RU2718074C1 - Method of reconstruction of a low-temperature gas separation unit - Google Patents

Method of reconstruction of a low-temperature gas separation unit Download PDF

Info

Publication number
RU2718074C1
RU2718074C1 RU2019137631A RU2019137631A RU2718074C1 RU 2718074 C1 RU2718074 C1 RU 2718074C1 RU 2019137631 A RU2019137631 A RU 2019137631A RU 2019137631 A RU2019137631 A RU 2019137631A RU 2718074 C1 RU2718074 C1 RU 2718074C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
gas
inlet
low
separation
temperature
Prior art date
Application number
RU2019137631A
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 RU2019137631A priority Critical patent/RU2718074C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2718074C1 publication Critical patent/RU2718074C1/en

Links

Images

Classifications

    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D3/00—Distillation or related exchange processes in which liquids are contacted with gaseous media, e.g. stripping

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)

Abstract

FIELD: technological processes.SUBSTANCE: invention relates to methods of reconstruction of existing plants for low-temperature separation of natural gas and can be used in gas industry. Method of reconstructing the existing low-temperature gas separation plant consists in placing the apparatus with a vertical contact section as the condensate degassing unit, connected by its lower part to the outlet part of the horizontal stripping section with the vapor space. Contact section is connected to input and low-temperature separators by supply lines of hydrocarbon condensates. Inlet and outlet parts of the stripping section pipe space are connected to the inlet separation gas feed line before and after the recovery unit, respectively, and the bottom of the annular space of the inlet part of the stripping section is connected to the condensate degassing unit.EFFECT: invention ensures reduction of flare gases quantity and increase of liquid products yield, as well as increase of output and improved quality of prepared gas.1 cl, 3 ex, 3 dwg

Description

Изобретение относится к способам реконструкции действующих установок низкотемпературной сепарации природного газа и может быть использовано в газовой промышленности.The invention relates to methods for the reconstruction of existing installations of low-temperature separation of natural gas and can be used in the gas industry.

Необходимость реконструкции связана с низким выходом и качеством подготовки газа, большим количеством факельных газов, малой степенью извлечения тяжелых углеводородов на эксплуатируемых установках низкотемпературной сепарации. Известные способы реконструкции предусматривают мероприятия по снижению температуры на стадии низкотемпературной сепарации за счет установки дополнительного холодильного или компрессорного оборудования.The need for reconstruction is associated with a low yield and quality of gas preparation, a large amount of flare gases, and a low degree of recovery of heavy hydrocarbons in operating low-temperature separation units. Known reconstruction methods include measures to reduce the temperature at the stage of low-temperature separation by installing additional refrigeration or compressor equipment.

Известен способ реконструкции установки низкотемпературной сепарации газа, включающей блоки входной и низкотемпературной сепарации, узлы рекуперации холода и редуцирования, а также блок стабилизации конденсата, заключающийся в установке на линии подачи газа входной сепарации в узел рекуперации холода компрессорной станции для дополнительного сжатия газа [Бекиров Т.М., Ланчаков Г.А. Технология обработки газа и конденсата. М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 1999, с. 307].There is a method of reconstructing a low-temperature gas separation unit, including inlet and low-temperature separation units, cold recovery and reduction units, and a condensate stabilization unit, which consists of installing an inlet separation in the cold recovery unit of a compressor station for additional gas compression [T. Bekirov M., Lanchakov G.A. Gas and condensate processing technology. M .: Nedra-Business Center LLC, 1999, p. 307].

К недостаткам известного способа относятся высокие капитальные и эксплуатационные затраты, а также низкая эффективность разделения компонентов сырого газа на реконструированной установке.The disadvantages of this method include high capital and operating costs, as well as low efficiency of separation of the components of the raw gas in the reconstructed installation.

Известен способ реконструкции установки низкотемпературной сепарации газа, включающей [Гриценко А.И., Истомин В.А., Кульков А.Н., Сулейманов Р.С. Сбор и промысловая подготовка газа на северных месторождениях России. М.: ООО "Издательство «Недра", 1999. с. 379], включающей блоки входной и низкотемпературной сепарации, узлы рекуперации холода и редуцирования, а также блок дегазации конденсата, заключающийся в установке холодильника на линии подачи газа входной сепарации, обычно на байпасе рекуперативного теплообменника.A known method of reconstruction of the installation of low-temperature gas separation, including [Gritsenko A.I., Istomin V.A., Kulkov A.N., Suleymanov R.S. Gas collection and field preparation in the northern fields of Russia. M .: Nedra Publishing House LLC, 1999. p. 379], which includes inlet and low-temperature separation units, cold recovery and reduction units, as well as a condensate degassing unit, which consists of installing a refrigerator on the inlet gas supply line, usually on the bypass of a regenerative heat exchanger.

К недостаткам данного способа также относятся высокие капитальные затраты и эксплуатационные расходы из-за использования дорогостоящего холодильного оборудования, а также низкая степень извлечения тяжелых углеводородов на реконструированной установке.The disadvantages of this method also include high capital costs and operating costs due to the use of expensive refrigeration equipment, as well as the low degree of extraction of heavy hydrocarbons in the reconstructed installation.

Наиболее близок по технической сущности к заявляемому изобретению способ реконструкции установки низкотемпературной сепарации [RU 2683091, опубл. 26.03.2019 г., МПК B01D 3/14, C10G 5/00, F25J 3/00], включающий установку дефлегматора (тепломассообменного аппарата) на линии подачи газа входной сепарации из узла рекуперации в узел редуцирования, при этом дефлегматор, охлаждается противоточно подаваемым газом низкотемпературной сепарации, а узел рекуперации оснащен линиями подачи в качестве хладоагентов частично нагретого в дефлегматоре газа низкотемпературной сепарации и редуцированной смеси конденсатов и соединен с блоком дегазации конденсата линией подачи нагретой редуцированной смеси конденсатов.Closest to the technical nature of the claimed invention, the method of reconstruction of the installation of low-temperature separation [RU 2683091, publ. 03/26/2019, IPC B01D 3/14, C10G 5/00, F25J 3/00], including the installation of a reflux condenser (heat and mass transfer apparatus) on the gas supply line of the inlet separation from the recovery unit to the reduction unit, while the reflux condenser is cooled by the countercurrent feed low-temperature separation gas, and the recovery unit is equipped with supply lines as refrigerants of partially-heated gas of low-temperature separation and a reduced condensate mixture in the reflux condenser and is connected to the condensate degassing unit by a supply line of a heated reduced condensate mixture s.

Недостатком способа являются его нереализуемость при давлении на участке между узлами рекуперации и редуцирования выше критического, при котором массообмен в дефлегматоре не происходит или нестабилен.The disadvantage of this method is its unrealizability at a pressure in the area between the recovery and reduction units higher than critical, in which mass transfer in the reflux condenser does not occur or is unstable.

Задачей изобретения является уменьшение количества факельных газов и увеличение выхода жидких продуктов, а также увеличение выхода и повышение качества подготовленного газа независимо от давления, при котором происходит подготовка газа.The objective of the invention is to reduce the amount of flare gases and increase the yield of liquid products, as well as increasing the yield and improving the quality of the prepared gas, regardless of the pressure at which the gas is prepared.

В качестве технического результата достигается уменьшение количества факельных газов и увеличение выхода жидких продуктов, а также увеличение выхода и повышение качества подготовленного газа за счет установки перед блоком дегазации конденсата тепломассообменного аппарата, позволяющего возвратить часть легких углеводородов в поток подготовленного газа и одновременно снизить температуру на стадии низкотемпературной сепарации.As a technical result, a decrease in the amount of flare gases and an increase in the yield of liquid products, as well as an increase in the yield and quality of the prepared gas are achieved by installing a heat and mass transfer apparatus in front of the condensate degassing unit, which allows returning part of the light hydrocarbons to the prepared gas stream and at the same time lowering the temperature at the low-temperature stage separation.

Указанный технический результат достигается тем, что в известном способе, включающем установку тепломассообменного аппарата, особенностью является то, что в качестве тепломассообменного аппарата перед блоком дегазации конденсата размещают аппарат с вертикальной контактной секцией, соединенной своей нижней частью с выходной частью горизонтальной отпарной секции с паровым пространством, в котором контактная секция также соединена с входным и низкотемпературным сепараторами линиями подачи углеводородных конденсатов, входная и выходная части трубного пространства отпарной секции соединены с линией подачи газа входной сепарации до и после узла рекуперации, соответственно, а низ межтрубного пространства входной части отпарной секции соединен с блоком дегазации конденсата.The specified technical result is achieved by the fact that in the known method, including the installation of a heat and mass transfer apparatus, a feature is that, as a heat and mass transfer apparatus, an apparatus with a vertical contact section connected by its lower part to the output part of the horizontal stripping section with a steam space is placed in front of the condensate degassing unit, in which the contact section is also connected to the inlet and low temperature separators by hydrocarbon condensate supply lines, inlet and outlet the lower part of the tube space of the stripping section is connected to the gas supply line of the inlet separation before and after the recovery unit, respectively, and the bottom of the annular space of the inlet part of the stripping section is connected to the condensate degassing unit.

Контактная секция оснащена насадочными или тарельчатыми контактными устройствами, а в пространстве отпарной секции, заполненном жидкостью, установлены направляющие перегородки, обеспечивающие противоточное движение паровой и жидкой фаз.The contact section is equipped with nozzle or plate contact devices, and guide baffles are installed in the space of the stripping section filled with liquid, providing countercurrent movement of the vapor and liquid phases.

Установка перед блоком дегазации тепломассообменного аппарата описанной конструкции позволяет осуществить в контактной секции массообмен между движущимися противотоком углеводородными конденсатами и парами, поступающими из межтрубного пространства отпарной секции. Эти пары образуются за счет нагрева жидкой фазы, движущейся в межтрубном пространстве по направлению от места примыкания контактной секции к линии ее вывода, частью газа входной сепарации, который движется в противоположном направлении в трубном пространстве отпарной секции. При этом происходит противоточный тепломассообмен между паровой и жидкой фазами. Нагретую стабилизированную жидкую фазу выводят из низа межтрубного пространства со стороны входной части отпарной секции. При этом часть газа входной сепарации, движущаяся в трубном пространстве, охлаждается, из нее выпадает конденсат тяжелых углеводородов, далее образовавшуюся газо-жидкостную смесь направляет в линию газа входной сепарации после узла рекуперации. Горизонтальное расположение труб в отпарной секции принципиально важно, поскольку позволяет осуществить противоточный теплообмен между двумя двухфазными средами.The installation of the described design in front of the degassing unit of the heat and mass transfer apparatus allows mass transfer between the moving countercurrent hydrocarbon condensates and the vapors coming from the annulus of the stripping section in the contact section. These pairs are formed due to heating of the liquid phase moving in the annulus in the direction from the junction of the contact section to the output line, with a part of the inlet gas, which moves in the opposite direction in the tube space of the stripping section. In this case, countercurrent heat and mass transfer occurs between the vapor and liquid phases. The heated stabilized liquid phase is removed from the bottom of the annular space from the inlet side of the stripping section. At the same time, part of the inlet gas moving in the pipe space is cooled, condensate of heavy hydrocarbons falls out of it, then the resulting gas-liquid mixture is sent to the inlet gas line after the recovery unit. The horizontal arrangement of the pipes in the stripping section is fundamentally important, since it allows countercurrent heat exchange between two two-phase media.

За счет массообмена в контактной секции смесь углеводородных конденсатов частично дегазируется, а легкие компоненты концентрируются в газе, выводимом из верха контактной секции в поток подготовленного газа, что увеличивает выход подготовленного газа и уменьшает количество факельных газов. За счет охлаждения в трубном пространстве отпарной секции части газа входной сепарации снижается температура в низкотемпературном сепараторе, вследствие чего увеличивается выход жидких продуктов, а также и повышается качество подготовленного газа (снижается температура точки росы по углеводородам).Due to mass transfer in the contact section, the mixture of hydrocarbon condensates is partially degassed, and light components are concentrated in the gas discharged from the top of the contact section to the prepared gas stream, which increases the yield of the prepared gas and reduces the amount of flare gases. Due to cooling in the tube space of the stripping section of the gas part of the inlet separation, the temperature in the low-temperature separator decreases, as a result of which the yield of liquid products increases, and the quality of the prepared gas also increases (the temperature of the dew point for hydrocarbons decreases).

Реконструкция действующей установки низкотемпературной сепарации газа по предлагаемому способу не требует установки энергопотребляющего оборудования и может быть осуществлена независимо от комплектации узлов и блоков установки тем или иным оборудованием.Reconstruction of the existing installation of low-temperature gas separation by the proposed method does not require the installation of energy-consuming equipment and can be carried out regardless of the configuration of units and units of the installation with one or another equipment.

При реконструкции действующей установки низкотемпературной сепарации газа (фиг. 1), состоящей, например, из блока входной сепарации 1, узлов рекуперации холода 2 и редуцирования 3, блока низкотемпературной сепарации 4, устройств редуцирования конденсата 5 и 6, а также блока дегазации конденсата 7, осуществляют установку контактного аппарата 8 с контактной 9 и отпарной 10 секциями (фиг. 2), соединяют среднюю часть контактной секции 9 с линиями подачи углеводородных конденсатов входной 11 и низкотемпературной 12 сепарации, а верхнюю часть - линией подачи отходящего газа 13 - с линией вывода газа низкотемпературной сепарации 14. Входную часть трубного пространства отпарной секции соединяют линией 15 с линией газа входной сепарации 16 перед узлом рекуперации 2, а выходную часть - линией 17 - с той же линией, но после узла рекуперации 2. Низ трубного пространства отпарной секции 10 со стороны ее входной части линией 18 соединяют с блоком 7. Линии подключения вновь установленного оборудования показаны пунктиром. Линии подачи ингибитора гидратообразования и вывода водных конденсатов условно не показаны.When reconstructing an existing low-temperature gas separation unit (Fig. 1), consisting, for example, of an inlet separation unit 1, cold recovery units 2 and 3 reduction units, a low-temperature separation unit 4, condensate reduction devices 5 and 6, as well as a condensate degassing unit 7, carry out the installation of the contact apparatus 8 with the contact 9 and stripping 10 sections (Fig. 2), connect the middle part of the contact section 9 with the feed lines of hydrocarbon condensates inlet 11 and low temperature 12 separation, and the upper part with a line under and the exhaust gas 13 — with the low-temperature separation gas outlet line 14. The inlet part of the stripping section pipe pipe is connected by a line 15 to the inlet separation gas line 16 before the recovery unit 2, and the output part — line 17 — with the same line, but after the recovery unit 2 The bottom of the tube space of the stripping section 10 from the inlet side is connected by a line 18 to the block 7. The connection lines of the newly installed equipment are shown in dashed lines. The feed lines of the hydrate inhibitor and the withdrawal of aqueous condensates are not conventionally shown.

При работе реконструированной установки сырой газ по линии 19 поступает в блок входной сепарации 1, из которого по линии 11 выводят конденсат, а по линии 16 - газ, одну часть которого через узлы рекуперации 2 и редуцирования 3 направляют в блок 4, а другую часть по линии 15 подают во входную часть трубного пространства отпарной секции 10 и возвращают из ее выходной части в виде газо-жидкостной смеси, по линии 17 в линию газа входной сепарации 16 после узла рекуперации 2. Из блока 4 по линии 14 газ низкотемпературной сепарации подают в узел 2, где нагревают и затем выводят в качестве подготовленного газа. Углеводородные конденсаты из блоков 1 и 4 по линиям 11 и 12, после редуцирования в устройствах 5 и 6, соответственно, подают в контактную секцию 9 аппарата 8, в нижнюю часть которой из отпарной секции 10 поступают пары, образовавшиеся в результате нагревания конденсата в последней. С верха секции 9 по линии 13 в линию 14 выводят отходящий газ, а с низа секции 9 в секцию 10 поступает жидкая фаза, где нагревается частью газа входной сепарации, проходящего по трубному пространству, участвует в массообмене с парами, движущимися противоточно в паровом пространстве, при этом дополнительно дегазируется и выводится по линии 18 в блок 7, где разделяется на факельный газ, выводимый по линии 20, и стабильные жидкие продукты, например, пропан-бутановую фракцию и стабильный газовый конденсат, выводимые по линии 21 (условно показана одна линия).During the operation of the reconstructed installation, the crude gas through line 19 enters the inlet separation unit 1, from which condensate is discharged through line 11, and gas through line 16, one part of which is sent through recovery units 2 and reduction 3 to block 4, and the other part through line 15 is fed into the inlet part of the tube space of the stripping section 10 and returned from its outlet part in the form of a gas-liquid mixture, through line 17 to the gas line of the inlet separation 16 after the recovery unit 2. From block 4, through the line 14, low-temperature separation gas is supplied to the unit 2, where they heat is then output as a prepared gas. Hydrocarbon condensates from blocks 1 and 4 along lines 11 and 12, after reduction in devices 5 and 6, respectively, are supplied to the contact section 9 of the apparatus 8, in the lower part of which from the stripping section 10 the vapors formed as a result of heating of the condensate in the latter come. From the top of section 9 along line 13, exhaust gas is discharged to line 14, and from the bottom of section 9, section 10 enters the liquid phase, where it is heated by a part of the gas of the inlet separation passing through the pipe space, participates in mass transfer with vapors moving countercurrently in the vapor space, at the same time, it is additionally degassed and discharged via line 18 to block 7, where it is divided into flare gas discharged through line 20 and stable liquid products, for example, the propane-butane fraction and stable gas condensate discharged through line 21 (one line is conventionally shown and I).

При необходимости после узла рекуперации на линии газа входной сепарации может быть расположен промежуточный сепаратор 22 (фиг. 3), соединенный с узлом редуцирования 3 линией подачи газа 23, а с секцией 9 - линией подачи конденсата 24.If necessary, after the recovery unit, an intermediate separator 22 (Fig. 3) can be located on the gas line of the inlet separation, connected to the reduction unit 3 by the gas supply line 23, and with section 9, the condensate supply line 24.

Работоспособность предложенного способа подтверждают примеры.The efficiency of the proposed method is confirmed by examples.

Пример 1. На существующей установке низкотемпературной сепарации при подготовке 102,3 тыс. нм3/час сырого газа, состава, об.%: азот 0,46; метан 90,27; этан 5,44; пропан 1,94; бутаны 0,68; пентаны 0,37; углеводороды С6+высшиЕ 0,21; вода + метанол - остальное, подаваемого с входным давлением 10,0 МПа при температуре 8°С, получают 92,6 тыс. нм3/час подготовленного газа с температурой точки росы по углеводородам минус 59,2°С при 4,1 МПа и 3°С, 5,76 т/час газового конденсата с давлением насыщенных паров по Рейду 97,2 кПа, 2,14 т/час пропана-бутана автомобильного и 7,34 тыс.нм3/час факельных газов.Example 1. On an existing installation of low-temperature separation in the preparation of 102.3 thousand nm 3 / hour of raw gas, composition, vol.%: Nitrogen 0.46; methane 90.27; ethane 5.44; propane 1.94; butanes 0.68; pentanes 0.37; hydrocarbons C 6 + higher 0.21; water + methanol - the rest, supplied with an inlet pressure of 10.0 MPa at a temperature of 8 ° C, produces 92.6 thousand nm 3 / h of prepared gas with a hydrocarbon dew point temperature of minus 59.2 ° C at 4.1 MPa and 3 ° С, 5.76 t / h of gas condensate with a saturated vapor pressure according to Reid of 97.2 kPa, 2.14 t / h of automobile propane-butane and 7.34 thousand nm 3 / h of flare gases.

Пример 2. При реконструкции существующей установки по прототипу размещение дефлегматора перед узлом редуцирования не изменяет характеристику подготовленных продуктов в связи тем, что давление на участке между узлами рекуперации и редуцирования (9,9 МПа) выше критического (псевдокритическое давление газа входной сепарации 4,53 МПа).Example 2. When reconstructing an existing installation using the prototype, placing a reflux condenser in front of the reduction unit does not change the characteristics of the prepared products due to the fact that the pressure in the section between the recovery and reduction units (9.9 MPa) is higher than the critical pressure (pseudocritical pressure of the input separation gas of 4.53 MPa) )

Пример 3. При реконструкции существующей установки, описанной в примере 1, по предложенному способу перед блоком дегазации устанавливают контактный аппарат с горизонтальной отпарной секцией, в контактную часть которого подают 3,93 т/час углеводородного конденсата входной сепарации и 15,93 т/час конденсата низкотемпературной сепарации, а во входную часть отпарной секции в качестве теплоносителя подают 22,2 тыс. нм3/час газа входной сепарации с температурой 8°С. При этом получают 95,4 тыс. нм3/час подготовленного газа при 4,1 МПа и 3°С с температурой точки росы по углеводородам минус 66,7°С, 5,45 т/час газового конденсата с давлением насыщенных паров по Рейду 97,2 кПа, 4,08 т/час пропан-бутана автомобильного и 3,81 тыс. нм3/час факельных газов.Example 3. When reconstructing an existing installation described in example 1, according to the proposed method, a contact apparatus with a horizontal stripping section is installed in front of the degassing unit, 3.93 t / h of hydrocarbon condensate inlet separation and 15.93 t / h of condensate are fed into the contact part low-temperature separation, and 22.2 thousand nm 3 / h of inlet gas with a temperature of 8 ° C is supplied to the inlet of the stripping section as a coolant. In this case, 95.4 thousand nm 3 / h of prepared gas are obtained at 4.1 MPa and 3 ° C with a dew point temperature for hydrocarbons minus 66.7 ° C, 5.45 t / h of gas condensate with saturated vapor pressure according to Raid 97.2 kPa, 4.08 t / h of automobile propane-butane and 3.81 thousand nm 3 / h of flare gases.

Таким образом, предложенный способ позволяет почти вдвое снизить количество факельных газов, увеличить выход жидких продуктов и подготовленного газа, повысить качество последнего, в связи с чем может быть рекомендован для использования в газовой промышленности.Thus, the proposed method can almost halve the amount of flare gases, increase the yield of liquid products and prepared gas, improve the quality of the latter, and therefore can be recommended for use in the gas industry.

Claims (1)

Способ реконструкции действующей установки низкотемпературной сепарации газа, включающий установку тепломассообменного аппарата, отличающийся тем, что в качестве тепломассообменного аппарата перед блоком дегазации конденсата размещают аппарат с вертикальной контактной секцией, соединенной своей нижней частью с выходной частью горизонтальной отпарной секции с паровым пространством, в котором контактная секция также соединена с входным и низкотемпературным сепараторами линиями подачи углеводородных конденсатов, входная и выходная части трубного пространства отпарной секции соединены с линией подачи газа входной сепарации до и после узла рекуперации, соответственно, а низ межтрубного пространства входной части отпарной секции соединен с блоком дегазации конденсата.A method of reconstructing an existing low-temperature gas separation unit, comprising installing a heat and mass transfer apparatus, characterized in that, as a heat and mass transfer apparatus, in front of the condensate degassing unit, an apparatus with a vertical contact section connected by its lower part to the output part of the horizontal stripping section with a steam space in which the contact section also connected to inlet and low temperature separators by hydrocarbon condensate supply lines, inlet and outlet I part of the tube space of the stripping section is connected to the gas supply line of the inlet separation before and after the recovery unit, respectively, and the bottom of the annular space of the inlet part of the stripping section is connected to the condensate degassing unit.
RU2019137631A 2019-11-21 2019-11-21 Method of reconstruction of a low-temperature gas separation unit RU2718074C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2019137631A RU2718074C1 (en) 2019-11-21 2019-11-21 Method of reconstruction of a low-temperature gas separation unit

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2019137631A RU2718074C1 (en) 2019-11-21 2019-11-21 Method of reconstruction of a low-temperature gas separation unit

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2718074C1 true RU2718074C1 (en) 2020-03-30

Family

ID=70156324

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2019137631A RU2718074C1 (en) 2019-11-21 2019-11-21 Method of reconstruction of a low-temperature gas separation unit

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2718074C1 (en)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2758364C1 (en) * 2021-03-10 2021-10-28 Андрей Владиславович Курочкин Method for reconstruction of a low-temperature gas separation plant for the production of liquefied natural gas (options)

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU710589A1 (en) * 1976-10-01 1980-01-25 Центральное конструкторское бюро нефтеаппаратуры Gas low-temperature separation unit
KR20090068213A (en) * 2006-08-23 2009-06-25 쉘 인터내셔날 리써취 마트샤피지 비.브이. Method and apparatus for treating a hydrocarbon stream
WO2010040735A2 (en) * 2008-10-08 2010-04-15 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Methods of treating a hydrocarbon stream and apparatus therefor
RU2544648C1 (en) * 2014-01-09 2015-03-20 Андрей Владиславович Курочкин Method of low temperature gas separation
RU2609175C2 (en) * 2014-12-26 2017-01-30 Некоммерческое партнерство "Интегрированные технологии" Method of updating operational installation for low-temperature gas separation
RU2683091C1 (en) * 2017-10-27 2019-03-26 Ассоциация инженеров-технологов нефти и газа "Интегрированные технологии" Method of updating installation for low-temperature gas separation

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU710589A1 (en) * 1976-10-01 1980-01-25 Центральное конструкторское бюро нефтеаппаратуры Gas low-temperature separation unit
KR20090068213A (en) * 2006-08-23 2009-06-25 쉘 인터내셔날 리써취 마트샤피지 비.브이. Method and apparatus for treating a hydrocarbon stream
WO2010040735A2 (en) * 2008-10-08 2010-04-15 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Methods of treating a hydrocarbon stream and apparatus therefor
RU2544648C1 (en) * 2014-01-09 2015-03-20 Андрей Владиславович Курочкин Method of low temperature gas separation
RU2609175C2 (en) * 2014-12-26 2017-01-30 Некоммерческое партнерство "Интегрированные технологии" Method of updating operational installation for low-temperature gas separation
RU2683091C1 (en) * 2017-10-27 2019-03-26 Ассоциация инженеров-технологов нефти и газа "Интегрированные технологии" Method of updating installation for low-temperature gas separation

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2758364C1 (en) * 2021-03-10 2021-10-28 Андрей Владиславович Курочкин Method for reconstruction of a low-temperature gas separation plant for the production of liquefied natural gas (options)

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2718073C1 (en) Method of reconstructing a low-temperature gas separation apparatus with preventing the formation of flare gases
RU2533260C2 (en) Method of purification from acidic compounds and gaseous flow liquefaction and device for its realisation
RU2382301C1 (en) Unit for low-temperature separation of hydrocarbon gas
US11231227B2 (en) Process integration for natural gas liquid recovery
KR20120028372A (en) Hydrocarbon gas processing
EA022672B1 (en) Hydrocarbon gas processing
RU2012106137A (en) METHOD FOR CLEANING MULTI-PHASE HYDROCARBON FLOW AND PURPOSE FOR THIS INSTALLATION
JPH08302360A (en) Method of recovering olefin from hydrocarbon stream
US8552245B2 (en) Method for treating a cracked gas stream from a hydrocarbon pyrolysis installation and installation associated therewith
RU2734237C1 (en) Apparatus for complex gas treatment by low-temperature condensation
CN102460049B (en) Hydrocarbon gas processing
RU2732998C1 (en) Low-temperature fractionation unit for complex gas treatment with production of liquefied natural gas
RU2718074C1 (en) Method of reconstruction of a low-temperature gas separation unit
RU2714486C1 (en) Method of reconstructing a lts plant in order to avoid the formation of flare gases (versions)
US10513477B2 (en) Method for improving propylene recovery from fluid catalytic cracker unit
EA023180B1 (en) Method for fractionating a cracked gas flow in order to obtain an ethylene-rich cut and a fuel flow, and associated facility
CN102472573B (en) Hydrocarbon gas processing
RU2640969C1 (en) Method for extraction of liquefied hydrocarbon gases from natural gas of main gas pipelines and plant for its implementation
RU2617153C2 (en) Method of gas field processing
RU2725320C1 (en) Method of hydrocarbon gas preparation for transport
RU2720732C1 (en) Method and system for cooling and separating hydrocarbon flow
RU2338734C1 (en) Method of hydrocarbons c3+ separation from associated oil gases
RU2501779C1 (en) Method of separating ethylene of polymerisation purity from catalytic cracking gases
EA025641B1 (en) Method of gas processing
CN102483299B (en) Appropriate hydrocarbon gas process

Legal Events

Date Code Title Description
PC41 Official registration of the transfer of exclusive right

Effective date: 20210201