RU2668896C1 - Plant for the deethanization of natural gas (options) - Google Patents

Plant for the deethanization of natural gas (options) Download PDF

Info

Publication number
RU2668896C1
RU2668896C1 RU2018111009A RU2018111009A RU2668896C1 RU 2668896 C1 RU2668896 C1 RU 2668896C1 RU 2018111009 A RU2018111009 A RU 2018111009A RU 2018111009 A RU2018111009 A RU 2018111009A RU 2668896 C1 RU2668896 C1 RU 2668896C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
line
gas
expander
pressure gas
separator
Prior art date
Application number
RU2018111009A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Андрей Владиславович Курочкин
Original Assignee
Андрей Владиславович Курочкин
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 Андрей Владиславович Курочкин filed Critical Андрей Владиславович Курочкин
Priority to RU2018111009A priority Critical patent/RU2668896C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2668896C1 publication Critical patent/RU2668896C1/en

Links

Images

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G5/00—Recovery of liquid hydrocarbon mixtures from gases, e.g. natural gas
    • C10G5/06—Recovery of liquid hydrocarbon mixtures from gases, e.g. natural gas by cooling or compressing
    • 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
    • B01D53/34—Chemical or biological purification of waste gases
    • B01D53/46—Removing components of defined structure
    • B01D53/48—Sulfur compounds
    • 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

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • Biomedical Technology (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Thermal Sciences (AREA)
  • Analytical Chemistry (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)
  • Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)

Abstract

FIELD: technological processes.SUBSTANCE: invention relates to low-temperature separation plants and can be used in the gas industry for the separation of natural gas transported along main gas pipelines. Proposed installation in both versions includes a drying unit, a compressor, a refrigerator, three expansion units, a recuperative heat exchanger, a reflux condenser and a demethanizer. First option also includes a separator. In operation of the first embodiment, the high pressure natural gas is drained and divided into two streams, the first stream is cooled in a recuperative heat exchanger and the second is compressed, cooled, reduced by a first expander and combined with the first expander. Combined stream is reduced with a second expander and sent to a reflux condenser where it is refluxed by countercurrent cooling from the low pressure gas supplied from the separator, which is then heated in a recuperative heat exchanger, mixed with the adsorbent regeneration gas supplied from the drying unit and discharged from the unit. Resulting reflux gas after reduction in the third expander is fed to the separator together with the methane-containing gas from the demethanizer. Wide fraction of light hydrocarbons is withdrawn from the bottom of the separator, which is mixed with a reflux from the bottom of the reflux condenser and subjected to fractionation in a demethanizer to produce liquid hydrocarbons or ethane and propane-butane fractions. Operation of the second embodiment is characterized in that a wide fraction of light hydrocarbons is not released from the gas stream after the third expander, only the phlegm is sent to the demethanizer, and the methane-containing gas is mixed with a low-pressure gas.EFFECT: increasing the yield of liquid hydrocarbons.2 cl, 2 dwg

Description

Изобретение относится к установкам низкотемпературной сепарации и может быть использовано в газовой промышленности для разделения природного газа, транспортируемого по магистральным газопроводам.The invention relates to a low-temperature separation unit and can be used in the gas industry for the separation of natural gas transported through gas pipelines.

Известен способ сжижения богатого углеводородами потока с одновременным извлечением - богатой фракции с высоким выходом [RU 2317497, опубл. 20.02.2008 г., МПК F25J 1/02, F25J 3/00], осуществляемый на установке, включающей три холодильных каскада со смешанными хладоагентами разного состава и блок фракционирования, состоящий из сепаратора, детандер-компрессорного агрегата, насоса, рекуперационного теплообменника, абсорбера и отпарной колонны.A known method of liquefying a hydrocarbon-rich stream with simultaneous extraction of a rich fraction in high yield [RU 2317497, publ. 02/20/2008, MPK F25J 1/02, F25J 3/00], carried out at a plant comprising three refrigerating stages with mixed refrigerants of different compositions and a fractionation unit, consisting of a separator, expander-compressor unit, pump, recovery heat exchanger, absorber and stripping columns.

Недостатками известной установки являются неполное извлечение углеводородов С3+ и невозможность извлечения этана.The disadvantages of the known installation are the incomplete recovery of C 3+ hydrocarbons and the inability to extract ethane.

Наиболее близка по технической сущности к предлагаемому изобретению установка комплексной подготовки газа [RU 2624710, опубл. 05.07.2017 г., МПК F25J 3/00, С07С 7/00, C10G 5/06], включающая входной сепаратор, теплообменники "газ/редуцированный конденсат" и "газ/газ низкотемпературной. сепарации после дефлегматора" (рекуперационные теплообменники), дефлегматор, редуцирующие устройства, блок низкотемпературной сепарации (сепаратор) и блок стабилизации конденсата.Closest to the technical nature of the proposed invention, the installation of integrated gas treatment [RU 2624710, publ. 07/05/2017, IPC F25J 3/00, С07С 7/00, C10G 5/06], including an inlet separator, gas / reduced condensate heat exchangers and gas / gas low-temperature separation after reflux condenser (recuperation heat exchangers), a reflux condenser, reducing devices, a low-temperature separation unit (separator) and a condensate stabilization unit.

Недостатками данной установки при деэтанизации природного газа являются низкий выход жидких углеводородов из-за недостаточного охлаждения газа.The disadvantages of this installation during the deethanization of natural gas are the low yield of liquid hydrocarbons due to insufficient gas cooling.

Задача изобретения - повышение выхода жидких углеводородов.The objective of the invention is to increase the yield of liquid hydrocarbons.

Техническим результатом является повышение выхода жидких углеводородов за счет установки в качестве редуцирующих устройств детандеров, соединенных кинематически или электрически с приводом компрессора для сжатия части газа высокого давления, который после охлаждения и редуцирования является источником дополнительного холода.The technical result is to increase the yield of liquid hydrocarbons by installing expanders as reducing devices, kinematically or electrically connected to the compressor drive to compress a portion of the high pressure gas, which, after cooling and reduction, is a source of additional cold.

Предложено два варианта установки.Two installation options are suggested.

Технический результат в нервом варианте достигается тем, что в предлагаемой установке, включающей рекуперационный теплообменник, дефлегматор, редуцирующие устройства и сепаратор, оснащенной линиями газа высокого и низкого давления, особенность заключается в том, что в качестве редуцирующих устройств установлены детандеры, кинематически или электрически соединенные с приводом компрессора, на линии газа высокого давления установлен блок осушки с линией ввода продувочного газа и линией вывода газа регенерации в линию вывода газа низкого давления, затем линия газа высокого давления разделена на две линии, на одной установлены компрессор, холодильник и первый детандер, на другой - рекуперационный теплообменник с линиями ввода/вывода газа низкого давления, далее линии соединены в одну линию, на которой установлен второй детандер и дефлегматор, соединенный с сепаратором линией подачи газа низкого давления и линией подачи газа дефлегмации, на которой установлен третий детандер, а с рекуперационным теплообменником - линией ввода газа низкого давления, оснащенный линией подачи флегмы в деметанизатор, к которой примыкает линия подачи широкой фракции легких углеводородов из сепаратора, при этом деметанизатор оборудован линией вывода жидких углеводородов и линией подачи метансодержащего газа в сепаратор.The technical result in the nervous version is achieved by the fact that in the proposed installation, including a recovery heat exchanger, a reflux condenser, reducing devices and a separator equipped with high and low pressure gas lines, the feature is that expanders are installed as reducing devices, kinematically or electrically connected to compressor drive, a drying unit with a purge gas inlet line and a regeneration gas outlet line to the low gas outlet line is installed on the high pressure gas line pressure, then the high-pressure gas line is divided into two lines, one has a compressor, a refrigerator and the first expander, the other has a heat recovery heat exchanger with low pressure gas I / O lines, then the lines are connected in one line on which the second expander is installed and a reflux condenser connected to the separator by a low pressure gas supply line and a reflux gas supply line on which the third expander is mounted, and with a recovery heat exchanger, a low pressure gas supply line equipped with a line under chi demethanizer reflux, wherein a feed line adjacent wide fraction of light hydrocarbons from the separator, the output line is equipped demethanizer liquid hydrocarbons and methane gas feed line to the separator.

Второй вариант установки отличается отсутствием сепаратора и соединением линии подачи газа фракционирования с линией подачи газа низкого давления после третьего детандера.The second installation option is characterized by the absence of a separator and the connection of the fractionation gas supply line to the low pressure gas supply line after the third expander.

Деметанизатор может быть оснащен линиями вывода этановой и пропан-бутановой фракций. При высоком содержании углекислого газа и низком содержании тяжелых углеводородов в газе высокого давления установку целесообразно оснастить блоком очистки газа от углекислоты, например, адсорбционного типа, а при необходимости дальнейшей транспортировки газа на линии вывода газа низкого давления может быть установлена газоперекачивающая компрессорная станция.The demethanizer can be equipped with lines for the output of ethane and propane-butane fractions. With a high content of carbon dioxide and a low content of heavy hydrocarbons in high-pressure gas, it is advisable to equip the installation with a carbon dioxide gas purification unit, for example, of the adsorption type, and if necessary, further gas transportation on the low-pressure gas outlet line can be equipped with a gas pumping compressor station.

Установка оборудована блоком адсорбционной осушки с регенерируемым адсорбентом и подачей газа регенерации в поток газа низкого давления. Деметанизатор может быть выполнен, например, в виде ректификационной колонны. Б качестве остальных элементов установки могут быть расположены любые устройства соответствующего назначения, известные из уровня техники.The unit is equipped with an adsorption drying unit with a regenerated adsorbent and a regeneration gas supply to the low pressure gas stream. The demethanizer can be made, for example, in the form of a distillation column. As the remaining elements of the installation can be located any device of the corresponding purpose, known from the prior art.

Размещение в качестве редуцирующих устройств детандеров, соединенных кинематически или электрически с приводом компрессора, позволяет использовать энергию редуцирования технологических потоков для дополнительного охлаждения газа за счет выведения из системы тепла, выделяющегося при сжатии части газа высокого давления, с помощью холодильника, что снижает 'температуру газа, приводит к уменьшению содержания углеводородов С2+ в газе и увеличивает выход жидких углеводородов.Placement of expanders as kinematically or electrically connected to the compressor drive as reducing devices allows using the energy of reduction of technological flows for additional cooling of the gas due to the removal of heat generated during compression of the high-pressure gas by means of a refrigerator, which reduces the gas temperature, leads to a decrease in the content of C 2+ hydrocarbons in the gas and increases the yield of liquid hydrocarbons.

Предлагаемая установка в обоих вариантах включает блок осушки 1, компрессор 2, холодильник 3, детандеры 4-6, рекуперационный теплообменник 7, дефлегматор 8 и деметанизатор 9. Первый вариант установки включает также сепаратор 10. Установка может быть оборудована блоком очистки от углекислого газа 11 и газоперекачивающей компрессорной станцией 12 (показано пунктиром).The proposed installation in both versions includes a drying unit 1, a compressor 2, a refrigerator 3, expanders 4-6, a recovery heat exchanger 7, a reflux condenser 8 and a demethanizer 9. The first installation option also includes a separator 10. The installation can be equipped with a carbon dioxide treatment unit 11 and gas compressor station 12 (shown by a dotted line).

При работе первого варианта установки (фиг. 1) природный газ высокого давления, поступающий по линии 13, осушают в адсорбционном блоке 1 (ввод продувочного газа условно не показан) и разделяют на два потока, первый поток по линии 14 подают на охлаждение в теплообменник 7, второй поток сжимают компрессором 2, охлаждают в холодильнике 3, редуцируют с помощью детандера 4 и подают в линию 14. Объединенный поток редуцируют с помощью детандера 5 и направляют в нижнюю часть дефлегматора 8, где подвергают дефлегмации за счет противоточного охлаждения подаваемым по линии 15 из сепаратора 10 газом низкого давления, который затем нагревают в теплообменнике 7, смешивают с газом регенерации адсорбента, подаваемым из блока 1 по линии 16, и выводят с установки. Полученный газ дефлегмации после редуцирования в детандере 6 по линии 17 подают в сепаратор 10 совместно с метансодержащим газом, направляемым по линии 18 из деметанизатора 9. Из низа сепаратора 10 по линии 19 выводят широкую фракцию легких углеводородов, которую смешивают с флегмой, подаваемой из низа дефлегматора 8 по линии 20, и подвергают фракционированию в деметанизаторе 9 с получением жидких углеводородов, выводимых по линии 21, или этановой и пропан-бутановой фракций, выводимых по линиям 22 и 23, соответственно (показано пунктиром).During the operation of the first installation option (Fig. 1), high-pressure natural gas entering through line 13 is dried in the adsorption unit 1 (purge gas inlet is not shown conventionally) and is divided into two streams, the first stream through line 14 is fed to the heat exchanger 7 for cooling , the second stream is compressed by compressor 2, cooled in the refrigerator 3, reduced with the help of expander 4 and fed to line 14. The combined stream is reduced with the help of expander 5 and sent to the lower part of the reflux condenser 8, where it is refluxed by countercurrent cooling emym via line 15 from separator 10 the low pressure gas which is then heated in heat exchanger 7, is mixed with adsorbent regeneration gas supplied from unit 1 through line 16, and output settings. After reduction in the expander 6, the obtained reflux gas is fed via line 17 to the separator 10 together with a methane-containing gas sent via line 18 from the demethanizer 9. A wide fraction of light hydrocarbons is removed from the bottom of the separator 10 via line 19 and mixed with reflux from the bottom of the reflux condenser 8 along line 20, and subjected to fractionation in a demethanizer 9 to obtain liquid hydrocarbons discharged through line 21, or ethane and propane-butane fractions discharged along lines 22 and 23, respectively (indicated by a dotted line).

Работа второго варианта (фиг. 2) отличается тем, что из потока газа после детандера 6 широкую фракцию легких углеводородов не выделяют, в деметанизатор 9 по линии 20 направляют только флегму, а метансодержащий газ по линии 18 подают на смешение с газом низкого давления в линию 15. При необходимости в обоих вариантах объединенный газовый поток перед детандером 5 очищают от углекислого газа в блоке 11, а газ низкого давления дожимают до давления дальнейшей транспортировки на компрессорной станции 12 (показано пунктиром).The work of the second option (Fig. 2) is characterized in that a wide fraction of light hydrocarbons is not isolated from the gas stream after expander 6, only phlegm is sent to the demethanizer 9 via line 20, and methane-containing gas is fed through line 18 to the line with low pressure gas 15. If necessary, in both cases, the combined gas stream before the expander 5 is cleaned of carbon dioxide in the block 11, and the low-pressure gas is squeezed to the pressure of further transportation at the compressor station 12 (shown by a dotted line).

Таким образом, предлагаемая установка позволяет увеличить выход жидких углеводородов и может найти применение в газовой промышленности.Thus, the proposed installation allows to increase the yield of liquid hydrocarbons and may find application in the gas industry.

Claims (2)

1. Установка деэтанизации природного газа, включающая рекуперационный теплообменник, дефлегматор, редуцирующие устройства и сепаратор, отличающаяся тем, что в качестве редуцирующих устройств установлены детандеры, кинематически или электрически соединенные с приводом компрессора, на линии газа высокого давления установлен блок осушки с линией ввода продувочного газа и линией вывода газа регенерации в линию вывода газа низкого давления, затем линия газа высокого давления разделена на две линии, на одной установлены компрессор, холодильник и первый детандер, на другой - рекуперационный теплообменник с линиями ввода/вывода газа низкого давления, далее линии соединены в одну линию, на которой установлен второй детандер и дефлегматор, соединенный с сепаратором линией подачи газа низкого давления и линией подачи газа дефлегмации, на которой установлен третий детандер, а с рекуперационным теплообменником - линией ввода газа низкого давления, оснащенный линией подачи флегмы в деметанизатор, к которой примыкает линия подачи широкой фракции легких углеводородов из сепаратора, при этом деметанизатор оборудован линией вывода жидких углеводородов и линией подачи метансодержащего газа в сепаратор.1. Installation of natural gas deethanization, including a recuperative heat exchanger, a dephlegmator, reducing devices and a separator, characterized in that as reducing devices are installed expanders kinematically or electrically connected to the compressor drive, a drying unit with a purge gas input line is installed on the high-pressure gas line and a regeneration gas outlet line to the low pressure gas outlet line, then the high pressure gas line is divided into two lines, a compressor is installed on one, batch and the first expander, on the other - a recovery heat exchanger with low pressure gas I / O lines, then the lines are connected in one line on which the second expander and a reflux condenser are installed, connected to the separator by a low pressure gas supply line and a reflux gas supply line, on which a third expander is installed, and with a recuperative heat exchanger - a low-pressure gas injection line equipped with a reflux feed line to the demethanizer, which is adjacent to a feed line for a wide fraction of light hydrocarbons from the separator , The output line is equipped demethanizer liquid hydrocarbons and methane gas feed line to the separator. 2. Установка деэтанизации природного газа, включающая рекуперационный теплообменник, дефлегматор и редуцирующие устройства, отличающаяся тем, что в качестве редуцирующих устройств установлены детандеры, кинематически или электрически соединенные с приводом компрессора, на линии газа высокого давления установлен блок осушки с линией ввода продувочного газа и линией вывода газа регенерации в линию вывода газа низкого давления, затем линия газа высокого давления разделена на две линии, на одной установлены компрессор, холодильник и первый детандер, на другой - рекуперационный теплообменник с линиями ввода/вывода газа низкого давления, далее линии соединены в одну линию, на которой установлен второй детандер и дефлегматор, соединенный с третьим детандером линией подачи газа низкого давления и линией подачи газа дефлегмации, а с рекуперационным теплообменником - линией ввода газа низкого давления, оснащенный линией подачи флегмы в деметанизатор, который оборудован линией вывода жидких углеводородов и линией подачи метансодержащего газа в линию подачи газа низкого давления.2. Installation of natural gas deethanization, including a recuperative heat exchanger, a reflux condenser and reducing devices, characterized in that expanders are installed as reducing devices, kinematically or electrically connected to the compressor drive, a drying unit with a purge gas input line and a line is installed on the high pressure gas line the output of the regeneration gas to the low pressure gas output line, then the high pressure gas line is divided into two lines, a compressor, a refrigerator and the first the second expander, on the other - a recovery heat exchanger with low pressure gas input / output lines, then the lines are connected in one line, on which a second expander and a reflux condenser are installed, connected to the third expander with a low pressure gas supply line and a reflux gas supply line, and with a recovery a heat exchanger - a low-pressure gas injection line equipped with a reflux feed line to a demethanizer, which is equipped with a liquid hydrocarbon output line and a methane-containing gas supply line to the low-pressure gas supply line Niya.
RU2018111009A 2018-03-27 2018-03-27 Plant for the deethanization of natural gas (options) RU2668896C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2018111009A RU2668896C1 (en) 2018-03-27 2018-03-27 Plant for the deethanization of natural gas (options)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2018111009A RU2668896C1 (en) 2018-03-27 2018-03-27 Plant for the deethanization of natural gas (options)

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2668896C1 true RU2668896C1 (en) 2018-10-04

Family

ID=63798215

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2018111009A RU2668896C1 (en) 2018-03-27 2018-03-27 Plant for the deethanization of natural gas (options)

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2668896C1 (en)

Cited By (15)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2688151C1 (en) * 2018-11-20 2019-05-20 Андрей Владиславович Курочкин Plant for low-temperature dephlegmation with separation ltds for preparing natural gas to produce liquefied natural gas and method of operation thereof (versions)
RU2725989C1 (en) * 2019-02-01 2020-07-08 Андрей Владиславович Курочкин Apparatus for low-temperature dephlegmation with rectification of integrated production of non-waste field gas treatment (versions)
RU2726371C1 (en) * 2019-02-04 2020-07-13 Андрей Владиславович Курочкин Installation of low-temperature dephlegmation technology with rectification for separation of hydrocarbons c2+ from main natural gas (versions)
RU2726329C1 (en) * 2019-01-09 2020-07-13 Андрей Владиславович Курочкин Low-temperature dephlegmation technology with rectification installation of natural gas deethanization channels (versions)
RU2726369C1 (en) * 2019-02-04 2020-07-13 Андрей Владиславович Курочкин Low-temperature dephlegmation with rectification plant for production of hydrocarbons c2+ from main natural gas (versions)
RU2726332C1 (en) * 2019-01-09 2020-07-13 Андрей Владиславович Курочкин Plant for wasteless complex gas treatment by technology of ltdr
RU2726328C1 (en) * 2019-01-09 2020-07-13 Андрей Владиславович Курочкин Deethanization unit for natural gas using ltdf (versions)
RU2739738C2 (en) * 2019-04-30 2020-12-28 Андрей Владиславович Курочкин Deethanization unit of mains gas (versions)
RU2740201C2 (en) * 2018-06-27 2021-01-12 Общество с ограниченной ответственностью научно-исследовательский и проектный институт "ПЕГАЗ" Deethanization unit of natural gas
RU2747919C2 (en) * 2019-03-06 2021-05-17 Андрей Владиславович Курочкин Lng production installation
RU2750031C2 (en) * 2019-04-30 2021-06-21 Андрей Владиславович Курочкин Unit for deethanisation of mains natural gas (variants)
RU2750864C2 (en) * 2019-01-09 2021-07-05 Андрей Владиславович Курочкин Installation for reducing natural gas to produce gas-engine fuels (options)
RU2752063C2 (en) * 2019-01-10 2021-07-22 Андрей Владиславович Курочкин Plant for natural gas de-ethanization with lng production (options)
RU2757207C2 (en) * 2019-01-09 2021-10-12 Андрей Владиславович Курочкин Unit for natural gas reduction with the production of gas-powered fuels (options)
RU2795952C1 (en) * 2022-07-13 2023-05-15 Общество с ограниченной ответственностью научно-исследовательский и проектный институт "ПЕГАЗ" Hydrocarbon gas deethanization plant

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU77405U1 (en) * 2008-06-02 2008-10-20 Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" INSTALLING AN INTEGRATED GAS PREPARATION
EP2054685A2 (en) * 2006-08-23 2009-05-06 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method and apparatus for treating a hydrocarbon stream
RU119631U1 (en) * 2012-05-16 2012-08-27 Открытое акционерное общество "НОВАТЭК" INSTALLATION FOR INDUSTRIAL PREPARATION OF A GAS CONDENSATE WITH A HIGH CONTENT OF HEAVY HYDROCARBONS
RU2543867C1 (en) * 2014-01-09 2015-03-10 Андрей Владиславович Курочкин Method of low temperature gas separation
RU2624710C1 (en) * 2016-10-11 2017-07-05 Андрей Владиславович Курочкин Gas treatment plant

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP2054685A2 (en) * 2006-08-23 2009-05-06 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method and apparatus for treating a hydrocarbon stream
RU77405U1 (en) * 2008-06-02 2008-10-20 Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" INSTALLING AN INTEGRATED GAS PREPARATION
RU119631U1 (en) * 2012-05-16 2012-08-27 Открытое акционерное общество "НОВАТЭК" INSTALLATION FOR INDUSTRIAL PREPARATION OF A GAS CONDENSATE WITH A HIGH CONTENT OF HEAVY HYDROCARBONS
RU2543867C1 (en) * 2014-01-09 2015-03-10 Андрей Владиславович Курочкин Method of low temperature gas separation
RU2624710C1 (en) * 2016-10-11 2017-07-05 Андрей Владиславович Курочкин Gas treatment plant

Cited By (15)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2740201C2 (en) * 2018-06-27 2021-01-12 Общество с ограниченной ответственностью научно-исследовательский и проектный институт "ПЕГАЗ" Deethanization unit of natural gas
RU2688151C1 (en) * 2018-11-20 2019-05-20 Андрей Владиславович Курочкин Plant for low-temperature dephlegmation with separation ltds for preparing natural gas to produce liquefied natural gas and method of operation thereof (versions)
RU2726328C1 (en) * 2019-01-09 2020-07-13 Андрей Владиславович Курочкин Deethanization unit for natural gas using ltdf (versions)
RU2726329C1 (en) * 2019-01-09 2020-07-13 Андрей Владиславович Курочкин Low-temperature dephlegmation technology with rectification installation of natural gas deethanization channels (versions)
RU2726332C1 (en) * 2019-01-09 2020-07-13 Андрей Владиславович Курочкин Plant for wasteless complex gas treatment by technology of ltdr
RU2750864C2 (en) * 2019-01-09 2021-07-05 Андрей Владиславович Курочкин Installation for reducing natural gas to produce gas-engine fuels (options)
RU2757207C2 (en) * 2019-01-09 2021-10-12 Андрей Владиславович Курочкин Unit for natural gas reduction with the production of gas-powered fuels (options)
RU2752063C2 (en) * 2019-01-10 2021-07-22 Андрей Владиславович Курочкин Plant for natural gas de-ethanization with lng production (options)
RU2725989C1 (en) * 2019-02-01 2020-07-08 Андрей Владиславович Курочкин Apparatus for low-temperature dephlegmation with rectification of integrated production of non-waste field gas treatment (versions)
RU2726369C1 (en) * 2019-02-04 2020-07-13 Андрей Владиславович Курочкин Low-temperature dephlegmation with rectification plant for production of hydrocarbons c2+ from main natural gas (versions)
RU2726371C1 (en) * 2019-02-04 2020-07-13 Андрей Владиславович Курочкин Installation of low-temperature dephlegmation technology with rectification for separation of hydrocarbons c2+ from main natural gas (versions)
RU2747919C2 (en) * 2019-03-06 2021-05-17 Андрей Владиславович Курочкин Lng production installation
RU2739738C2 (en) * 2019-04-30 2020-12-28 Андрей Владиславович Курочкин Deethanization unit of mains gas (versions)
RU2750031C2 (en) * 2019-04-30 2021-06-21 Андрей Владиславович Курочкин Unit for deethanisation of mains natural gas (variants)
RU2795952C1 (en) * 2022-07-13 2023-05-15 Общество с ограниченной ответственностью научно-исследовательский и проектный институт "ПЕГАЗ" Hydrocarbon gas deethanization plant

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2668896C1 (en) Plant for the deethanization of natural gas (options)
RU2673970C1 (en) Installation for reducing natural gas and receiving gas-motor fuels (options)
RU2721347C1 (en) Plant for reduction of natural gas and production of gas motor fuel
CA2912171C (en) Methods for separating hydrocarbon gases
RU2734237C1 (en) Apparatus for complex gas treatment by low-temperature condensation
RU2724739C1 (en) Low-temperature condensation unit
RU2738815C2 (en) Processing of hydrocarbon gas
RU2688533C1 (en) Ltdr plant for integrated gas preparation and production of lng and its operation method
RU2696375C1 (en) Plant for producing hydrocarbons c2+ from natural gas (versions)
RU2681897C1 (en) Installation of low-temperature separation with ntsd dephlegmation for processing natural gas with extracting hydrocarbons c2+ (options)
RU2682595C1 (en) Low temperature reflux plant for converting natural gas with production of hydrocarbons c2+ (versions)
RU2685098C1 (en) Hydrocarbon c2+ extraction unit from natural gas (versions)
RU2740201C2 (en) Deethanization unit of natural gas
RU2699910C1 (en) Unit for deethanization of main gas with production of lng (versions)
RU2225971C1 (en) Process of separation of accompanying oil gas
RU2723654C1 (en) Low-temperature fractionation unit for main gas deethanization (versions)
RU2697328C1 (en) Unit for extraction of hydrocarbon c2+ from natural gas (versions)
RU2685101C1 (en) Apparatus for low-temperature separation with dephlegmation of ltsd for extraction of hydrocarbons c2+ from natural gas (versions)
CA2887736C (en) Methods for separating hydrocarbon gases
RU2694337C1 (en) Hydrocarbon extraction unit c2+ from natural gas (embodiments)
RU2697330C1 (en) Apparatus for producing hydrocarbons c2+ by processing natural gas (versions)
RU2726328C1 (en) Deethanization unit for natural gas using ltdf (versions)
RU2726329C1 (en) Low-temperature dephlegmation technology with rectification installation of natural gas deethanization channels (versions)
RU2703132C1 (en) Plant for low-temperature separation with dephlegmation ltsd to obtain hydrocarbons c2+ from natural gas (versions)
RU2694735C1 (en) Plant of low-temperature separation with fractionating absorption ltsfa for processing of natural gas with extraction of hydrocarbons c2+ (versions)