RU98100265A - Способ разделения газового потока и устройство для его осуществления (варианты) - Google Patents
Способ разделения газового потока и устройство для его осуществления (варианты)Info
- Publication number
- RU98100265A RU98100265A RU98100265/04A RU98100265A RU98100265A RU 98100265 A RU98100265 A RU 98100265A RU 98100265/04 A RU98100265/04 A RU 98100265/04A RU 98100265 A RU98100265 A RU 98100265A RU 98100265 A RU98100265 A RU 98100265A
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- stream
- components
- distillation column
- specified
- liquid
- Prior art date
Links
- 238000000926 separation method Methods 0.000 title 1
- 238000004821 distillation Methods 0.000 claims 36
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims 36
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims 24
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 18
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims 16
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims 10
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims 10
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims 4
- 238000009833 condensation Methods 0.000 claims 3
- 230000005494 condensation Effects 0.000 claims 3
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims 2
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims 2
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims 2
- 239000002994 raw material Substances 0.000 claims 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims 1
Claims (10)
1. Способ разделения газового потока, содержащего метан, компоненты C2, компоненты С3 и более тяжелые углеводородные компоненты, на летучую фракцию остаточного газа, содержащего основную часть указанного метана и компонентов С2, и относительно менее летучую фракцию, содержащую основную часть указанных компонентов С3 и более тяжелых углеводородных компонентов, путем обработки указанного газового потока в одной или больше теплообменных и/или расширительных стадиях для частичной конденсации, по крайней мере, его части и обеспечения в результате, по крайней мере, первого потока пара и, по крайней мере, одного потока жидкости, содержащей С3 и более легкие углеводороды, и направления, по крайней мере, одного из указанных потоков жидкости, содержащей С3, в дистилляционную колонну для разделения указанной жидкости на второй поток пара, содержащий преимущественно метан и компоненты C2, и указанную относительно менее летучую фракцию, содержащую основную часть указанных компонентов С3 и более тяжелых углеводородных компонентов, отличающийся тем, что указанный второй поток пара охлаждают в достаточной степени для конденсации, по крайней мере, его части и образования в результате конденсированного потока, часть указанного конденсированного потока подают в указанную дистилляционную колонну в верхнее положение подачи сырья, по крайней мере, часть указанного первого потока пара подвергают тесному контакту, по крайней мере, с частью оставшейся порции указанного конденсированного потока, по крайней мере, в одном контактирующем устройстве для образования в результате третьего потока пара и потока жидкости, содержащей С3, указанный поток жидкости, содержащей С3, подают в указанную дистилляционную колонну в качестве второго сырья для нее, по крайней мере, часть указанного третьего потока пара направляют для теплового обмена с указанным вторым потоком пара и обеспечения в результате охлаждения на первой стадии и затем выгружают, по крайней мере, часть указанного третьего потока пара в виде указанной летучей фракции остаточного газа, при этом количества и температуры указанных потоков сырья в указанное контактирующее устройство и указанную дистилляционную колонну являются эффективными для поддержания верхних температур указанного контактирующего устройства и указанной дистилляционной колонны на уровне температур, обеспечивающих извлечение основной части указанных компонентов C3 и компонентов более тяжелых углеводородов в указанной относительно менее летучей фракции.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что, по крайней мере, часть указанного потока жидкости, содержащей C3, нагревают до его подачи в указанную дистилляционную колонну.
3. Способ разделения газового потока, содержащего метан, компоненты C2, компоненты C3 и компоненты более тяжелых углеводородов, на летучую фракцию остаточного газа, содержащую основную часть указанного метана и компонентов C2, и относительно менее летучую фракцию, содержащую основную часть указанных компонентов С3 и более тяжелых углеводородных компонентов, путем обработки указанного потока газа в одной или больше теплообменных и/или расширительных стадиях для частичной конденсации, по крайней мере, его части и обеспечения в результате, по крайней мере, первого потока пара и, по крайней мере, одного потока жидкости, содержащей C3 и более легкие углеводороды, и направления, по крайней мере, одного из указанных потоков жидкости, содержащей C3, в дистилляционную колонну, для разделения указанной жидкости на второй поток пара, содержащий преимущественно метан и компоненты С2, и указанную относительно менее летучую фракцию, содержащую основную часть указанных компонентов C3 и более тяжелых углеводородных компонентов, отличающийся тем, что указанный второй поток пара охлаждают в достаточной степени для конденсации его части и образования в результате частично конденсированного потока, указанный частично конденсированный поток разделяют для образования третьего потока пара и первого потока жидкости, содержащей C3, по крайней мере, часть указанного первого потока жидкости, содержащей C3, подают в указанную дистилляционную колонну в верхнее положение подачи сырья, указанный третий поток пара охлаждают в достаточной степени для конденсации, по крайней мере, его части и образования в результате конденсированного потока, по крайней мере, часть указанного первого потока пара подвергают тесному контакту, по крайней мере, с частью указанного конденсированного потока, по крайней мере, в одном контактирующем устройстве для образования четвертого потока пара и второго потока жидкости, содержащей С3, по крайней мере, часть указанного второго потока жидкости, содержащей C3 направляют для теплового обмена с указанным вторым потоком пара, покидающим верхнюю зону указанной дистилляционной колонны, и обеспечения в результате охлаждения на первой стадии и частичной конденсации указанного потока пара, затем указанный второй поток жидкости, содержащей С3, подают в указанную дистилляционную колонну в качестве второго сырья для нее, по крайней мере, часть указанного четвертого потока пара направляют для теплового обмена с указанным третьим потоком пара и обеспечения в результате охлаждения на четвертой стадии, затем выгружают, по крайней мере, часть указанного четвертого потока пара в качестве указанной летучей фракции остаточного газа, при этом количества и температуры указанных потоков сырья в указанное контактирующее устройство и указанную дистилляционную колонну являются эффективными для поддержания верхних температур указанного контактирующего устройства и указанной дистилляционной колонны на уровне температур, обеспечивающих извлечение основной части указанных компонентов С3 и компонентов более тяжелых углеводородов в указанной относительно менее летучей фракции.
4. Способ по п. 3, отличающийся тем, что, по крайней мере, часть указанного второго потока жидкости, содержащей С3, нагревают до направления для теплового обмена с указанным вторым потоком пара.
5. Способ разделения газового потока, содержащего метан, компоненты С2, компоненты С3 и компоненты более тяжелых углеводородов, на летучую фракцию остаточного газа, содержащую основную часть указанного метана и компоненты С2, и относительно менее летучую фракцию, содержащую основную часть указанных компонентов С3 и более тяжелых углеводородных компонентов, путем обработки указанного потока газа в одной или больше теплообменных и/или расширительных стадиях для частичной конденсации, по крайней мере, его части и обеспечения в результате, по крайней мере, первого потока пара и, по крайней мере, одного потока жидкости, содержащей С3 и более легкие углеводороды, и направления, по крайней мере, одного из указанных потоков жидкости, содержащей С3, в дистилляционную колонну, для разделения указанной жидкости на второй поток пара, содержащий преимущественно метан и компоненты С2, и указанную относительно менее летучую фракцию, содержащую основную часть указанных компонентов С3 и более тяжелых углеводородных компонентов, отличающийся тем, что указанный второй поток пара охлаждают в достаточной степени для конденсации, по крайней мере, его части и образования в результате конденсированного потока, по крайней мере, часть указанного первого потока пара подвергают тесному контакту, по крайней мере, с частью указанного конденсированного потока, по крайней мере, в одном контактирующем устройстве для образования третьего потока пара и потока жидкости, содержащей С3, по крайней мере, часть указанного потока жидкости, содержащей С3, нагревают и затем подают в указанную дистилляционную колонну в верхнее положение подачи сырья, по крайней мере, часть указанного третьего потока пара направляют для теплового обмена с указанным вторым потоком пара и обеспечения в результате охлаждения на первой стадии и затем выгружают, по крайней мере, часть указанного третьего потока пара в качестве указанной летучей фракции остаточного газа, при этом количества и температуры указанных потоков сырья в указанное контактирующее устройство и указанную дистилляционную колонну являются эффективными для поддержания верхних температур указанного контактирующего устройства и указанной дистилляционной колонны на уровне температур, обеспечивающих основной извлечение части указанных компонентов С3 и компонентов более тяжелых углеводородов в указанной относительно менее летучей фракции.
6. Устройство для разделения газа, содержащего метан, компоненты С2, компоненты С3 и более тяжелые углеводородные компоненты, на летучую фракцию остаточного газа, содержащую основную часть указанного метана и компонентов С2, и относительно менее летучую фракцию, содержащую основную часть указанных компонентов С3 и более тяжелых компонентов, содержащее одно или больше средств для теплообмена и/или средств для расширения, связанных между собой, для обеспечения, по крайней мере, одного частично конденсированного потока газа и получения в результате, по крайней мере, первого потока пара и, по крайней мере, одной жидкости, содержащей С3 и более легкие углеводороды, и дистилляционную колонну для получения, по крайней мере, одного из указанных потоков жидкости, содержащей С3, и для разделения указанного потока на второй поток пара, содержащий преимущественно метан и компоненты С2, и на указанную относительно менее летучую фракцию, содержащую основную часть указанных компонентов С3 и более тяжелых углеводородных компонентов, отличающееся тем, что оно включает в себя средство теплового обмена, связанное с указанной дистилляционной колонной, для получения указанного второго потока пара и охлаждения его в достаточной степени для конденсации, по крайней мере, его части и образования в результате конденсированного потока, разделяющее средство для получения указанного конденсированного потока и разделения его на первый и второй потоки жидкости, связанное с указанной дистилляционной колонной для подачи в нее указанного первого потока жидкости в верхнее положение подачи сырья, контактирующее и разделяющее средство для получения, по крайней мере, части указанного второго потока жидкости и, по крайней мере, части указанного первого потока пара и их смешивания, по крайней мере, в одном контактирующем устройстве, при этом указанное контактирующее и разделяющее средство включает в себя разделяющее средство для разделения пара и жидкости после контакта в указанном контактирующем устройстве для образования третьего потока пара и потока жидкости, содержащей С3, и связано с указанной дистилляционной колонной для подачи в нее указанного потока жидкости, содержащей С3, в качестве второго исходного сырья и с указанным средством теплового обмена для направления, по крайней мере, части указанного третьего потока пара для теплового обмена с указанным вторым потоком пара, и контрольное средство, выполненное с возможностью регулирования количества и температуры указанных потоков сырья в указанное контактирующее и разделяющее средство и указанную дистилляционную колонну для поддержания верхних температур указанного контактирующего и разделяющего средства и указанной дистилляционной колонны на уровне температур, обеспечивающих извлечение основной части компонентов С3 и более тяжелых компонентов в указанной относительно менее летучей фракции.
7. Устройство по п. 6, отличающееся тем, что указанное контактирующее и разделяющее средство связано со вторым средством теплового обмена, нагревающим, по крайней мере, часть указанного потока жидкости, содержащей С3, и связанным с указанной дистилляционной колонной для подачи указанного нагретого потока жидкости, содержащей С3, в указанную дистилляционную колонну в качестве второго исходного сырья для нее.
8. Устройство для разделения газа, содержащего метан, компоненты С2, компоненты С3 и более тяжелые углеводородные компоненты, на летучую фракцию остаточного газа, содержащую основную часть указанного метана и компонентов С2, и относительно менее летучую фракцию, содержащую основную часть указанных компонентов С3 и более тяжелых компонентов, содержащее одно или больше средств для теплообмена и/или средств для расширения, связанных между собой, для обеспечения, по крайней мере, одного частично конденсированного потока газа и получения в результате, по крайней мере, первого потока пара и, по крайней мере, одной жидкости, содержащей С3 и более легкие углеводороды, и дистилляционную колонну для получения, по крайней мере, одного из указанных потоков жидкости, содержащей С3, и для разделения указанного потока на второй поток пара, содержащий преимущественно метан и компоненты С2, и на относительно менее летучую фракцию, содержащую основную часть указанных компонентов С3 и более тяжелых углеводородных компонентов, отличающееся тем, что оно включает в себя первое средство теплового обмена, связанное с указанной дистилляционной колонной, для получения указанного второго потока пара и охлаждения его в достаточной степени для частичной конденсации и образования в результате частично конденсированного потока, разделяющее средство, связанное с указанным первым средством теплового обмена, для получения указанного частично конденсированного потока и разделения его на третий поток пара и первый поток жидкости, содержащей С3, и с указанной дистилляционной колонной для подачи в нее, по крайней мере, части указанного потока жидкости, содержащей С3, в верхнее положение подачи сырья, второе средство теплового обмена, связанное с указанным разделяющим средством, для получения указанного третьего потока пара и охлаждения его в достаточной степени для конденсации, по крайней мере, его части и образования в результате конденсированного потока, контактирующее и разделяющее средство для получения, по крайней мере, части указанного конденсированного потока и, по крайней мере, части указанного первого потока пара и их смешивания, по крайней мере, в одном контактирующем устройстве, при этом указанное контактирующее и разделяющее средство включает в себя разделяющее средство для разделения пара и жидкости после контакта в указанном контактирующем устройстве для образования четвертого потока пара и второго потока жидкости, содержащей С3, при этом указанное первое средство теплового обмена связано с указанным контактирующим и разделяющим средством для получения, по крайней мере, части указанного второго потока жидкости, содержащей С3, и направления ее для теплового обмена с указанным вторым потоком пара, покидающим верхнюю зону указанной дистилляционной колонны, и охлаждения и частичной конденсации в результате указанного второго потока пара и с указанной дистилляционной колонной для подачи в нее указанного второго потока жидкости, содержащей С3, в качестве второго исходного сырья для нее, а указанное контактирующее и разделяющее средство связано с указанным вторым средством теплового обмена для направления, по крайней мере, части указанного четвертого потока пара для теплового обмена с указанным третьим потоком пара, и контрольное средство, выполненное с возможностью регулирования количества и температуры указанных потоков исходного сырья в указанное контактирующее и разделяющее средство и указанную дистилляционную колонну для поддержания верхних температур указанного контактирующего и разделяющего средства и указанной дистилляционной колонны на уровне температур, обеспечивающих извлечение основной части компонентов С3 и более тяжелых компонентов в указанной относительно менее летучей фракции.
9. Устройство по п. 8, отличающееся тем, что указанное контактирующее и разделяющее средство связано с третьим средством теплового обмена, нагревающим, по крайней мере, часть указанного второго потока жидкости, содержащей C3, и связанным с указанным первым средством теплового обмена для направления указанного нагретого второго потока жидкости, содержащей С3, для теплового обмена с указанным вторым потоком пара, покидающим верхнюю зону указанной дистилляционной колонны.
10. Устройство для разделения газа, содержащего метан, компоненты С2, компоненты С3 и более тяжелые углеводородные компоненты, на летучую фракцию остаточного газа, содержащую основную часть указанного метана и компонентов С2, и относительно менее летучую фракцию, содержащую основную часть указанных компонентов С3 и более тяжелых компонентов, содержащее одно или больше средств для теплообмена и/или средств для расширения, связанных между собой, для обеспечения, по крайней мере, одного частично конденсированного потока газа и получения в результате, по крайней мере, первого потока пара и, по крайней мере, одной жидкости, содержащей C3 и более легкие углеводороды, и дистилляционную колонну для получения, по крайней мере, одного из указанных потоков жидкости, содержащей С3, и для разделения указанного потока на второй поток пара, содержащий преимущественно метан и компоненты С2, и на указанную относительно менее летучую фракцию, содержащую основную часть указанных компонентов С3 и более тяжелых углеводородных компонентов, отличающееся тем, что оно включает в себя первое средство теплового обмена, связанное с указанной дистилляционной колонной, для получения указанного второго потока пара и охлаждения его в достаточной степени для конденсации, по крайней мере, его части и образования в результате конденсированного потока, контактирующее и разделяющее средство для получения, по крайней мере, части указанного конденсированного потока и, по крайней мере, части указанного первого потока пара и их смешивания, по крайней мере, в одном контактирующем устройстве, при этом указанное контактирующее и разделяющее средство включает в себя разделяющее средство для разделения пара и жидкости после контакта в указанном контактирующем устройстве для образования третьего потока пара и потока жидкости, содержащей C3, второе средство теплового обмена, связанное с указанным контактирующим и разделяющим средством для получения, по крайней мере, части потока жидкости, содержащей С3, и нагревания ее и с указанной дистилляционной колонной для подачи в нее указанного нагретого потока жидкости, содержащей С3, в верхнее положение подачи сырья, при этом указанное контактирующее и разделяющее средство, связано с указанным первым средством теплового обмена для направления, по крайней мере, части указанного третьего потока пара для теплового обмена с указанным вторым потоком пара, и контрольное средство, выполненное с возможностью регулирования количества и температуры указанных потоков сырья в указанное контактирующее и разделяющее средство и указанную дистилляционную колонну для поддержания верхних температур указанного контактирующего и разделяющего средства и указанной дистилляционной колонны на уровне температур, обеспечивающих извлечение основной части компонентов С3 и более тяжелых компонентов в указанной относительно менее летучей фракции.
Applications Claiming Priority (4)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US47742395A | 1995-06-07 | 1995-06-07 | |
US08/477,423 | 1995-06-07 | ||
US08/477423 | 1995-06-07 | ||
PCT/US1996/006479 WO1996040604A1 (en) | 1995-06-07 | 1996-05-06 | Hydrocarbon gas processing |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU98100265A true RU98100265A (ru) | 1999-11-27 |
RU2144556C1 RU2144556C1 (ru) | 2000-01-20 |
Family
ID=23895858
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU98100265A RU2144556C1 (ru) | 1995-06-07 | 1996-05-06 | Способ разделения газового потока и устройство для его осуществления (варианты) |
Country Status (9)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US5771712A (ru) |
AR (1) | AR002372A1 (ru) |
BR (1) | BR9609099A (ru) |
CA (1) | CA2223042C (ru) |
EG (1) | EG21460A (ru) |
IN (1) | IN189394B (ru) |
MY (1) | MY137280A (ru) |
RU (1) | RU2144556C1 (ru) |
WO (1) | WO1996040604A1 (ru) |
Families Citing this family (104)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CA2211069C (en) * | 1996-07-23 | 2000-11-14 | Kabushiki Kaisha Toyoda Jidoshokki Seisakusho | Viscous fluid type heat generator with heat generation regulating performance |
JPH10100647A (ja) * | 1996-10-01 | 1998-04-21 | Toyota Autom Loom Works Ltd | 能力可変型ビスカスヒータ |
US5799507A (en) * | 1996-10-25 | 1998-09-01 | Elcor Corporation | Hydrocarbon gas processing |
US5890378A (en) * | 1997-04-21 | 1999-04-06 | Elcor Corporation | Hydrocarbon gas processing |
US6237365B1 (en) | 1998-01-20 | 2001-05-29 | Transcanada Energy Ltd. | Apparatus for and method of separating a hydrocarbon gas into two fractions and a method of retrofitting an existing cryogenic apparatus |
US6182469B1 (en) | 1998-12-01 | 2001-02-06 | Elcor Corporation | Hydrocarbon gas processing |
US6257018B1 (en) * | 1999-06-28 | 2001-07-10 | Praxair Technology, Inc. | PFC recovery using condensation |
US6278035B1 (en) * | 2000-03-17 | 2001-08-21 | Ronald D. Key | Process for C2 recovery |
US6453698B2 (en) | 2000-04-13 | 2002-09-24 | Ipsi Llc | Flexible reflux process for high NGL recovery |
US6401486B1 (en) | 2000-05-18 | 2002-06-11 | Rong-Jwyn Lee | Enhanced NGL recovery utilizing refrigeration and reflux from LNG plants |
DE10027903A1 (de) * | 2000-06-06 | 2001-12-13 | Linde Ag | Verfahren zum Gewinnen einer C¶2¶¶+¶-reichen Fraktion |
US20020166336A1 (en) * | 2000-08-15 | 2002-11-14 | Wilkinson John D. | Hydrocarbon gas processing |
EP1322897A2 (en) * | 2000-10-02 | 2003-07-02 | Elkcorp | Hydrocarbon gas processing |
US6526777B1 (en) | 2001-04-20 | 2003-03-04 | Elcor Corporation | LNG production in cryogenic natural gas processing plants |
UA76750C2 (ru) * | 2001-06-08 | 2006-09-15 | Елккорп | Способ сжижения природного газа (варианты) |
US6742358B2 (en) * | 2001-06-08 | 2004-06-01 | Elkcorp | Natural gas liquefaction |
US6823692B1 (en) | 2002-02-11 | 2004-11-30 | Abb Lummus Global Inc. | Carbon dioxide reduction scheme for NGL processes |
EP1508010B1 (en) * | 2002-05-20 | 2008-01-09 | Fluor Corporation | Twin reflux process and configurations for improved natural gas liquids recovery |
CA2388266C (en) | 2002-05-30 | 2008-08-26 | Propak Systems Ltd. | System and method for liquefied petroleum gas recovery |
DE10226596A1 (de) * | 2002-06-14 | 2004-01-15 | Linde Ag | Verfahren zum Verflüssigen eines Kohlenwasserstoff-reichen Stromes mit gleichzeitiger Gewinnung einer C3+-reichen Fraktion mit hoher Ausbeute |
WO2004017002A1 (en) * | 2002-08-15 | 2004-02-26 | Fluor Corporation | Low pressure ngl plant configurations |
US6945075B2 (en) * | 2002-10-23 | 2005-09-20 | Elkcorp | Natural gas liquefaction |
US7069744B2 (en) * | 2002-12-19 | 2006-07-04 | Abb Lummus Global Inc. | Lean reflux-high hydrocarbon recovery process |
MY136353A (en) * | 2003-02-10 | 2008-09-30 | Shell Int Research | Removing natural gas liquids from a gaseous natural gas stream |
EA008462B1 (ru) * | 2003-02-25 | 2007-06-29 | Ортлофф Инджинирс, Лтд. | Переработка углеводородного газа |
US6889523B2 (en) | 2003-03-07 | 2005-05-10 | Elkcorp | LNG production in cryogenic natural gas processing plants |
US6662589B1 (en) | 2003-04-16 | 2003-12-16 | Air Products And Chemicals, Inc. | Integrated high pressure NGL recovery in the production of liquefied natural gas |
US7155931B2 (en) * | 2003-09-30 | 2007-01-02 | Ortloff Engineers, Ltd. | Liquefied natural gas processing |
JP4599362B2 (ja) * | 2003-10-30 | 2010-12-15 | フルオー・テクノロジーズ・コーポレイシヨン | 自在nglプロセスおよび方法 |
US7204100B2 (en) * | 2004-05-04 | 2007-04-17 | Ortloff Engineers, Ltd. | Natural gas liquefaction |
EP1771694A1 (en) * | 2004-07-01 | 2007-04-11 | Ortloff Engineers, Ltd | Liquefied natural gas processing |
RU2272973C1 (ru) * | 2004-09-24 | 2006-03-27 | Салават Зайнетдинович Имаев | Способ низкотемпературной сепарации газа (варианты) |
US7257966B2 (en) | 2005-01-10 | 2007-08-21 | Ipsi, L.L.C. | Internal refrigeration for enhanced NGL recovery |
US20060260330A1 (en) | 2005-05-19 | 2006-11-23 | Rosetta Martin J | Air vaporizor |
US9080810B2 (en) * | 2005-06-20 | 2015-07-14 | Ortloff Engineers, Ltd. | Hydrocarbon gas processing |
EA014452B1 (ru) * | 2005-07-07 | 2010-12-30 | Флуор Текнолоджиз Корпорейшн | Способы и установка для извлечения газоконденсатных жидкостей |
KR101407771B1 (ko) * | 2006-06-02 | 2014-06-16 | 오르트로프 엔지니어스, 리미티드 | 액화 천연 가스 처리 |
US7777088B2 (en) | 2007-01-10 | 2010-08-17 | Pilot Energy Solutions, Llc | Carbon dioxide fractionalization process |
US8590340B2 (en) * | 2007-02-09 | 2013-11-26 | Ortoff Engineers, Ltd. | Hydrocarbon gas processing |
US8650906B2 (en) * | 2007-04-25 | 2014-02-18 | Black & Veatch Corporation | System and method for recovering and liquefying boil-off gas |
US9869510B2 (en) * | 2007-05-17 | 2018-01-16 | Ortloff Engineers, Ltd. | Liquefied natural gas processing |
CN101815915B (zh) * | 2007-08-14 | 2014-04-09 | 氟石科技公司 | 用于改进的天然气液回收的配置和方法 |
US8919148B2 (en) * | 2007-10-18 | 2014-12-30 | Ortloff Engineers, Ltd. | Hydrocarbon gas processing |
WO2009052054A1 (en) * | 2007-10-19 | 2009-04-23 | Shell Oil Company | Systems, methods, and processes utilized for treating subsurface formations |
US9243842B2 (en) * | 2008-02-15 | 2016-01-26 | Black & Veatch Corporation | Combined synthesis gas separation and LNG production method and system |
US20090282865A1 (en) | 2008-05-16 | 2009-11-19 | Ortloff Engineers, Ltd. | Liquefied Natural Gas and Hydrocarbon Gas Processing |
US20090293537A1 (en) * | 2008-05-27 | 2009-12-03 | Ameringer Greg E | NGL Extraction From Natural Gas |
US8584488B2 (en) * | 2008-08-06 | 2013-11-19 | Ortloff Engineers, Ltd. | Liquefied natural gas production |
US20100050688A1 (en) * | 2008-09-03 | 2010-03-04 | Ameringer Greg E | NGL Extraction from Liquefied Natural Gas |
US9080811B2 (en) * | 2009-02-17 | 2015-07-14 | Ortloff Engineers, Ltd | Hydrocarbon gas processing |
US9939195B2 (en) * | 2009-02-17 | 2018-04-10 | Ortloff Engineers, Ltd. | Hydrocarbon gas processing including a single equipment item processing assembly |
EA022672B1 (ru) * | 2009-02-17 | 2016-02-29 | Ортлофф Инджинирс, Лтд. | Обработка углеводородного газа |
US9052136B2 (en) * | 2010-03-31 | 2015-06-09 | Ortloff Engineers, Ltd. | Hydrocarbon gas processing |
US8881549B2 (en) * | 2009-02-17 | 2014-11-11 | Ortloff Engineers, Ltd. | Hydrocarbon gas processing |
US9074814B2 (en) * | 2010-03-31 | 2015-07-07 | Ortloff Engineers, Ltd. | Hydrocarbon gas processing |
US9933207B2 (en) * | 2009-02-17 | 2018-04-03 | Ortloff Engineers, Ltd. | Hydrocarbon gas processing |
US9052137B2 (en) | 2009-02-17 | 2015-06-09 | Ortloff Engineers, Ltd. | Hydrocarbon gas processing |
US8434325B2 (en) | 2009-05-15 | 2013-05-07 | Ortloff Engineers, Ltd. | Liquefied natural gas and hydrocarbon gas processing |
US20100287982A1 (en) * | 2009-05-15 | 2010-11-18 | Ortloff Engineers, Ltd. | Liquefied Natural Gas and Hydrocarbon Gas Processing |
DE102009023569A1 (de) | 2009-06-02 | 2010-12-09 | Linde Aktiengesellschaft | Verfahren zum Abtrennen schwerer Kohlenwasserstoffe |
JP5785539B2 (ja) * | 2009-06-11 | 2015-09-30 | オートロフ・エンジニアーズ・リミテッド | 炭化水素ガス処理 |
US20110067443A1 (en) * | 2009-09-21 | 2011-03-24 | Ortloff Engineers, Ltd. | Hydrocarbon Gas Processing |
US9021832B2 (en) | 2010-01-14 | 2015-05-05 | Ortloff Engineers, Ltd. | Hydrocarbon gas processing |
US9068774B2 (en) * | 2010-03-31 | 2015-06-30 | Ortloff Engineers, Ltd. | Hydrocarbon gas processing |
US9057558B2 (en) * | 2010-03-31 | 2015-06-16 | Ortloff Engineers, Ltd. | Hydrocarbon gas processing including a single equipment item processing assembly |
US10113127B2 (en) | 2010-04-16 | 2018-10-30 | Black & Veatch Holding Company | Process for separating nitrogen from a natural gas stream with nitrogen stripping in the production of liquefied natural gas |
GB201007196D0 (en) * | 2010-04-30 | 2010-06-16 | Compactgtl Plc | Gas-to-liquid technology |
AU2011261670B2 (en) | 2010-06-03 | 2014-08-21 | Uop Llc | Hydrocarbon gas processing |
US20120085128A1 (en) * | 2010-10-07 | 2012-04-12 | Rajeev Nanda | Method for Recovery of Propane and Heavier Hydrocarbons |
US9777960B2 (en) | 2010-12-01 | 2017-10-03 | Black & Veatch Holding Company | NGL recovery from natural gas using a mixed refrigerant |
US10451344B2 (en) | 2010-12-23 | 2019-10-22 | Fluor Technologies Corporation | Ethane recovery and ethane rejection methods and configurations |
AU2011349713B2 (en) | 2010-12-23 | 2015-04-09 | Fluor Technologies Corporation | Ethane recovery and ethane rejection methods and configurations |
US10852060B2 (en) | 2011-04-08 | 2020-12-01 | Pilot Energy Solutions, Llc | Single-unit gas separation process having expanded, post-separation vent stream |
US10139157B2 (en) | 2012-02-22 | 2018-11-27 | Black & Veatch Holding Company | NGL recovery from natural gas using a mixed refrigerant |
US20140026615A1 (en) * | 2012-07-26 | 2014-01-30 | Fluor Technologies Corporation | Configurations and methods for deep feed gas hydrocarbon dewpointing |
US9581385B2 (en) | 2013-05-15 | 2017-02-28 | Linde Engineering North America Inc. | Methods for separating hydrocarbon gases |
WO2015038288A1 (en) | 2013-09-11 | 2015-03-19 | Ortloff Engineers, Ltd. | Hydrocarbon processing |
SG11201600806UA (en) | 2013-09-11 | 2016-03-30 | Ortloff Engineers Ltd | Hydrocarbon gas processing |
KR102099798B1 (ko) | 2013-09-11 | 2020-04-13 | 유오피 엘엘씨 | 탄화수소 가스 처리 |
US10563913B2 (en) | 2013-11-15 | 2020-02-18 | Black & Veatch Holding Company | Systems and methods for hydrocarbon refrigeration with a mixed refrigerant cycle |
RU2613847C2 (ru) | 2013-12-20 | 2017-03-21 | ООО "Аби Девелопмент" | Выявление китайской, японской и корейской письменности |
RU2665239C2 (ru) | 2014-01-15 | 2018-08-28 | Общество с ограниченной ответственностью "Аби Продакшн" | Автоматическое извлечение именованных сущностей из текста |
RU2640322C2 (ru) | 2014-01-30 | 2017-12-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Аби Девелопмент" | Способы и системы эффективного автоматического распознавания символов |
RU2648638C2 (ru) | 2014-01-30 | 2018-03-26 | Общество с ограниченной ответственностью "Аби Девелопмент" | Способы и системы эффективного автоматического распознавания символов, использующие множество кластеров эталонов символов |
US9574822B2 (en) | 2014-03-17 | 2017-02-21 | Black & Veatch Corporation | Liquefied natural gas facility employing an optimized mixed refrigerant system |
CA2946599A1 (en) * | 2014-05-09 | 2015-11-12 | Siluria Technologies, Inc. | Fischer-tropsch based gas to liquids systems and methods |
US10808999B2 (en) * | 2014-09-30 | 2020-10-20 | Dow Global Technologies Llc | Process for increasing ethylene and propylene yield from a propylene plant |
US9589185B2 (en) | 2014-12-10 | 2017-03-07 | Abbyy Development Llc | Symbol recognition using decision forests |
US10006701B2 (en) | 2016-01-05 | 2018-06-26 | Fluor Technologies Corporation | Ethane recovery or ethane rejection operation |
US10330382B2 (en) | 2016-05-18 | 2019-06-25 | Fluor Technologies Corporation | Systems and methods for LNG production with propane and ethane recovery |
US10551118B2 (en) | 2016-08-26 | 2020-02-04 | Ortloff Engineers, Ltd. | Hydrocarbon gas processing |
US10533794B2 (en) * | 2016-08-26 | 2020-01-14 | Ortloff Engineers, Ltd. | Hydrocarbon gas processing |
US10551119B2 (en) | 2016-08-26 | 2020-02-04 | Ortloff Engineers, Ltd. | Hydrocarbon gas processing |
WO2018049128A1 (en) | 2016-09-09 | 2018-03-15 | Fluor Technologies Corporation | Methods and configuration for retrofitting ngl plant for high ethane recovery |
FR3056223B1 (fr) * | 2016-09-20 | 2020-05-01 | L'air Liquide, Societe Anonyme Pour L'etude Et L'exploitation Des Procedes Georges Claude | Procede de purification de gaz naturel a liquefier |
FR3066491B1 (fr) * | 2017-05-18 | 2019-07-12 | Technip France | Procede de recuperation d'un courant d'hydrocarbures en c2+ dans un gaz residuel de raffinerie et installation associee |
US11660567B2 (en) | 2017-05-24 | 2023-05-30 | Basf Corporation | Gas dehydration with mixed adsorbent/desiccant beds |
US11543180B2 (en) | 2017-06-01 | 2023-01-03 | Uop Llc | Hydrocarbon gas processing |
US11428465B2 (en) | 2017-06-01 | 2022-08-30 | Uop Llc | Hydrocarbon gas processing |
US11473837B2 (en) | 2018-08-31 | 2022-10-18 | Uop Llc | Gas subcooled process conversion to recycle split vapor for recovery of ethane and propane |
MY195957A (en) | 2019-03-11 | 2023-02-27 | Uop Llc | Hydrocarbon Gas Processing |
US11643604B2 (en) | 2019-10-18 | 2023-05-09 | Uop Llc | Hydrocarbon gas processing |
CN112760133B (zh) * | 2019-11-04 | 2022-02-22 | 中国石化工程建设有限公司 | 一种油气回收的方法和装置 |
JP7390860B2 (ja) * | 2019-11-05 | 2023-12-04 | 東洋エンジニアリング株式会社 | 炭化水素の分離方法及び分離装置 |
Family Cites Families (19)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4171964A (en) * | 1976-06-21 | 1979-10-23 | The Ortloff Corporation | Hydrocarbon gas processing |
US4157904A (en) * | 1976-08-09 | 1979-06-12 | The Ortloff Corporation | Hydrocarbon gas processing |
US4251249A (en) * | 1977-01-19 | 1981-02-17 | The Randall Corporation | Low temperature process for separating propane and heavier hydrocarbons from a natural gas stream |
US4278457A (en) * | 1977-07-14 | 1981-07-14 | Ortloff Corporation | Hydrocarbon gas processing |
USRE33408E (en) * | 1983-09-29 | 1990-10-30 | Exxon Production Research Company | Process for LPG recovery |
US4507133A (en) * | 1983-09-29 | 1985-03-26 | Exxon Production Research Co. | Process for LPG recovery |
US4519824A (en) * | 1983-11-07 | 1985-05-28 | The Randall Corporation | Hydrocarbon gas separation |
FR2571129B1 (fr) * | 1984-09-28 | 1988-01-29 | Technip Cie | Procede et installation de fractionnement cryogenique de charges gazeuses |
US4617039A (en) * | 1984-11-19 | 1986-10-14 | Pro-Quip Corporation | Separating hydrocarbon gases |
FR2578637B1 (fr) * | 1985-03-05 | 1987-06-26 | Technip Cie | Procede de fractionnement de charges gazeuses et installation pour l'execution de ce procede |
DE3531307A1 (de) * | 1985-09-02 | 1987-03-05 | Linde Ag | Verfahren zur abtrennung von c(pfeil abwaerts)2(pfeil abwaerts)(pfeil abwaerts)+(pfeil abwaerts)-kohlenwasserstoffen aus erdgas |
US4687499A (en) * | 1986-04-01 | 1987-08-18 | Mcdermott International Inc. | Process for separating hydrocarbon gas constituents |
US4710214A (en) * | 1986-12-19 | 1987-12-01 | The M. W. Kellogg Company | Process for separation of hydrocarbon gases |
US4854955A (en) * | 1988-05-17 | 1989-08-08 | Elcor Corporation | Hydrocarbon gas processing |
US4869740A (en) * | 1988-05-17 | 1989-09-26 | Elcor Corporation | Hydrocarbon gas processing |
US4851020A (en) * | 1988-11-21 | 1989-07-25 | Mcdermott International, Inc. | Ethane recovery system |
US4889545A (en) * | 1988-11-21 | 1989-12-26 | Elcor Corporation | Hydrocarbon gas processing |
US4895584A (en) * | 1989-01-12 | 1990-01-23 | Pro-Quip Corporation | Process for C2 recovery |
US5275005A (en) * | 1992-12-01 | 1994-01-04 | Elcor Corporation | Gas processing |
-
1996
- 1996-05-06 BR BR9609099A patent/BR9609099A/pt not_active Application Discontinuation
- 1996-05-06 WO PCT/US1996/006479 patent/WO1996040604A1/en active Application Filing
- 1996-05-06 CA CA002223042A patent/CA2223042C/en not_active Expired - Lifetime
- 1996-05-06 RU RU98100265A patent/RU2144556C1/ru not_active IP Right Cessation
- 1996-05-13 IN IN866CA1996 patent/IN189394B/en unknown
- 1996-06-06 AR ARP960103012A patent/AR002372A1/es unknown
- 1996-06-07 MY MYPI96002308A patent/MY137280A/en unknown
- 1996-06-08 EG EG51796A patent/EG21460A/xx active
- 1996-08-13 US US08/696,114 patent/US5771712A/en not_active Expired - Lifetime
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU98100265A (ru) | Способ разделения газового потока и устройство для его осуществления (варианты) | |
KR101512208B1 (ko) | 응축물과 원유를 포함한 공급물을 이용하는 올레핀 제조 | |
US7744747B2 (en) | Olefin production utilizing whole crude oil/condensate feedstock with a partitioned vaporization unit | |
US7396449B2 (en) | Olefin production utilizing condensate feedstock | |
US7172686B1 (en) | Method of increasing distillates yield in crude oil distillation | |
US4596588A (en) | Selected methods of reflux-hydrocarbon gas separation process | |
US3160578A (en) | Submerged combustion distillation | |
TW350021B (en) | Process and apparatus for hydrocarbon gas processing | |
GB2253689A (en) | Separating a multi-component feed stream using distillation and a controlled freezing zone | |
KR950032586A (ko) | 수소화 변환 반응기 유출물류로부터 산물을 회수하는 방법 및 장치 | |
JP2006520784A (ja) | エチレン回収における分配型蒸留の低資本実装 | |
US5962763A (en) | Atmospheric distillation of hydrocarbons-containing liquid streams | |
US3362175A (en) | Method of fractionating natural gas feed by preheating feed with fractionator overhead | |
SU1528784A1 (ru) | Способ переработки газового конденсата | |
US5223152A (en) | Recovered oil dewatering process and apparatus with water vaporizing in blowdown drum | |
JPS5959787A (ja) | コ−ルタ−ルの脱水処理方法 | |
JPS57164183A (en) | Preparation of heat medium mixture | |
JPS58214302A (ja) | 多成分液の分離方法 | |
US4737264A (en) | Heavy oil distillation system | |
US2498177A (en) | Deethanizing rich oil | |
RU2175260C2 (ru) | Способ разделения углеводородного сырья | |
US1976212A (en) | Combined stabilization and absorption process | |
US9511935B2 (en) | Cascading processor | |
RU2324723C1 (ru) | Способ стабилизации конденсата с получением растворителя и керосиногазойлевой фракции и установка для его осуществления | |
JPS5825394B2 (ja) | 石油留分から軽質成分を除去する方法 |