RU2790002C1 - Gas refining plant - Google Patents
Gas refining plant Download PDFInfo
- Publication number
- RU2790002C1 RU2790002C1 RU2022133526A RU2022133526A RU2790002C1 RU 2790002 C1 RU2790002 C1 RU 2790002C1 RU 2022133526 A RU2022133526 A RU 2022133526A RU 2022133526 A RU2022133526 A RU 2022133526A RU 2790002 C1 RU2790002 C1 RU 2790002C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- separation
- gas
- distillation column
- heat exchanger
- supply line
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к криогенной технике и может быть использовано в газовой промышленности для переработки углеводородных газов. The invention relates to cryogenic technology and can be used in the gas industry for the processing of hydrocarbon gases.
Наиболее близок к предлагаемому изобретению способ холодоснабжения в установка для извлечения газоконденсатных жидкостей [RU 2763101, опубл. 27.12.2021 г., МПК C10L 3/10, f25J 3/06], осуществляемый на установке выделения фракции углеводородов С2+, включающей расположенные на линии очищенного и осушенного газа: компрессорную секцию первого детандер-компрессорного агрегата, основной многопоточный теплообменник, сепаратор, оснащенный линиями вывода газа сепарации и остатка сепарации, причем линия вывода газа сепарации разделена на линии подачи первого и второго газа сепарации, линия вывода остатка сепарации разделена на линии подачи первого и второго остатка сепарации, при этом линия подачи первого остатка сепарации соединена с линией подачи первого газа сепарации, оснащенной верхним многопоточным теплообменником, редуцирующим вентилем, и соединенной с верхней частью ректификационной колонны, линия подачи второго остатка сепарации оснащена редуцирующим вентилем и соединена со средней частью ректификационной колонны, линия подачи второго газа сепарации оснащена детандерной секцией первого детандер-компрессорного агрегата и соединена со средней частью ректификационной колонны выше линии подачи второго остатка сепарации, кроме того, верх ректификационной колонны оснащен линией вывода остаточного газа, на которой последовательно расположены верхний теплообменник, основной теплообменник, примыкание ответвления второго циркуляционного газа после компрессорной секции второго детандер-компрессорного агрегата, компрессор, холодильник, ответвление первого циркуляционного газа и ответвление второго циркуляционного газа, причем ответвление первого циркуляционного газа оснащено основным теплообменником, верхним теплообменником и редуцирующим вентилем и соединено с верхней частью ректификационной колонны выше линии подачи первого газа сепарации, ответвление второго циркуляционного газа оснащено детандерной секцией второго детандер-компрессорного агрегата, верхним теплообменником, основным теплообменником, компрессорной секцией второго детандер-компрессорного агрегата и соединено с линией вывода остаточного газа перед компрессором, кроме того, нижняя часть ректификационной колонны соединена с основным теплообменником линиями ввода/вывода первого и второго циркуляционных орошений, а низ ректификационной колонны соединен с основным теплообменником линией вывода фракции углеводородов С2+. Closest to the proposed invention is a method of refrigeration in a plant for extracting gas condensate liquids [RU 2763101, publ. 12/27/2021, IPC
Недостатками данного способа и установки являются низкая степень извлечения фракции углеводородов С2+ и большой диаметр верхней части ректификационной колонны, что при высоких расходах сырьевого газа требует разделения колонны на две части из-за ее большого веса. Причиной указанных недостатков является непосредственное соединение с ректификационной колонной линии подачи второго газа сепарации, который после редуцирования состоит более, чем на 99% из газовой фазы. Это приводит к высокой нагрузке верхней части колонны по газовой фазе, что требует увеличения ее диаметра для предотвращения уноса жидкой фазы, а также приводит к потерям этана с остаточным газом из-за переноса в газовую фазу, обогащенную метаном, из жидкой фазы в результате массообмена.The disadvantages of this method and installation are the low degree of extraction of the C 2+ hydrocarbon fraction and the large diameter of the upper part of the distillation column, which, at high feed gas costs, requires the separation of the column into two parts due to its large weight. The reason for these shortcomings is the direct connection to the distillation column of the supply line of the second separation gas, which after reduction consists of more than 99% of the gas phase. This leads to a high load on the upper part of the column in the gas phase, which requires an increase in its diameter to prevent entrainment of the liquid phase, and also leads to losses of ethane with residual gas due to transfer to the gas phase enriched in methane from the liquid phase as a result of mass transfer.
Задача изобретения – повышение степени извлечения фракции углеводородов С2+ и снижение диаметра верхней части ректификационной колонны.The objective of the invention is to increase the degree of extraction of the fraction of hydrocarbons WITH 2+ and reduce the diameter of the upper part of the distillation column.
Технический результат – повышение степени извлечения фракции углеводородов С2+ и снижение диаметра верхней части ректификационной колонны – достигается путем установки по меньшей мере одного сепаратора на потоках, подаваемых в верхнюю часть ректификационной колонны.The technical result - increasing the degree of extraction of the C 2+ hydrocarbon fraction and reducing the diameter of the upper part of the distillation column - is achieved by installing at least one separator on the streams supplied to the upper part of the distillation column.
Заявленный технический результат достигается тем, что в газоперерабатывающем заводе, включающем установку выделения фракции углеводородов С2+, которая включает расположенные на линии очищенного и осушенного газа компрессорную секцию первого детандер-компрессорного агрегата, основной многопоточный теплообменник, сепаратор, оснащенный линиями вывода газа сепарации и остатка сепарации, причем линия вывода газа сепарации разделена на линии подачи первого и второго газа сепарации, линия вывода остатка сепарации разделена на линии подачи первого и второго остатка сепарации, при этом линия подачи первого остатка сепарации соединена с линией подачи первого газа сепарации, оснащенной верхним многопоточным теплообменником, редуцирующим вентилем и соединенной с верхней частью ректификационной колонны, линия подачи второго остатка сепарации оснащена редуцирующим вентилем и соединена со средней частью ректификационной колонны, линия подачи второго газа сепарации оснащена детандерной секцией первого детандер-компрессорного агрегата и соединена со средней частью ректификационной колонны выше линии подачи второго остатка сепарации, кроме того, верх ректификационной колонны оснащен линией вывода остаточного газа, на которой последовательно расположены верхний теплообменник, основной теплообменник, соединение с ответвлением второго циркуляционного газа после компрессорной секции второго детандер-компрессорного агрегата, компрессорный агрегат, холодильник, ответвление первого циркуляционного газа и ответвление второго циркуляционного газа, причем ответвление первого циркуляционного газа оснащено основным теплообменником, верхним теплообменником и редуцирующим вентилем и соединено с верхней частью ректификационной колонны выше линии подачи первого газа сепарации, а ответвление второго циркуляционного газа оснащено детандерной секцией второго детандер-компрессорного агрегата, верхним теплообменником, основным теплообменником, компрессорной секцией второго детандер-компрессорного агрегата и соединено с линией вывода остаточного газа перед компрессорным агрегатом, кроме того, нижняя часть ректификационной колонны соединена с основным теплообменником линиями ввода/вывода первого и второго циркуляционных орошений, а низ ректификационной колонны соединен с основным теплообменником линией вывода фракции углеводородов С2+, особенностью является то, что на линии подачи второго газа сепарации перед ректификационной колонной установлен сепаратор, соединенный с ректификационной колонной линией подачи третьего остатка сепарации, а с линией вывода остаточного газа – линией подачи третьего газа сепарации, кроме того, на линии подачи смеси первого газа сепарации с первым остатком сепарации перед ректификационной колонной также установлен сепаратор, соединенный с ректификационной колонной линией подачи четвертого остатка сепарации, а с линией вывода остаточного газа – линией подачи четвертого газа сепарации. The claimed technical result is achieved by the fact that in a gas processing plant, including a C 2+ hydrocarbon fraction separation unit, which includes a compressor section of the first expander-compressor unit located on the line of purified and dried gas, the main multi-flow heat exchanger, a separator equipped with separation and residue gas outlet lines separation, wherein the separation gas outlet line is divided into the first and second separation gas supply lines, the separation residue outlet line is divided into the first and second separation residue supply lines, while the first separation residue supply line is connected to the first separation gas supply line equipped with an upper multi-flow heat exchanger , a reducing valve and connected to the upper part of the distillation column, the supply line of the second separation residue is equipped with a reducing valve and is connected to the middle part of the distillation column, the supply line of the second separation gas is equipped with an expander section of the first th expander-compressor unit and is connected to the middle part of the distillation column above the supply line of the second separation residue, in addition, the top of the distillation column is equipped with a residual gas outlet line, on which the upper heat exchanger, main heat exchanger, connection with a branch of the second circulation gas after the compressor section are located in series of the second expander-compressor unit, a compressor unit, a refrigerator, a branch of the first circulation gas and a branch of the second circulation gas, wherein the branch of the first circulation gas is equipped with a main heat exchanger, an upper heat exchanger and a reducing valve and is connected to the upper part of the distillation column above the supply line of the first separation gas, and branch of the second circulating gas is equipped with an expander section of the second expander-compressor unit, an upper heat exchanger, a main heat exchanger, a compressor section of the second expander-compressor unit the bottom of the distillation column is connected to the main heat exchanger by the input/output lines of the first and second circulating refluxes, and the bottom of the distillation column is connected to the main heat exchanger by the line for the output of the C 2+ fraction of hydrocarbons, a feature is that a separator is installed on the supply line of the second separation gas in front of the distillation column, connected to the distillation column by the supply line of the third separation residue, and to the residual gas output line - by the supply line of the third separation gas, in addition, on the supply line of the mixture of the first separation gas with The first separation residue in front of the distillation column is also equipped with a separator connected to the distillation column by the fourth separation residue supply line, and with the residual gas outlet line - by the fourth separation gas supply line.
При необходимости на ответвлении первого циркуляционного газа перед ректификационной колонной также установлен сепаратор, соединенный с ректификационной колонной линией подачи пятого остатка сепарации, а с линией вывода остаточного газа – линией подачи пятого газа сепарации.If necessary, a separator is also installed on the branch of the first circulating gas before the distillation column, connected to the distillation column by the supply line of the fifth separation residue, and to the line of residual gas output - by the supply line of the fifth separation gas.
При необходимости низ ректификационной колонны может быть оборудован нагревателем, соединенным с линией очищенного и осушенного газа до и после основного теплообменника линией ввода/вывода его части.If necessary, the bottom of the distillation column can be equipped with a heater connected to the line of purified and dried gas before and after the main heat exchanger by the input/output line of its part.
При необходимости низ ректификационной колонны установки выделения фракции углеводородов С2+ оснащен дополнительным нагревателем с внешним теплоносителем.If necessary, the bottom of the distillation column of the C 2+ hydrocarbon fraction separation unit is equipped with an additional heater with an external coolant.
При необходимости газоперерабатывающий завод дополнительно включает установки очистки и осушки газа, а также установку разделения фракции углеводородов С2+.If necessary, the gas processing plant additionally includes gas purification and drying units, as well as a unit for separating the C 2+ hydrocarbon fraction.
Компрессорный агрегат и компрессорные секции детандер-компрессорных агрегатов могут быть оснащены системами охлаждения сжатого газа. Сепараторы могут быть трубными или емкостными. Ректификационная колонна оборудована насадочными, пленочными или тарельчатыми внутренними контактными устройствами. Остальные составляющие газоперерабатывающего завода могут быть выполнены любым образом, известным из уровня техники.The compressor unit and compressor sections of expander-compressor units can be equipped with compressed gas cooling systems. Separators can be tubular or capacitive. The distillation column is equipped with packed, film or tray internal contact devices. The remaining components of the gas processing plant can be made in any way known from the prior art.
Газоперерабатывающий завод показан на схеме и включает первый детандер-компрессорный агрегат 1 с компрессорной секцией 2 и детандерной секцией 3, второй детандер-компрессорный агрегат 4 с компрессорной секцией 5 и детандерной секцией 6, компрессорный агрегат 7, многопоточные теплообменники 8 (основной) и 9 (верхний), воздушный холодильник 10, сепараторы 11, 12 и 13, редуцирующие вентили 14-16, ректификационную колонну 17, насос 18. При необходимости установка может дополнительно включать сепаратор 19.The gas processing plant is shown in the diagram and includes the first expander-compressor unit 1 with
При работе газоперерабатывающего завода очищенный и осушенный газ, подаваемый по линии 20, сжимают в компрессорной секции 2 детандер-компрессорного агрегата 1, охлаждают в теплообменнике 8 и направляют в сепаратор 11, с верха которого по линии 21 выводят газ сепарации, который разделяют на потоки первого 22 и второго 23 газа сепарации. С низа сепаратора 11 по линии 24 выводят остаток сепарации, который разделяют на потоки первого 25 и второго 26 остатка сепарации. Второй остаток сепарации 26 редуцируют в редуцирующем вентиле 14 и направляют в среднюю часть колонны 17. Второй газ сепарации 23 редуцируют в детандерной секции 3 детандер-компрессорного агрегата 1 и направляют в сепаратор 12, с верха которого третий газ сепарации по линии 27 направляют в линию остаточного газа 29 до теплообменника 9. С низа сепаратора 12 по линии 28 третий остаток сепарации направляют в среднюю часть колонны 17 выше линии подачи второго остатка сепарации 26. Первый остаток сепарации 25 смешивают с первым газом сепарации 22, охлаждают в теплообменнике 9, редуцируют в редуцирующем вентиле 15 и направляют в сепаратор 13, с верха которого четвертый газ сепарации по линии 34 направляют в линию остаточного газа 29 до теплообменника 9, а четвертый остаток сепарации подают в верхнюю часть колонны 17. During the operation of the gas processing plant, the purified and dried gas supplied through
С верха колонны 17 по линии 29 выводят остаточный газ, обогащенный метаном, смешивают с третьим и четвертым газами сепарации 27 и 34 и нагревают в теплообменниках 9 и 8, затем смешивают со вторым циркуляционным газом 31, сжимают в компрессорном агрегате 7, охлаждают в холодильнике 10, затем отбирают первый (линия 30) и второй (линия 31) циркуляционные газы, и далее направляют потребителям. Первый циркуляционный газ 30 охлаждают в теплообменниках 8 и 9, редуцируют в редуцирующем вентиле 16 и направляют в качестве флегмы в верхнюю часть колонны 17 выше линии подачи смеси первого газа сепарации 22 с первым остатком сепарации 25. Второй циркуляционный газ 31 направляют на расширение в детандерную секцию 6 детандер-компрессорного агрегата 4 и далее в качестве охлаждающей среды подают в теплообменники 9 и 8, затем компримируют в компрессорной секции 5 детандер-компрессорного агрегата 4 и смешивают с потоком 29 остаточного газа перед компрессорным агрегатом 7. Из нижней части колонны 17 по линиям 32 и 33 в/из теплообменника 8 вводят/выводят первое и второе циркуляционные орошения, соответственно. С низа колонны 17 по линии 35 насосом 18 выводят фракцию углеводородов С2+ после предварительного нагрева в теплообменнике 8.From the top of the
При необходимости на ответвлении первого циркуляционного газа 30 перед колонной 17 установлен сепаратор 19, из которого в колонну 17 подают пятый остаток сепарации, а в линию 29 по линии 36 направляют пятый газ сепарации. If necessary, a
При необходимости низ колонны 17 может быть оборудован нагревателем, в который из линии очищенного и осушенного газа 20 до и после основного теплообменника 8 вводят/выводят его часть. При необходимости низ колонны 17 нагревают с помощью дополнительного нагревателя с внешним теплоносителем (на схеме условно не показано).If necessary, the bottom of the
При необходимости на газоперерабатывающем заводе очищенный и осушенный газ получают на дополнительной установке очистки и осушки сырьевого газа, а фракцию углеводородов С2+ направляют для разделения на фракции в дополнительную установку разделения/газофракционирования (на схеме условно не показано).If necessary, at the gas processing plant, purified and dried gas is obtained at an additional unit for cleaning and drying the feed gas, and the C 2+ hydrocarbon fraction is sent for fractionation to an additional separation/gas fractionation unit (not shown in the diagram).
Работоспособность установки подтверждается примером.The operability of the installation is confirmed by an example.
100000 нм3/час очищенного и осушенного углеводородного газа, содержащего, % об.: метан 70,62; этан 13,63; азот 2,39; углекислый газ 0,73; углеводороды С3+ остальное, при плюс 20 ºС и 5,2 МПа сжимают в компрессорной секции 2 детандер-компрессорного агрегата 1 до 7,1 МПа, охлаждают в теплообменнике 8 до температуры минус 7 ºС и направляют в сепаратор 11, с верха которого по линии 21 выводят 79120 нм3/час газа сепарации, который разделяют на равные потоки первого газа сепарации 22 и второго газа сепарации 23. С низа сепаратора 11 по линии 24 выводят 30,5 т/час остатка сепарации, который разделяют на 0,5 т/час первого остатка сепарации 25 и второй 26 остаток сепарации. Второй остаток сепарации 26 редуцируют в редуцирующем вентиле 14 до 1,71 МПа и при температуре минус 34 ºС направляют в среднюю часть ректификационной колонны 17. Второй газ сепарации 23 с расходом 39560 нм3/час редуцируют в детандерной секции 3 первого детандер-компрессорного агрегата 1 до 1,71 МПа и при температуре минус 59 ºС направляют в сепаратор 12, с верха которого третий газ сепарации с расходом 34910 нм3/час направляют на смешение в линию остаточного газа до верхнего теплообменника 9. С низа сепаратора 12 7,27 т/час третьего остатка сепарации направляют в среднюю часть ректификационной колонны 17 выше линии подачи второго остатка сепарации 26. Первый остаток сепарации 25 смешивают с первым газом сепарации 22, охлаждают в теплообменнике 9 до минус 50 ºС, редуцируют в редуцирующем вентиле 15 до 1,71 МПа и при температуре минус 91 ºС разделяют в сепараторе 13 на 26420 нм3/час четвертого газа сепарации, который направляют в линию остаточного газа, и 15,7 т/час четвертого остатка сепарации, который подают в верхнюю часть ректификационной колонны 17. 100,000 nm 3 /hour of purified and dried hydrocarbon gas containing, % vol.: methane 70.62; ethane 13.63; nitrogen 2.39; carbon dioxide 0.73; hydrocarbons C 3+ the rest, at plus 20 ºС and 5.2 MPa, are compressed in the
С верха ректификационной колонны 17 c температурой минус 101 ºС выводят остаточный газ 29, обогащенный метаном, с расходом 47710 нм3/час, смешивают с третьим 27 и четвертым 34 газами сепарации, смесь нагревают в теплообменниках 9 и 8 до плюс 35 ºС, смешивают с потоком 31, сжимают в компрессоре 7 до 7,93 МПа, охлаждают в холодильнике 10 до 20 ºС и далее направляют потребителям в количестве 77510 нм3/час.From the top of the
Часть потока остаточного газа после холодильника 10 по ответвлению первого циркуляционного газа 30 в количестве 32300 нм3/час охлаждают в основном теплообменнике 8 и верхнем теплообменнике 9 до температуры минус 60 ºС, редуцируют в редуцирующем вентиле 16 до 1,71 МПа и направляют в верхнюю часть ректификационной колонны выше линии подачи смеси первого газа сепарации 22 с первым остатком сепарации 25 в качестве флегмы. Часть потока остаточного газа после холодильника 10 по ответвлению второго циркуляционного газа 31 в количестве 51670 нм3/час редуцируют в детандерной секции 6 второго детандер-компрессорного агрегата 4 до 1,71 МПа и далее в качестве охлаждающей среды подают в теплообменники 9 и 8, затем компримируют в компрессорной секции 5 второго детандер-компрессорного агрегата 4 до 2,2 МПа и смешивают с потоком 29 остаточного газа перед компрессором 7.Part of the residual gas flow after the
Из нижней части ректификационной колонны 17 (4-я тарелка, здесь и далее – снизу) по ответвлению первого циркуляционного орошения по линии 32 с температурой минус 28 ºС отбирают жидкость в количестве 3 т/час и направляют на нагрев в основной теплообменник 8, затем возвращают обратно в ректификационную колонну 17 в качестве флегмы с температурой минус 5 ºС (на 3-ю тарелку). C нижней части ректификационной колонны 17 (2-я тарелка) по ответвлению второго циркуляционного орошения по линии 33 с температурой минус 2 ºС отбирают жидкость в количестве 3 т/час и направляют на нагрев в основной теплообменник 8, затем возвращают обратно в ректификационную колонну 17 в качестве флегмы с температурой плюс 10 ºС (на 1-ю тарелку). С низа ректификационной колонны 17 по линии 35 насосом 18 выводят фракцию углеводородов С2+ в количестве 43,1 т/час, содержащую, % об.: метан 0,66; этан 45,34; углекислый газ 1,47, остальное – углеводороды С3+, после предварительного нагрева в теплообменнике 8 до 16 ºС.From the lower part of the distillation column 17 (4th plate, hereinafter - below) along the branch of the first circulating irrigation through
При этом в условиях примера глубина извлечения этана составила 77,1 %, максимальный действительный расход газа в верхней части ректификационной колонны составил 1267 м3/час, а расчетный диаметр верхней части колонны составил 1,189 м. At the same time, under the conditions of the example, the ethane recovery depth was 77.1%, the maximum actual gas flow in the upper part of the distillation column was 1267 m 3 /h, and the calculated diameter of the upper part of the column was 1.189 m.
На установке в условиях прототипа глубина извлечения этана составила 73,9 %, максимальный действительный расход газа в верхней части ректификационной колонны составил 3305 м3/час, а расчетный диаметр верхней части колонны составил 1,837 м. At the facility under prototype conditions, the ethane recovery depth was 73.9%, the maximum actual gas flow in the upper part of the distillation column was 3305 m 3 /h, and the estimated diameter of the upper part of the column was 1.837 m.
Таким образом, предлагаемый газоперерабатывающий завод позволяет повысить степень извлечения фракции углеводородов С2+, понизить диаметр верхней части ректификационной колонны и может быть использован в промышленности.Thus, the proposed gas processing plant makes it possible to increase the degree of extraction of the C 2+ hydrocarbon fraction, to reduce the diameter of the upper part of the distillation column, and can be used in industry.
Claims (5)
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2790002C1 true RU2790002C1 (en) | 2023-02-14 |
Family
ID=
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5568737A (en) * | 1994-11-10 | 1996-10-29 | Elcor Corporation | Hydrocarbon gas processing |
| WO2004065868A2 (en) * | 2003-01-16 | 2004-08-05 | Abb Lummus Global Inc. | Multiple reflux stream hydrocarbon recovery process |
| US20100263407A1 (en) * | 2009-04-21 | 2010-10-21 | Henri Paradowski | Method for producing a flow which is rich in methane and a cut which is rich in c2+ hydrocarbons from a flow of feed natural gas and an associated installation |
| US20140182331A1 (en) * | 2012-12-28 | 2014-07-03 | Linde Process Plants, Inc. | Integrated process for ngl (natural gas liquids recovery) and lng (liquefaction of natural gas) |
| RU2620601C2 (en) * | 2012-07-05 | 2017-05-29 | Текнип Франс | Method of obtaining natural gas processed, fraction enriched by c3+ - hydrocarbons, and, optionally, flow enlarged by ethan, and also, installation appropriate for this method |
| RU2763101C2 (en) * | 2017-09-06 | 2021-12-27 | Линде Инжиниринг Норт Америка, Инк. | Methods for cold supply in installations for extraction of gas condensate liquids |
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5568737A (en) * | 1994-11-10 | 1996-10-29 | Elcor Corporation | Hydrocarbon gas processing |
| WO2004065868A2 (en) * | 2003-01-16 | 2004-08-05 | Abb Lummus Global Inc. | Multiple reflux stream hydrocarbon recovery process |
| US20100263407A1 (en) * | 2009-04-21 | 2010-10-21 | Henri Paradowski | Method for producing a flow which is rich in methane and a cut which is rich in c2+ hydrocarbons from a flow of feed natural gas and an associated installation |
| RU2620601C2 (en) * | 2012-07-05 | 2017-05-29 | Текнип Франс | Method of obtaining natural gas processed, fraction enriched by c3+ - hydrocarbons, and, optionally, flow enlarged by ethan, and also, installation appropriate for this method |
| US20140182331A1 (en) * | 2012-12-28 | 2014-07-03 | Linde Process Plants, Inc. | Integrated process for ngl (natural gas liquids recovery) and lng (liquefaction of natural gas) |
| RU2763101C2 (en) * | 2017-09-06 | 2021-12-27 | Линде Инжиниринг Норт Америка, Инк. | Methods for cold supply in installations for extraction of gas condensate liquids |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US6578379B2 (en) | Process and installation for separation of a gas mixture containing methane by distillation | |
| US7856848B2 (en) | Flexible hydrocarbon gas separation process and apparatus | |
| CA1097564A (en) | Process for the recovery of ethane and heavier hydrocarbon components from methane-rich gases | |
| CA3029950C (en) | System and method for liquefaction of natural gas | |
| RU2382301C1 (en) | Unit for low-temperature separation of hydrocarbon gas | |
| RU2717668C1 (en) | Low-temperature fractionation unit for complex gas treatment and production of lng | |
| CN86105913A (en) | The method of from Sweet natural gas, separating the hydrocarbon of two carbon | |
| RU2721347C1 (en) | Plant for reduction of natural gas and production of gas motor fuel | |
| RU2732998C1 (en) | Low-temperature fractionation unit for complex gas treatment with production of liquefied natural gas | |
| RU2718073C1 (en) | Method of reconstructing a low-temperature gas separation apparatus with preventing the formation of flare gases | |
| RU2734237C1 (en) | Apparatus for complex gas treatment by low-temperature condensation | |
| RU2658010C2 (en) | Methods for separating hydrocarbon gases | |
| RU2731709C1 (en) | Low-temperature fractionation unit for deethanization of main gas with generation of lng | |
| RU2790002C1 (en) | Gas refining plant | |
| RU2630202C1 (en) | Method of extracting c2+ fraction from raw gas and plant for its implementation | |
| RU2743127C1 (en) | Plant for integrated gas preparation and production of liquefied natural gas by low-temperature fractionation | |
| RU2736682C1 (en) | Natural gas preparation unit with helium extraction | |
| RU2640969C1 (en) | Method for extraction of liquefied hydrocarbon gases from natural gas of main gas pipelines and plant for its implementation | |
| RU2739748C1 (en) | Apparatus for extracting helium concentrate from hydrocarbon-containing gas mixture | |
| RU2714486C1 (en) | Method of reconstructing a lts plant in order to avoid the formation of flare gases (versions) | |
| RU2730291C1 (en) | Low-temperature fractionation unit for complex gas treatment | |
| CA2887736C (en) | Methods for separating hydrocarbon gases | |
| RU2757211C1 (en) | Integrated gas treatment plant with lng production and increased extraction of gas condensate (options) | |
| RU2794122C1 (en) | Hydrocarbon gas preparation system for supply to the demethanizer (options) | |
| RU2794097C1 (en) | Hydrocarbon gas deethanization plant |