, 11 - separators;
12, 13, 14 - технологические насосы;12, 13, 14 - technological pumps;
15, 16 - огневые подогреватели;15, 16 - fire heaters;
17, 18, 19, 20 - аппараты воздушного охлаждения;17, 18, 19, 20 - air coolers;
21, 22 - теплообменники.21, 22 - heat exchangers.
Изобретение осуществляется следующим образом.The invention is as follows.
Сжиженные углеводородные газы, содержащие метанол, поступают в буферную емкость 4, откуда забираются насосом 12 и поступают в блок экстракционной отмывки, включающий оборудованную внутри насадочными устройствами ситчатого типа колонну 1 экстракционной отмывки. В верхнюю часть колонны 1 подается регенерированный экстрагент (вода), содержание метанола в котором составляет от 0,0005 до 0,05 мас.%. Рабочее давление в колонне 1 экстракционной отмывки составляет 1,0-1,8 МПа, температура 30-50°С. В колонне 1 осуществляется процесс предварительной отмывки водометанольного раствора из СУГ. Из колонны СУГ направляются в емкость-фильтр 9, из которой с содержанием водометанольного раствора не более 300 ppm подаются в блок адсорбционной осушки. Низко концентрированный водометанольный раствор с низа колонны 1 дросселируется до 0,1-1,0 МПа и поступает в емкость-дегазатор 5. В дегазатор поступают также жидкие потоки из емкости-фильтра 9. Газ из емкости-дегазатора подается в топливную сеть предприятия. Поток водометанольного раствора из емкости-дегазатора поступает в блок регенерации экстракционной воды.Liquefied hydrocarbon gases containing methanol enter the
Для исключения накопления солей в цикле часть воды (порядка 10% от общего количества) выводится из него. Для восполнения потерь предусмотрена подпитка подготовленной водой.To exclude the accumulation of salts in the cycle, part of the water (about 10% of the total amount) is removed from it. To make up for losses, replenishment with prepared water is provided.
Блок адсорбционной осушки.Adsorption drying unit.
Адсорбция остаточного количества водометанольного раствора осуществляется в адсорберах 3, заполненных цеолитами марки NaA и NaX.The adsorption of the residual amount of water-methanol solution is carried out in
СУГ из емкости-фильтра 9 поступают в нижнюю часть одного из адсорберов 3 на осушку. С верха адсорбера 3 осушенные СУГ с остаточным содержанием водометанольного раствора не более 50 ppm отводятся в товарно-сырьевые склады.LHG from the
Режим адсорбции водометанольного раствора в одном адсорбере 3 продолжается около 24-48 ч при температуре около 30-50°С и давлении 1,2÷2,0 МПа. После этого на адсорбцию переключается другой подготовленный адсорбер 3, а отработанный адсорбер 3 переходит в режим регенерации и охлаждения.The adsorption mode of the water-methanol solution in one adsorber 3 lasts about 24-48 hours at a temperature of about 30-50 ° C and a pressure of 1.2 ÷ 2.0 MPa. After that, another prepared adsorber 3 switches to adsorption, and the
Из отработанного адсорбера 3 с помощью передавливания газом жидкие СУГ сливаются в емкость 8. После опорожнения адсорбера 3 открывается приводная арматура на линиях продувки газом. Продувку адсорбера 3 осуществляют в течение 20 мин в сепаратор 11. Продувочный газ сбрасывается в топливную линию установки, а остаточные жидкие углеводороды возвращаются в буферную емкость 4. Общее время слива и продувки - около 40 мин. Затем клапаны продувки и сброса жидкости закрывают.From the spent adsorber 3 by means of gas pressure, the liquid LPG is discharged into the
Для проведения 24-часового цикла тепловой регенерации (десорбции из слоя адсорбента метанола и воды) открывают соответствующую приводную арматуру и подают в адсорбер 3 сверху вниз с расходом около 1500-3000 м3/ч горячий газ регенерации (метан), предварительно подогреваемый в огневом подогревателе 16. Адсорбер 3 считается регенерированным, если температура газа регенерации, выходящего из его нижней части, составляет не менее 200°С. Газ регенерации из адсорберов 3 охлаждается в аппарате 19 воздушного охлаждения и подается в сепаратор 11, укомплектованный фильтрующими насадочными устройствами, где из него выделяется десорбированный из адсорберов 3 водометанольный раствор. Отсепарированный газ регенерации сбрасывается в топливную сеть.To conduct a 24-hour cycle of thermal regeneration (desorption from a layer of adsorbent methanol and water), the corresponding actuating valves are opened and hot regeneration gas (methane), preheated in a fire heater, is fed from the top to the
После окончания цикла регенерации закрывают приводную арматуру на линии газа регенерации, сбрасывают давление газа в адсорбере 3 до 0,15 МПа на свечу, а затем в течение 20 минут продувают азотом, поднимают давление до 1,2÷2,0 МПа и охлаждают цеолиты холодным потоком азота, подаваемого в адсорбер 3 снизу вверх при температуре около 20°С с расходом 2500-3500 нм3/час. Период охлаждения (около 24 часов) считается законченным, когда температура газа на выходе из верхней части адсорбера 3 снизится до 30÷50°С. Горячий азот из адсорберов 3 охлаждается в аппарате 20 воздушного охлаждения. Для уменьшения температурных напряжений в металле адсорберов 3 используется рекуперативный теплообменник 22, в котором горячий газ регенерации в начале процесса регенерации охлаждается, а азот в начале процесса охлаждения нагревается. В течение 1 часа постепенно снижают долю газа регенерации, проходящего через теплообменник 22, со 100% до 0%, а температуру газа на выходе из подогревателя 16 повышают до 300÷350°С.After the regeneration cycle is over, the actuator valve on the regeneration gas line is closed, the gas pressure in the
После охлаждения в адсорбере 3 закрываются приводные арматуры по азотной линии и открываются приводные арматуры для заполнения адсорбера 3 сжиженными углеводородными газами из емкости 8. Уровень жидкости в емкости снижается с 70÷80% до рабочего 35-40%. Адсорбер заполняется пропан-бутановой фракцией (СУГ) в течение 15÷20 мин. Вытесняемый сжиженными углеводородными газами из адсорбера 3 азот и пары пропана сбрасываются на факел. После заполнения адсорбер 3 может быть подключен в цикл осушки.After cooling, in the
Блок регенерации экстракционной водыExtraction water recovery unit
Блок регенерации экстракционной воды предназначен для снижения концентрации метанола в воде, поступающей в колонну 1 экстракционной отмывки, и получения товарного регенерированного метанола методом огневой регенерации.The extraction water regeneration unit is intended to reduce the concentration of methanol in the water entering the
Водометанольный раствор из емкости дегазатора 5 подогревается до температуры 50-80°С в теплообменнике-рекуператоре 21, из которого подается в ректификационную колонну 2. Рабочее давление в колонне 2 составляет 0,03-0,08 МПа, температура в кубе 100-130°С. Поддержание температуры в кубе колонны 2 осуществляется регулированием подачи топливного газа в огневой подогреватель 15. Паровая фаза из куба колонны 2, барботируя через уровень жидкости на тарелках, поднимается в верхнюю часть ректификационной колонны 2, где в насадочных устройствах происходит отделение остаточного количества воды от паров метанола. Пары метанола с массовой концентрацией не менее 80% выходят из колонны 2 и поступают на конденсацию и охлаждение в аппарат 18 воздушного охлаждения, откуда жидкая фаза стекает в рефлюксную емкость 6. Регулирование температуры метанола может осуществляться несколькими способами: с помощью жалюзи, изменением угла положения лопастей вентилятора, регулированием скорости вращения лопастей или выключением/включением одного из двигателей аппарата 18 воздушного охлаждения.The water-methanol solution from the
Регулирование давления в рефлюксной емкости 23 предусмотрено следующим образом. Во избежание образования вакуума в емкость 23 под контролем регулятора давления подведен азот. В случае повышения давления другой регулятор сбрасывает часть газовой фазы из рефлюксной емкости 23 на свечу.Pressure control in the reflux tank 23 is provided as follows. In order to avoid the formation of vacuum, nitrogen is supplied into the container 23 under the control of a pressure regulator. In case of pressure increase, another regulator dumps part of the gas phase from the reflux tank 23 onto the candle.
Регулирование температуры верха колонны 2 осуществляется подачей регенерированного метанола в качестве орошения насосом 14 из рефлюксной емкости 6.The temperature control of the top of the
Балансовое количество регенерированного метанола из рефлюксной емкости насосом 14 откачивается в емкости товарного регенерированного метанола.The balance amount of regenerated methanol from the reflux tank by
Экстракционная вода отводится из куба ректификационной колонны 2, охлаждается водометанольным раствором в теплообменнике 21 и поступает в буферную емкость 7. Из буферной емкости 7 вода насосом 13 подается в аппараты 17 воздушного охлаждения и с температурой не более 30°С подается в колонну 1 экстракционной отмывки.The extraction water is discharged from the bottom of the
Преимущества предложенной группы изобретений состоят в следующем:The advantages of the proposed group of inventions are as follows:
1. Гарантированно достигается остаточное содержание водометанольного раствора в сжиженных углеводородных газах в количестве не более 50 ppm.1. The residual content of water-methanol solution in liquefied hydrocarbon gases in an amount of not more than 50 ppm is guaranteed.
2. Минимальные капитальные затраты для установки с такой результативностью.2. Minimum capital costs for installation with such efficiency.
3. В качестве побочного продукта образуется регенерированный метанол, который в свою очередь является отдельным товарным продуктом.3. Regenerated methanol is formed as a by-product, which in turn is a separate commercial product.
4. Образуется крайне незначительно количество сточных вод.4. Very little wastewater is generated.
5. Все газовые сдувки утилизируются здесь же на установке в качестве топливного газа.5. All gas purges are disposed of here as fuel gas at the facility.
Claims (9)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2010146406/05A RU2451538C1 (en) | 2010-11-15 | 2010-11-15 | Method of cleaning liquefied hydrocarbon gas and plant to this end |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2010146406/05A RU2451538C1 (en) | 2010-11-15 | 2010-11-15 | Method of cleaning liquefied hydrocarbon gas and plant to this end |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2451538C1 true RU2451538C1 (en) | 2012-05-27 |
Family
ID=46231609
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2010146406/05A RU2451538C1 (en) | 2010-11-15 | 2010-11-15 | Method of cleaning liquefied hydrocarbon gas and plant to this end |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2451538C1 (en) |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2683083C1 (en) * | 2017-12-19 | 2019-03-26 | Публичное акционерное общество "СИБУР Холдинг" | Method of purifying hydrocarbon gases from impurities |
RU2701020C1 (en) * | 2018-12-24 | 2019-09-24 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Уренгой" | Method of hydrocarbon gas preparation for transport |
RU2766594C1 (en) * | 2020-12-22 | 2022-03-15 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Газпром Трансгаз Краснодар" | Unit for preparing natural gas for transport |
Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3650713A (en) * | 1969-05-20 | 1972-03-21 | Ici Ltd | Steam reforming of hydrocarbons |
US4847000A (en) * | 1987-02-19 | 1989-07-11 | Institut Francais Du Petrole | Process for manufacturing synthesis gas or hydrogen by catalytic conversion of methanol in the liquid phase |
RU2224581C1 (en) * | 2002-11-25 | 2004-02-27 | Открытое акционерное общество "Научно-исследовательский и проектный институт по переработке газа" | Installation of carbureted hydrogen gas pretreatment |
RU2289608C2 (en) * | 2004-11-12 | 2006-12-20 | Открытое акционерное общество "Научно-исследовательский и проектный институт по переработке газа" ОАО "НИПИгазпереработка" | Installation for purification of the liquid hydrocarbon raw from methanol (versions) |
RU2008134193A (en) * | 2008-08-21 | 2010-02-27 | Владимир Сергеевич Арутюнов (RU) | METHOD FOR PREPARING PORTABLE AND NATURAL GASES FOR USE IN PISTON INTERNAL COMBUSTION ENGINES |
-
2010
- 2010-11-15 RU RU2010146406/05A patent/RU2451538C1/en active
Patent Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3650713A (en) * | 1969-05-20 | 1972-03-21 | Ici Ltd | Steam reforming of hydrocarbons |
US4847000A (en) * | 1987-02-19 | 1989-07-11 | Institut Francais Du Petrole | Process for manufacturing synthesis gas or hydrogen by catalytic conversion of methanol in the liquid phase |
RU2224581C1 (en) * | 2002-11-25 | 2004-02-27 | Открытое акционерное общество "Научно-исследовательский и проектный институт по переработке газа" | Installation of carbureted hydrogen gas pretreatment |
RU2289608C2 (en) * | 2004-11-12 | 2006-12-20 | Открытое акционерное общество "Научно-исследовательский и проектный институт по переработке газа" ОАО "НИПИгазпереработка" | Installation for purification of the liquid hydrocarbon raw from methanol (versions) |
RU2008134193A (en) * | 2008-08-21 | 2010-02-27 | Владимир Сергеевич Арутюнов (RU) | METHOD FOR PREPARING PORTABLE AND NATURAL GASES FOR USE IN PISTON INTERNAL COMBUSTION ENGINES |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2683083C1 (en) * | 2017-12-19 | 2019-03-26 | Публичное акционерное общество "СИБУР Холдинг" | Method of purifying hydrocarbon gases from impurities |
RU2701020C1 (en) * | 2018-12-24 | 2019-09-24 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Уренгой" | Method of hydrocarbon gas preparation for transport |
RU2766594C1 (en) * | 2020-12-22 | 2022-03-15 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Газпром Трансгаз Краснодар" | Unit for preparing natural gas for transport |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
JP6573675B2 (en) | Separation of impurities from fluid streams using dual cocurrent contactors. | |
RU2597081C2 (en) | Method for complex extraction of valuable admixtures from natural helium-containing hydrocarbon gas with high nitrogen content | |
US10099168B2 (en) | Systems and methods for closed loop regeneration of gas dehydration units using liquid petroleum gas | |
CN204999869U (en) | Triethylene glycol dewatering device | |
JPH08283757A (en) | Method and apparatus for refining natural gas by removing atleast one acidic gas therefrom with solvent | |
RU2653023C1 (en) | Gas preparation installation | |
CN107438475B (en) | Method for energy-efficient recovery of carbon dioxide from an absorbent and apparatus suitable for operating the method | |
CN101389913A (en) | Use of cryogenic temperatures in processing gases containing light components with physical solvents | |
CN107512702A (en) | Hydrogen production from coke oven gas technique | |
RU2501593C2 (en) | Gas flow cleaning | |
EP3386609B1 (en) | Process and system for the purification of a gas | |
RU2451538C1 (en) | Method of cleaning liquefied hydrocarbon gas and plant to this end | |
RU2714651C1 (en) | Adsorption unit for preparation of hydrocarbon gas | |
RU2185226C2 (en) | Method of removing nitrogen from natural gas | |
RU104553U1 (en) | PLANT FOR CLEANING LIQUID HYDROCARBON GASES | |
RU2540404C1 (en) | Method and apparatus for isomerisation of c5-c6 hydrocarbons with supply of purified circulating hydrogen stream | |
RU2338734C1 (en) | Method of hydrocarbons c3+ separation from associated oil gases | |
RU2452556C1 (en) | Plant for hydrocarbon vapors recovery | |
RU2472564C1 (en) | Plant to extract carbon dioxide from light hydrocarbon ethane-bearing long distillate | |
JP4162805B2 (en) | Adsorption methods for hydrocarbon dearomatization. | |
RU2624160C1 (en) | Method and installation for purifying natural gas from carbon dioxide and hydrogen sulphide | |
CN107746366A (en) | The method that isopentane is extracted from naphtha | |
RU2289608C2 (en) | Installation for purification of the liquid hydrocarbon raw from methanol (versions) | |
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 | |
RU2607631C1 (en) | Method for production of liquefied hydrocarbon gases |