RU2603874C2 - Multi-stream production for processing natural gas - Google Patents
Multi-stream production for processing natural gas Download PDFInfo
- Publication number
- RU2603874C2 RU2603874C2 RU2015110515/06A RU2015110515A RU2603874C2 RU 2603874 C2 RU2603874 C2 RU 2603874C2 RU 2015110515/06 A RU2015110515/06 A RU 2015110515/06A RU 2015110515 A RU2015110515 A RU 2015110515A RU 2603874 C2 RU2603874 C2 RU 2603874C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- natural gas
- gas
- methane
- unit
- cryogenic
- Prior art date
Links
Images
Classifications
-
- 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
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Thermal Sciences (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)
- Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)
Abstract
Description
Многопоточное производство по переработке природных газов, обеспечивающее переработку газа газодобывающего региона, которое может быть использовано в газовой промышленности в условиях ее интенсивного развития.Multithreaded production of natural gas processing, providing gas processing of the gas producing region, which can be used in the gas industry in the conditions of its intensive development.
Природный газ, состоящий, в основном, из метана, содержит в себе ряд примесей, в частности воду, азот, сероводород, диоксид углерода, гелий, меркаптаны, такие легкие углеводороды, как этан, пропан, бутан, которые являются, с одной стороны, вредными примесями, ухудшающими в той или иной мере качество топливного газа, например его теплоту сгорания, а с другой - ценными компонентами, являющимися сырьем газохимической промышленности в производстве метанола, элементарной серы, сульфидов, непредельных углеводородов и опосредованно - полимеров, спиртов, гликолей и т.д.Natural gas, consisting mainly of methane, contains a number of impurities, in particular water, nitrogen, hydrogen sulfide, carbon dioxide, helium, mercaptans, light hydrocarbons such as ethane, propane, butane, which, on the one hand, harmful impurities that deteriorate in one way or another the quality of fuel gas, for example, its heat of combustion, and on the other hand, valuable components that are raw materials of the gas chemical industry in the production of methanol, elemental sulfur, sulfides, unsaturated hydrocarbons and indirectly polymers, alcohol s, glycols, etc.
Производства по переработке природного газа относятся к крупнотоннажным промышленным производствам, перерабатывающим до нескольких миллиардов нм3 в год или нескольких миллионов т/год сырого газа. Однако в условиях интенсивного развития газовой промышленности объемы добычи природного газа резко возрастают именно в тех регионах, где отсутствуют дополнительные технические и кадровые ресурсы. Так, например, в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке еще в 2010 году добывалось всего 33 млрд. нм3 в год природного газа, из которых только 65% подвергалось переработке, а остальные 35% закачивались обратно в пласт или сжигались на факелах, однако по перспективным планам развития этих регионов добыча в них природного газа к 2030 году должна быть доведена до 200 млрд. нм3 в год. Для решения этой задачи нерационально строительство десятков крупнотоннажных газоперерабатывающих заводов, что неизбежно должно привести к раздроблению экономического потенциала региона, удорожанию строительства газоперерабатывающих заводов и увеличению себестоимости переработки газа. С целью концентрации экономического потенциала при переработке 200 млрд. нм3 в год природного газа предполагается в этом регионе построить 3 крупнейших газоперерабатывающих завода и газохимического комбината с инвестициями до 2030 г. до 160 млрд. рублей (Коржубаев А.Г., Филимонова И.В. Перспективы комплексного развития нефтяной и газовой промышленности Восточной Сибири и Дальнего Востока. Газовая промышленность, 2011, №6, с. 10-16).Natural gas processing plants are large-capacity industrial enterprises that process up to several billion nm 3 per year or several million tons / year of raw gas. However, in conditions of intensive development of the gas industry, natural gas production volumes increase sharply precisely in those regions where there are no additional technical and human resources. So, for example, in Eastern Siberia and the Far East back in 2010, only 33 billion nm 3 of natural gas was produced per year, of which only 65% was processed, and the remaining 35% was pumped back into the reservoir or flared, but long-term development plans of these regions, the production of natural gas in them by 2030 should be brought up to 200 billion nm 3 per year. To solve this problem, the construction of dozens of large-capacity gas processing plants is irrational, which inevitably should lead to fragmentation of the economic potential of the region, the cost of building gas processing plants and an increase in the cost of gas processing. In order to concentrate the economic potential in the processing of 200 billion nm 3 per year of natural gas, it is planned to build 3 of the largest gas processing plants and gas chemical plants in this region with investments up to 160 billion rubles until 2030 (A. Korzhubaev, I. V. Filimonova Prospects for the integrated development of the oil and gas industry of Eastern Siberia and the Far East. Gas industry, 2011, No. 6, pp. 10-16).
Спецификой крупных производств по переработке десятков млрд. нм3 в год природного газа является наличие в их технологической схеме нескольких идентичных по аппаратурному оформлению, производственной мощности и ассортименту выпускаемой продукции технологических потоков. Подобная структура многопоточного производства обусловлена двумя факторами. Во-первых, практически нереально изготовить единичные технологические аппараты: ректификационные колонны, компрессоры, теплообменники и т.д., способные переработать 50-70 млрд. нм3 в год природного газа в одном технологическом потоке, из-за гигантских габаритов аппаратов. Во-вторых, единственный технологический поток, требующий остановки производства на текущий и капитальный ремонт, а также в случаях аварийных остановок, может в эти периоды привести к критической ситуации экономику целого региона, поскольку при этом также нарушится подача топлива промышленным предприятиям и населению, а также сырья газохимическим предприятиям. В связи с этим, например, на производстве по переработке 70 млрд. нм3 в год природного газа имеется не менее семи-восьми параллельных и идентичных технологических потоков, один из которых является резервным, не перерабатывающим исходное сырье и запускаемым в эксплуатацию только во время плановых остановок по ремонту и/или реконструкции или аварий на одном из технологических потоков. Типовой технологический поток многопоточного производства включает блок подготовки газа к извлечению товарных продуктов и полупродуктов, блок криогенного извлечения тяжелой углеводородной части природного газа, начиная от этана, блок криогенного разделения легкой углеводородной части, в котором в качестве хладагента используют метан с примесями азота, что обеспечивает выработку ассортимента выпускаемой продукции, состоящего из топливного газа, этана, широкой фракции легких углеводородов или пропана, бутанов, пентан-гексановой фракции и гелиевого концентрата. Однако структура производства с наличием резервного потока, работающего периодически, имеет и существенный недостаток. Простой в течение длительного времени резервного технологического потока приводит к снижению фондоотдачи, поскольку амортизационные отчисления от капитальных затрат на создание простаивающего технологического потока включаются в себестоимость конечной продукции предприятия, а повышение себестоимости продукции ухудшает экономические показатели и конъюнктурные позиции предприятия.The specifics of large production facilities for the processing of tens of billions of nm 3 per year of natural gas is the presence in their technological scheme of several technological flows that are identical in terms of equipment design, production capacity and product range. A similar structure of multithreaded production is due to two factors. Firstly, it is almost impossible to produce single process units: distillation columns, compressors, heat exchangers, etc., capable of processing 50-70 billion nm 3 per year of natural gas in one process stream, due to the gigantic dimensions of the units. Secondly, the only process flow requiring a shutdown of production for maintenance and overhaul, as well as in cases of emergency shutdowns, can during these periods lead to a critical situation in the economy of the whole region, since this will also interrupt the supply of fuel to industrial enterprises and the population, as well as raw materials to gas chemical enterprises. In this regard, for example, at the processing plant of 70 billion nm 3 per year of natural gas, there are at least seven to eight parallel and identical process flows, one of which is a reserve one that does not process the feedstock and is put into operation only during planned stops for repair and / or reconstruction or accidents at one of the process streams. A typical multi-threaded production process stream includes a unit for preparing gas for the extraction of marketable products and intermediates, a unit for cryogenic extraction of a heavy hydrocarbon part of natural gas, starting from ethane, a unit for cryogenic separation of a light hydrocarbon part, in which methane with nitrogen impurities is used as a refrigerant, which ensures production assortment of products consisting of fuel gas, ethane, a wide fraction of light hydrocarbons or propane, butanes, pentane-hexane fraction tion and helium concentrate. However, the structure of production with the presence of a backup flow operating periodically has a significant drawback. Downtime of a stand-by process flow for a long time leads to a decrease in capital productivity, since depreciation charges from capital costs for creating an idle work flow are included in the cost of the final product of the enterprise, and an increase in the cost of production worsens the economic indicators and market position of the enterprise.
Задача, на решение которой направлено заявленное техническое решение, заключается в разработке ряда вариантов повышения эффективности многопоточной переработки природных газов за счет использования внутренних резервов производства и расширения ассортимента выпускаемой товарной продукции.The task to which the claimed technical solution is directed is to develop a number of options for increasing the efficiency of multi-threaded processing of natural gases through the use of internal production reserves and expanding the range of manufactured goods.
Данная задача достигается за счет того, что многопоточное производство по переработке природных газов включает ряд идентичных эксплуатируемых технологических потоков и один резервный технологический поток, каждый из которых состоит из блока подготовки газа к извлечению товарных продуктов и полупродуктов, блока криогенного извлечения тяжелой углеводородной части природного газа, начиная от этана, блока криогенного разделения легкой углеводородной части, в котором в качестве хладагента используют метан, что обеспечивает выработку ассортимента выпускаемой продукции, состоящего из метанового топливного газа, этана, широкой фракции легких углеводородов, пропана, бутанов, пентан-гексановой фракции и гелиевого концентрата, позволяет дополнительно получать сжиженный природный газ за счет того, что резервный технологический поток объединяется системой трубопроводов с эксплуатируемыми технологическими потоками.This task is achieved due to the fact that multi-threaded natural gas processing includes a number of identical operating process streams and one standby process stream, each of which consists of a unit for preparing gas for the extraction of marketable products and intermediates, a unit for cryogenic extraction of the heavy hydrocarbon portion of natural gas, starting from ethane, the block of cryogenic separation of the light hydrocarbon part, in which methane is used as the refrigerant, which ensures the production of the range of products, consisting of methane fuel gas, ethane, a wide fraction of light hydrocarbons, propane, butanes, a pentane-hexane fraction and helium concentrate, allows you to additionally produce liquefied natural gas due to the fact that the reserve process stream is combined by a pipeline system with operating process streams .
В первом варианте решения поставленной задачи часть метанового топливного газа, вырабатываемого на эксплуатируемых технологических потоках, по системе трубопроводов направляют на резервный технологический поток в блок криогенного разделения газов с частичным сжижением метана, далее отгружаемого потребителям в качестве сжиженного природного газа.In the first version of the solution of the problem, part of the methane fuel gas produced at the operated process streams is sent through a pipeline system to the reserve process stream to a cryogenic gas separation unit with partial methane liquefaction, which is then shipped to consumers as liquefied natural gas.
Во втором варианте решения поставленной задачи перерабатываемый природный газ по системе трубопроводов равномерно распределяют по всем технологическим потокам, включая резервный, с получением в блоках криогенного разделения газов сжиженного метана и дальнейшей отгрузкой образующихся излишков сжиженного метана потребителям в качестве сжиженного природного газа. Снижение производительности технологической линии приводит к интенсификации работы технологической аппаратуры, а именно:In the second version of the solution of the problem, the processed natural gas is evenly distributed through the piping system across all process flows, including the reserve one, to obtain liquefied methane in the cryogenic gas separation units and to further ship the resulting excess liquefied methane to consumers as liquefied natural gas. The decrease in the productivity of the technological line leads to the intensification of the operation of technological equipment, namely:
- повышению четкости разделения смеси компонентов в ректификационных колоннах, так как при снижении производительности аппарата при прочих равных условиях увеличиваются флегмовые и паровые числа в колонне;- increasing the clarity of the separation of the mixture of components in distillation columns, since with a decrease in the productivity of the apparatus, ceteris paribus, reflux and steam numbers in the column increase;
- повышению энергосбережения, поскольку при сохранении четкости разделения смеси компонентов в ректификационных колоннах и снижении производительности аппарата при прочих равных условиях сохраняются флегмовые и паровые числа в колонне и уменьшается абсолютная величина теплоподвода и теплосъема;- increase energy conservation, since while maintaining the clarity of separation of the mixture of components in distillation columns and reducing the productivity of the apparatus, ceteris paribus, reflux and steam numbers in the column are preserved and the absolute value of heat supply and heat removal decreases;
- уменьшению расхода теплоносителей и хладагентов в теплообменных аппаратах, обеспечивающих работу ректификационных колонн, из-за снижения их тепловой нагрузки;- reduce the flow of coolants and refrigerants in heat exchangers that provide the operation of distillation columns, due to a decrease in their heat load;
- эффективности использования дополнительного оборудования, такого как: фильтры - за счет снижения гидравлического сопротивления, адсорберы - за счет увеличения глубины очистки газовых потоков при уменьшении скорости очищаемых потоков;- the efficiency of using additional equipment, such as: filters - by reducing hydraulic resistance, adsorbers - by increasing the depth of cleaning gas flows while reducing the speed of the cleaned flows;
- в блоках криогенного разделения легкой углеводородной части создается резерв холодильных мощностей, позволяющих производить излишек сжиженного метана, который далее используется в качестве дополнительной продукции предприятия - сжиженного природного газа.- a reserve of refrigerating capacities is created in the blocks of cryogenic separation of the light hydrocarbon part, which allows producing excess liquefied methane, which is then used as an additional product of the enterprise - liquefied natural gas.
Реализация многопоточного производства по переработке природных газов представлена на фигурах 1-3.The implementation of multi-threaded production of natural gas processing is presented in figures 1-3.
На фигуре 1 приведена традиционная схема многопоточного производства по переработке природных газов, на фигурах 2 и 3 приведены варианты совершенствования схем многопоточного производства по переработке природных газов в соответствии с заявляемым изобретением, в которых включены следующие блоки и трубопроводы:The figure 1 shows the traditional scheme of multi-threaded production of natural gas processing, figures 2 and 3 show options for improving multi-threaded production of natural gas processing in accordance with the claimed invention, which includes the following blocks and pipelines:
1 - блок подготовки газа к извлечению товарных продуктов и полупродуктов;1 - gas preparation unit for the extraction of marketable products and intermediates;
2 - блок криогенного извлечения тяжелой углеводородной части природного газа, начиная от этана;2 - block cryogenic extraction of the heavy hydrocarbon portion of natural gas, starting from ethane;
3 - блок криогенного разделения легкой углеводородной части;3 - block cryogenic separation of the light hydrocarbon portion;
10, 11, 20, 30, 40, 50-54 - трубопроводы.10, 11, 20, 30, 40, 50-54 - pipelines.
На фигурах 1-3 пунктирными линиями обозначены нефункционирующие блоки и внешние и внутренние трубопроводы товарных продуктов и полупродуктов, не вовлеченные в технологический процесс, сплошными линиями обозначены функционирующие внешние и внутренние трубопроводы товарных продуктов и полупродуктов, вовлеченных в технологический процесс.In figures 1-3, dashed lines indicate non-functioning blocks and external and internal pipelines of commercial products and intermediates that are not involved in the process, solid lines indicate the functioning external and internal pipelines of commercial products and intermediates involved in the technological process.
Блоки 1-3 связаны между собой трубопроводами в технологический поток. Многопоточное производство по переработке природных газов в рассматриваемых примерах включает семь идентичных по аппаратурному оформлению технологических потоков.Blocks 1-3 are interconnected by pipelines into the process stream. The multi-threaded production of natural gas processing in the examples considered includes seven technological flows that are identical in hardware design.
На фигуре 1 представлена традиционная схема, в которой исходный природный газ, поступающий по трубопроводу 10 и распределяемый на каждый технологический поток по трубопроводу 11, последовательно проходит блок подготовки газа к извлечению товарных продуктов и полупродуктов 1, блок криогенного извлечения тяжелой углеводородной части природного газа, начиная от этана, 2, блок криогенного разделения легкой углеводородной части 3, в котором в качестве хладагента используют метан с примесями азота, с получением следующих товарных продуктов: этан, широкая фракция легких углеводородов, гелиевый концентрат и метановый топливный газ, отводимых соответственно по трубопроводам 20, 30, 40 и 50.The figure 1 presents the traditional scheme in which the source of natural gas entering through the
В отличии от фигуры 1 на фигуре 2 представлен первый вариант совершенствования схемы заявляемого многопоточного производства по переработке природных газов, в котором топливный газ, выработанный на шести функционирующих технологических потоках, объединяется и по трубопроводу 53 отводится потребителям. Схемой предусмотрен отбор из трубопровода 53 части топливного газа по трубопроводу 51 в блок криогенного разделения легкой углеводородной части 3 резервного технологического потока. В блоке криогенного разделения легкой углеводородной части 3 резервного технологического потока топливный газ сжижается с использованием криогенного оборудования блока, что позволяет расширить ассортимент вырабатываемой продукции, получая отводимый по трубопроводу 54 сжиженный метан, который далее можно транспортировать на экспорт морскими судами. Неконденсированная на резервном технологическом потоке часть метана по трубопроводу 52 подается в трубопровод 53 в качестве топливного газа.In contrast to figure 1, figure 2 presents the first option for improving the scheme of the inventive multi-threaded production of natural gas processing, in which the fuel gas generated by six functioning process streams is combined and piped to
В отличии от фигур 1 и 2 на фигуре 3, согласно второму варианту, весь исходный природный газ, поступающий на производство по трубопроводу 10, по трубопроводам 11 равномерно распределяется на все семь технологических потоков, уменьшая производительность каждого из них на 14%. Это позволяет за счет образующихся резервных мощностей криогенного оборудования вырабатывать на каждом технологическом потоке сжиженный метан, который далее можно транспортировать на экспорт морскими судами, расширяя ассортимент вырабатываемой продукции. Кроме того, снижение производительности фракционирующего оборудования в блоке криогенного извлечения тяжелой углеводородной части природного газа, начиная от этана, 2 на 14% позволяет при сохранении качества вырабатываемых товарных углеводородов, а именно этана и широкой фракции легких углеводородов или пропана, бутана, пентан-гексановой фракции, снизить на 14% энергозатраты на подвод и съем тепла в теплообменной системе обеспечения работы ректификационных колонн или при сохранении энергозатрат улучшить четкость разделения углеводородов в ректификационных колоннах и, как следствие, возможен и промежуточный вариант решения задачи, когда совмещаются экономия энергозатрат и повышение сортности вырабатываемых товарных углеводородов.In contrast to figures 1 and 2 in figure 3, according to the second embodiment, all of the source natural gas supplied to production through
Кроме того, вовлечение в технологический процесс части оборудования резервного технологического потока, представленное на фигуре 2, или всего оборудования резервного технологического потока, представленное на фигуре 3, снизит фондоотдачу многопоточного производства и в целом повысит его экономические показатели за счет расширения ассортимента, выработки более качественной продукции и снижения энергозатрат.In addition, the involvement in the process of a part of the equipment of the backup process stream, shown in Figure 2, or all the equipment of the reserve process stream, shown in Figure 3, will reduce the capital productivity of multi-threaded production and will generally increase its economic performance by expanding the assortment, developing better products and lower energy costs.
По предлагаемым решениям проведено математическое моделирование процесса. В таблице 1 приведен материальный баланс многопоточного производства по переработке природных газов, работающего по первому варианту согласно фигуре 2. В таблице 2 приведен материальный баланс многопоточного производства по переработке природных газов, работающего по второму варианту согласно фигуре 3. Из приведенных материальных балансов видно, что использование резервной технологической линии для выработки нового товарного продукта позволяет получить до 36 т/ч по первому варианту и до 14 т/ч по второму варианту сжиженного природного газа.Based on the proposed solutions, mathematical modeling of the process was carried out. Table 1 shows the material balance of multi-threaded production of natural gas processing operating in the first embodiment according to figure 2. Table 2 shows the material balance of multi-threaded production of natural gas processing operating in the second embodiment according to figure 3. From the material balances it is seen that the use reserve technological line for the development of a new commercial product allows you to get up to 36 t / h in the first embodiment and up to 14 t / h in the second embodiment of liquefied natural for.
Таким образом, предложенное изобретение многопоточного производства по переработке природных газов решает задачу повышения эффективности многопоточного производства по переработке природных газов за счет использования внутренних резервов производства и расширения ассортимента выпускаемой товарной продукции.Thus, the proposed invention of multithreaded production for the processing of natural gases solves the problem of increasing the efficiency of multithreaded production for the processing of natural gases through the use of internal reserves of production and expanding the range of manufactured products.
Claims (3)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015110515/06A RU2603874C2 (en) | 2015-03-25 | 2015-03-25 | Multi-stream production for processing natural gas |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015110515/06A RU2603874C2 (en) | 2015-03-25 | 2015-03-25 | Multi-stream production for processing natural gas |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2015110515A RU2015110515A (en) | 2016-10-20 |
| RU2603874C2 true RU2603874C2 (en) | 2016-12-10 |
Family
ID=57138194
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2015110515/06A RU2603874C2 (en) | 2015-03-25 | 2015-03-25 | Multi-stream production for processing natural gas |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2603874C2 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN106839649A (en) * | 2017-02-13 | 2017-06-13 | 重庆耐德能源装备集成有限公司 | The liquefying device and method of a kind of natural gas |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4512782A (en) * | 1983-02-03 | 1985-04-23 | Linde Aktiengesellschaft | Multistage rectification of gaseous hydrocarbons containing sour gases |
| RU2199053C2 (en) * | 2001-03-20 | 2003-02-20 | ООО "Уренгойгазпром" ОАО "Газпром" | Method of cooling hydrocarbon gas during preparation for transportation |
| RU2486945C1 (en) * | 2012-05-05 | 2013-07-10 | Евгений Владимирович Левин | Method of processing natural and associated oil gas |
-
2015
- 2015-03-25 RU RU2015110515/06A patent/RU2603874C2/en active
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4512782A (en) * | 1983-02-03 | 1985-04-23 | Linde Aktiengesellschaft | Multistage rectification of gaseous hydrocarbons containing sour gases |
| RU2199053C2 (en) * | 2001-03-20 | 2003-02-20 | ООО "Уренгойгазпром" ОАО "Газпром" | Method of cooling hydrocarbon gas during preparation for transportation |
| RU2486945C1 (en) * | 2012-05-05 | 2013-07-10 | Евгений Владимирович Левин | Method of processing natural and associated oil gas |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN106839649A (en) * | 2017-02-13 | 2017-06-13 | 重庆耐德能源装备集成有限公司 | The liquefying device and method of a kind of natural gas |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2015110515A (en) | 2016-10-20 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Khan et al. | Energy saving opportunities in integrated NGL/LNG schemes exploiting: Thermal-coupling common-utilities and process knowledge | |
| CA2570835C (en) | Scalable capacity liquefied natural gas plant | |
| CN101421574B (en) | Method and apparatus for liquefying a natural gas stream | |
| Lim et al. | Efficient configuration of a natural gas liquefaction process for energy recovery | |
| AU2015231891B2 (en) | Liquefied natural gas facility employing an optimized mixed refrigerant system | |
| US11268757B2 (en) | Methods for providing refrigeration in natural gas liquids recovery plants | |
| US10684072B2 (en) | Method and system for preparing a lean methane-containing gas stream | |
| Jin et al. | Optimization and economic evaluation of integrated natural gas liquids (NGL) and liquefied natural gas (LNG) processing for lean feed gas | |
| Long et al. | Design and optimization of heat integrated dividing wall columns for improved debutanizing and deisobutanizing fractionation of NGL | |
| KR20140116784A (en) | Process for separating and recovering ngls from hydrocarbon streams | |
| Fahmy et al. | Optimization and comparative analysis of LNG regasification processes | |
| Wang et al. | Optimal design and operation for simultaneous shale gas NGL recovery and LNG re-gasification under uncertainties | |
| RU2603874C2 (en) | Multi-stream production for processing natural gas | |
| CN103868324B (en) | The natural gas liquefaction of small-sized skid-mounted type mix refrigerant and NGL reclaim integrated system | |
| CN105154013A (en) | System and method for preparing two types of mixed refrigerants by means of recycling LNG (liquefied natural gas)/LPG (liquefied petroleum gas)/NGL (natural gas liquid) products from petroleum associated gas | |
| KR20150093333A (en) | Supplying System And Method Of Refrigerant | |
| AU2007321248B2 (en) | Method and apparatus for cooling a hydrocarbon stream | |
| CN103868322A (en) | Pre-cooling type heavy hydrocarbon recycling system and technology for offshore natural gas extraction | |
| CN106247759B (en) | A kind of method of LNG receiving station recycling lighter hydrocarbons | |
| RU2635799C1 (en) | Production cluster for production and processing of gas condensate of shelf field | |
| CN205011693U (en) | System for utilize oil field gas to retrieve two kinds of mixed refrigerant of result preparation of LNGLPGNGL | |
| RU2597700C1 (en) | Method of processing natural hydrocarbon gas with variable nitrogen content | |
| CN111849573A (en) | Light hydrocarbon recovery system | |
| CN204460933U (en) | A kind of CNG device with light ends unit | |
| Ramzan et al. | Simulation of natural gas processing plant for bumpless shift |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PC41 | Official registration of the transfer of exclusive right |
Effective date: 20181129 |
|
| PD4A | Correction of name of patent owner |