RU2168683C2 - Способ выделения сжиженных углеводородов из природного газа - Google Patents
Способ выделения сжиженных углеводородов из природного газа Download PDFInfo
- Publication number
- RU2168683C2 RU2168683C2 RU99112833A RU99112833A RU2168683C2 RU 2168683 C2 RU2168683 C2 RU 2168683C2 RU 99112833 A RU99112833 A RU 99112833A RU 99112833 A RU99112833 A RU 99112833A RU 2168683 C2 RU2168683 C2 RU 2168683C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- natural gas
- vortex tube
- stream
- flow
- separation
- Prior art date
Links
Landscapes
- Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)
Abstract
Исходный сжатый природный газ предварительно разделяется на два потока - основной и вспомогательный, каждый из которых индивидуально подвергается вихревому энергоразделению. При этом основной поток высокого давления после предварительного охлаждения расширяется в охлаждаемой обратным потоком газа низкого давления вихревой трубе, для которой доля холодного потока равна 1. Вспомогательный поток, имеющий температуру Т = 270-300 К, расширяется в делящей вихревой трубе с долей холодного потока <1, причем холодный поток используется для дополнительного охлаждения основного потока природного газа высокого давления в одном из переключающихся теплообменников-вымораживателей. Горячий поток с выхода делящей вихревой трубы подается на отогрев теплообменника-вымораживателя, не используемого в данный момент в работе. Использование изобретения позволит повысить эффективность выделения сжиженных углеводородов из природного газа. 2 з.п.ф-лы, 1 ил.
Description
Изобретение относится к криогенной технике, а именно к способу выделения из природного газа сжиженных углеводородных газов, например пропанбутановых фракций.
Известны способы низкотемпературной сепарации природного газа, в которых газ дросселируется, вследствие понижения его температуры происходит конденсация части углеводородов и отделение их от газа /1/. Однако снижение температуры при этом недостаточно велико и не обеспечивает необходимой степени извлечения конденсата.
Для выделения сжиженных углеводородов из природного газа и очистки его от сернистых соединений используются циклы с предварительной осушкой газа, охлаждением его в теплообменнике и последующим расширением его в делящей вихревой трубе /2/ - прототип.
При этом холодный поток из вихревой трубы направляется в сепаратор, где происходит отделение образовавшейся жидкой фазы, и далее - в теплообменник для охлаждения прямого потока сжатого газа. Горячий поток выводится из системы.
Способ обладает рядом достоинств (низкая стоимость, простота реализации и регулировки параметров процесса, повышение на 20...40% выхода углеводородного конденсата по сравнению с чисто дроссельными циклами за счет получения более низких температур), но характеризуется недостаточно высоким коэффициентом извлечения высших углеводородов из природного газа. Отмеченное обстоятельство связано с принципиальными особенностями работы делящей вихревой трубы.
Сжатый природный газ поступает на вход вихревой трубы достаточно охлажденным (парциальные давления многих тяжелых углеводородов практически равны давлениям насыщения), поэтому при его расширении в вихревой трубе протекает процесс образования жидкой фазы. Наличие в вихревой трубе сильного поля центробежных сил, обусловленное высокими тангенциальными скоростями, близкими к звуковым в периферийном вихре, и скачкообразный характер фазового перехода паров углеводородов в капли жидкости приводят к тому, что образовавшиеся в этой зоне капли тяжелых углеводородов отбрасываются центробежными силами на периферию и образуют пленку жидкости на станке камеры энергоразделения.
Вместе с нагретыми периферийными слоями вихря данная пленка, постепенно испаряясь, движется по направлению к "горячему" концу вихревой трубы и, в конечном итоге, выносится вместе с горячим потоком из вихревой трубы.
Таким образом, использование делящей вихревой трубы, для которой доля холодного потока всегда меньше единицы, на низком температурном уровне (Т<250 К) неизбежно приводит к потерям уже сконденсировавшихся углеводородов с горячим потоком, выводимым из системы.
Еще одним недостатком указанного способа является наличие объемных и дорогих блоков адсорбционной осушки природного газа, необходимых для предотвращения периодической забивки теплообменников в процессе их эксплуатации кристаллогидратами углеводородов, содержащихся в природном газе.
На практике установки для извлечения сжиженных углеводородов из природного газа реализуются в виде двух параллельных линий блоков осушки с периодическим переключением с одной на другую. Это позволяет одну из них эксплуатировать, а вторую - регенерировать. В последнем случае отогрев осуществляется за счет внешнего источника теплого газа.
Им может быть, например, инертный газ (азот), для чего необходимо дополнительное дорогостоящее оборудование, а также значительная энергия на его подогрев, так как адсорбент необходимо нагреть до температуры 200...350oC и выдерживать в течение нескольких часов.
Все это приводит к удорожанию себестоимости получаемого продукта.
Целью изобретения является повышение эффективности выделения сжиженных углеводородов из природного газа.
Данная цель достигается тем, что исходный сжатый природный газ предварительно разделяется на два потока - основной и вспомогательный, каждый из которых индивидуально подвергается вихревому энергоразделению. При этом основной поток высокого давления после предварительного охлаждения расширяется в охлаждаемой обратным потоком газа низкого давления вихревой трубе, для которой доля холодного потока равна 1. Вспомогательный поток, имеющий температуру Т= 270...300 К, расширяется в делящей вихревой трубе с долей холодного потока < 1, причем холодный поток используется для дополнительного охлаждения основного потока природного газа высокого давления в одном из переключающихся рекуперативных теплообменников-вымораживателях. Горячий поток с выхода делящей вихревой трубы подается на отогрев теплообменника-вымораживателя, не используемого в данный момент в работе.
Принципиальная схема установки для реализации предлагаемого способа приведена на чертеже.
Природный газ высокого давления, разделяясь на два потока, поступает, соответственно, в один из предварительных теплообменников-вымораживателей 1 и на вход делящей вихревой трубы 2, где в результате вихревого эффекта происходит разделение входного потока на две части - холодную и горячую. При этом в каждый момент времени эксплуатируется только один из предварительных теплообменников 1 (например, правый).
Холодный поток газа низкого давления с выхода делящей вихревой трубы противотоком направляется в один из задействованных в работе предварительных теплообменников 1, а горячий - поступает на отогрев второго параллельно установленного теплообменника 1, не используемого в данный момент в работе установки.
Охлажденный в предварительном теплообменнике газ высокого давления проходит через рекуперативный теплообменник 3, где его температура дополнительно понижается за счет теплообмена с обратным потоком несконденсировавшегося газа низкого давления, и далее поступает на вход охлаждаемой вихревой трубы 4. В результате протекания в ней процесса энергоразделения и отвода тепла от нагретых периферийных слоев внешним охлаждающим агентом, температура природного газа падает, причем заметно больше, чем при простом адиабатном расширении. При этом весь выходящий из охлаждаемой вихревой трубы поток является холодным (доля холодного потока равна 1) и, следовательно, вся образующаяся жидкая фаза попадает в конденсатосборник 5.
В нем жидкая фаза отделяется от паровой и выводится из установки, а несконденсировавшийся газ направляется последовательно в теплообменник 3, охлаждающую рубашку охлаждаемой вихревой трубы 4 и теплообменник 1 для охлаждения прямого потока газа высокого давления.
Для дополнительного повышения холодопроизводительности делящая вихревая труба 2 выполнена охлаждаемой, а в качестве хладагента используется газ низкого давления, подаваемый с выхода предварительного теплообменника 1.
Температура горячего потока газа низкого давления на выходе из охлаждаемой делящей ВТ на 30...35oC превышает температуру газа на входе в вихревую трубу. Данное обстоятельство позволяет параллельно с выделением тяжелых углеводородов из природного газа с большой эффективностью использовать горячий поток вихревой трубы для отогрева теплообменников, не эксплуатируемых в данный момент. В результате существенно повышается надежность работы установки.
Для охлаждаемой вихревой трубы доля холодного потока равна единице, и, следовательно, ее применение на низком температурном уровне (Т < 250 К) позволяет отвести все сконденсировавшиеся в ней фракции тяжелых углеводородов в конденсатосборник и после отделения вывести из установки. Включение делящей охлаждаемой вихревой трубы на высоком температурном уровне (Т=270...300 К) в контур в качестве источника дополнительной холодопроизводительности дает возможность регулировать температуру газа, поступающего на вход охлаждаемой вихревой трубы. В свою очередь, это позволяет изменять температурный режим ее работы таким образом, чтобы максимально эффективно извлекать из природного газа пропан-бутановые фракции требуемого состава.
Для подтверждения возможности осуществления изобретения ниже приводится его расчетное обоснование.
Уравнение теплового баланса работы делящей охлаждаемой вихревой трубы в расчете на 1 кг сжатого газа имеет вид:
iвх = μ•iх+(1-μ)•iг+Q1, (1)
где iвх - энтальпия потока природного газа на входе в вихревую трубу, кДж/кг;
iх - энтальпия потока ПГ на выходе холодного конца вихревой трубы, кДж/кг;
ir - энтальпия потока ПГ на выходе горячего конца вихревой трубы, кДж/кг;
Q1 - удельный тепловой поток, отводимый от вихревой трубы охлаждающим газом, кДж/кг.
iвх = μ•iх+(1-μ)•iг+Q1, (1)
где iвх - энтальпия потока природного газа на входе в вихревую трубу, кДж/кг;
iх - энтальпия потока ПГ на выходе холодного конца вихревой трубы, кДж/кг;
ir - энтальпия потока ПГ на выходе горячего конца вихревой трубы, кДж/кг;
Q1 - удельный тепловой поток, отводимый от вихревой трубы охлаждающим газом, кДж/кг.
Q1 = (iвт-iто)•[Φ/(1-Φ)-k],
где iвт - энтальпия потока природного газа низкого давления на выходе из рубашки охлаждения делящей ВТ, кДж/кг;
iто - энтальпия потока природного газа низкого давления на входе в рубашку охлаждения делящей ВТ (на выходе из предварительного теплообменника), кДж/кг;
k - отношение массового расхода образующейся жидкости к массовому расходу природного газа на входе в установку;
Φ - отношение массового расхода потока природного газа, направляемого в охлаждаемую вихревую трубу на выделение тяжелых углеводородов, к массовому расходу природного газа на входе в установку.
где iвт - энтальпия потока природного газа низкого давления на выходе из рубашки охлаждения делящей ВТ, кДж/кг;
iто - энтальпия потока природного газа низкого давления на входе в рубашку охлаждения делящей ВТ (на выходе из предварительного теплообменника), кДж/кг;
k - отношение массового расхода образующейся жидкости к массовому расходу природного газа на входе в установку;
Φ - отношение массового расхода потока природного газа, направляемого в охлаждаемую вихревую трубу на выделение тяжелых углеводородов, к массовому расходу природного газа на входе в установку.
Уравнение теплового баланса работы охлаждаемой вихревой трубы в расчете на 1 кг сжатого газа имеет вид:
iовх = iох + Q2, (2)
где iовх - энтальпия потока природного газа высокого давления на входе в охлаждаемую вихревую трубу, кДж/кг;
iох - энтальпия потока ПГ низкого давления на выходе охлаждаемой вихревой трубы, кДж/кг;
Q2 - удельный тепловой поток, отводимый от охлаждаемой вихревой трубы охлаждающим газом, кДж/кг.
iовх = iох + Q2, (2)
где iовх - энтальпия потока природного газа высокого давления на входе в охлаждаемую вихревую трубу, кДж/кг;
iох - энтальпия потока ПГ низкого давления на выходе охлаждаемой вихревой трубы, кДж/кг;
Q2 - удельный тепловой поток, отводимый от охлаждаемой вихревой трубы охлаждающим газом, кДж/кг.
Q2 = (iовт-is)•(1-k/Φ),
где iовт - энтальпия потока ПГ низкого давления на выходе из рубашки охлаждения охлаждаемой вихревой трубы, кДж/кг,
is - энтальпия потока ПГ низкого давления на входе в рубашку охлаждения охлаждаемой вихревой трубы, кДж/кг.
где iовт - энтальпия потока ПГ низкого давления на выходе из рубашки охлаждения охлаждаемой вихревой трубы, кДж/кг,
is - энтальпия потока ПГ низкого давления на входе в рубашку охлаждения охлаждаемой вихревой трубы, кДж/кг.
Уравнение теплового баланса предварительного теплообменника-вымораживателя:
где iт1 - энтальпия потока ПГ высокого давления на выходе из предварительного теплообменника, кДж/кг;
iто1 - энтальпия потока ПГ низкого давления на входе в предварительный теплообменник, кДж/кг.
где iт1 - энтальпия потока ПГ высокого давления на выходе из предварительного теплообменника, кДж/кг;
iто1 - энтальпия потока ПГ низкого давления на входе в предварительный теплообменник, кДж/кг.
Уравнение теплового баланса рекуперативного теплообменника:
iт1-iт2 = (iто1-iовт)•(1-k/Φ),
где iт2 - энтальпия потока ПГ высокого давления на выходе из рекуперативного теплообменника, кДж/кг.
iт1-iт2 = (iто1-iовт)•(1-k/Φ),
где iт2 - энтальпия потока ПГ высокого давления на выходе из рекуперативного теплообменника, кДж/кг.
В качестве примера будем рассматривать природный конкретного состава с технологическими параметрами, характерными для условий ГРС:
Содержание компонент (объемные %):
Метан - 90,0
Этан - 2,0
Пропан - 3,0
Бутан - 2,0
Азот - 2,0
Углекислый газ - 1,0.
Содержание компонент (объемные %):
Метан - 90,0
Этан - 2,0
Пропан - 3,0
Бутан - 2,0
Азот - 2,0
Углекислый газ - 1,0.
Влагосодержание - 0,1 г/нм3;
Входная температура - 274 К;
Входное давление - 3,3 МПа;
Выходное давление - 0,4 МПа;
Недорекуперации на выходе из предварительного теплообменника - 5oC.
Входная температура - 274 К;
Входное давление - 3,3 МПа;
Выходное давление - 0,4 МПа;
Недорекуперации на выходе из предварительного теплообменника - 5oC.
Количество углеводородов, извлекаемых из природного газа, будет определяться состоянием равновесия жидкой и газообразной фаз компонент, содержащихся в природном газе, при давлении и температуре, которые имеет двухфазный поток на выходе из охлаждаемой вихревой трубы.
Расчеты, проведенные по константам фазового равновесия для веществ, входящих в состав ПГ, при принятых концентрациях дают следующие результаты:
Температура газа - 183 К (-90oC), давление - 0,4 МПа:
- степень извлечения бутана -99,0%;
- степень извлечения пропана - 70,7%.
Температура газа - 183 К (-90oC), давление - 0,4 МПа:
- степень извлечения бутана -99,0%;
- степень извлечения пропана - 70,7%.
Указанное значение температуры холодного потока на выходе охлаждаемой вихревой трубы достигается при величине отношения расхода основного потока, направляемого на извлечение тяжелых углеводородов, к расходу потока на входе в установку, равной 0,82.
Соответственно значение доли потока, подаваемого на делящую вихревую трубу, в расчете на входной поток составит 0,18.
Температура горячего потока на выходе делящей ВТ будет равна 306 К, что вполне достаточно, чтобы за 1,0...1,5 часа отогреть до температуры окружающей среды теплообменный аппарат массой 2000 кг.
Таким образом, приведенные результаты показывают принципиальную возможность реализации предлагаемого способа. При этом, изменяя соотношение потоков, направляемых на ОВТ и делящую ВТ, можно регулировать температуру, при которой образуется жидкая фаза углеводородов, а следовательно, и выход того или иного вещества.
Литература
1. Мартынов А. В. , Бродянский В. М. Что такое вихревая труба. - М.: Энергия, 1976, с. 138-144.
1. Мартынов А. В. , Бродянский В. М. Что такое вихревая труба. - М.: Энергия, 1976, с. 138-144.
2. Жидков М. А. и др. Низкотемпературная очистка природного газа. // Известия Академии наук Эстонской ССР, 1980, т. 29, N 3, с. 221-223.1
Claims (3)
1. Способ выделения сжиженных углеводородов из природного газа, включающий предварительную осушку газа, расширение его в вихревой трубе и разделение образующейся парожидкостной смеси в конденсатосборнике с рекуперативной утилизацией холода обратного потока газа низкого давления для предварительного охлаждения прямого потока газа высокого давления, поступающего на вход вихревой трубы, отличающийся тем, что исходный сжатый природный газ предварительно разделяется на два потока - основной и вспомогательный, каждый из которых индивидуально подвергается вихревому энергоразделению, основной - в охлаждаемой обратным потоком газа низкого давления вихревой трубе, для которой доля холодного потока равна 1, а вспомогательный - в делящей вихревой трубе с долей холодного потока <1, холодный поток которой используется для дополнительного охлаждения основного потока природного газа высокого давления в одном из переключающихся рекуперативных теплообменников-вымораживателей.
2. Способ выделения сжиженных углеводородов из природного газа по п.1, отличающийся тем, что горячий поток с выхода делящей вихревой трубы подается на отогрев теплообменника-вымораживателя, не используемого в данный момент в работе.
3. Способ выделения сжиженных углеводородов из природного газа по п.1, отличающийся тем, что делящая вихревая труба выполнена охлаждаемой, а в качестве охлаждающего агента используется газ низкого давления с выхода предварительного теплообменника.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU99112833A RU2168683C2 (ru) | 1999-06-15 | 1999-06-15 | Способ выделения сжиженных углеводородов из природного газа |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU99112833A RU2168683C2 (ru) | 1999-06-15 | 1999-06-15 | Способ выделения сжиженных углеводородов из природного газа |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2168683C2 true RU2168683C2 (ru) | 2001-06-10 |
Family
ID=20221316
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU99112833A RU2168683C2 (ru) | 1999-06-15 | 1999-06-15 | Способ выделения сжиженных углеводородов из природного газа |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2168683C2 (ru) |
Cited By (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2215249C2 (ru) * | 2001-04-23 | 2003-10-27 | Белостоцкий Юрий Григорьевич | Способ работы ожижителя газа |
| RU2216698C2 (ru) * | 2001-10-19 | 2003-11-20 | Сериков Чингиз Тохтарович | Способ выделения кислых компонентов из природного и попутного нефтяного газа |
| RU2254526C2 (ru) * | 2002-08-30 | 2005-06-20 | Белостоцкий Юрий Григорьевич | Способ работы вихревого ожижающего устройства и вихревое ожижающее устройство |
| RU2265167C2 (ru) * | 2003-04-22 | 2005-11-27 | Белостоцкий Юрий Григорьевич | Способ работы ожижающего устройства и ожижающее устройство |
| RU2413579C1 (ru) * | 2009-11-11 | 2011-03-10 | Евгений Павлович Шелудяков | Система неадиабатных вихревых труб для извлечения этана, пропан-бутана и конденсата из больших объемов природного газа |
| RU2429434C1 (ru) * | 2010-03-04 | 2011-09-20 | ООО "Газпром трансгаз Санкт-Петербург" | Способ сжижения природного газа |
| RU2576738C1 (ru) * | 2014-11-14 | 2016-03-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ЭНГО Инжиниринг" | Способ очистки природного газа и устройство для его осуществления |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4026120A (en) * | 1976-04-19 | 1977-05-31 | Halliburton Company | Natural gas thermal extraction process and apparatus |
| WO1993016338A1 (en) * | 1992-02-17 | 1993-08-19 | Craze David J | A process for extracting vapor from a gas stream |
| RU2103620C1 (ru) * | 1996-03-01 | 1998-01-27 | Валерий Емельянович Финько | Установка сжижения |
| RU2127855C1 (ru) * | 1997-04-10 | 1999-03-20 | Закрытое акционерное общество "Сигма-Газ" | Способ ожижения природного газа |
| US5911740A (en) * | 1997-11-21 | 1999-06-15 | Universal Vortex, Inc. | Method of heat transfer enhancement in a vortex tube |
-
1999
- 1999-06-15 RU RU99112833A patent/RU2168683C2/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4026120A (en) * | 1976-04-19 | 1977-05-31 | Halliburton Company | Natural gas thermal extraction process and apparatus |
| WO1993016338A1 (en) * | 1992-02-17 | 1993-08-19 | Craze David J | A process for extracting vapor from a gas stream |
| RU2103620C1 (ru) * | 1996-03-01 | 1998-01-27 | Валерий Емельянович Финько | Установка сжижения |
| RU2127855C1 (ru) * | 1997-04-10 | 1999-03-20 | Закрытое акционерное общество "Сигма-Газ" | Способ ожижения природного газа |
| US5911740A (en) * | 1997-11-21 | 1999-06-15 | Universal Vortex, Inc. | Method of heat transfer enhancement in a vortex tube |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| СТЕПАНОВ И. И др. Низкотемпературная очистка природного газа. - Известия академии наук Эстонской ССР, т.29, Химия, 1980, № 3, с.221-223. * |
Cited By (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2215249C2 (ru) * | 2001-04-23 | 2003-10-27 | Белостоцкий Юрий Григорьевич | Способ работы ожижителя газа |
| RU2216698C2 (ru) * | 2001-10-19 | 2003-11-20 | Сериков Чингиз Тохтарович | Способ выделения кислых компонентов из природного и попутного нефтяного газа |
| RU2254526C2 (ru) * | 2002-08-30 | 2005-06-20 | Белостоцкий Юрий Григорьевич | Способ работы вихревого ожижающего устройства и вихревое ожижающее устройство |
| RU2265167C2 (ru) * | 2003-04-22 | 2005-11-27 | Белостоцкий Юрий Григорьевич | Способ работы ожижающего устройства и ожижающее устройство |
| RU2413579C1 (ru) * | 2009-11-11 | 2011-03-10 | Евгений Павлович Шелудяков | Система неадиабатных вихревых труб для извлечения этана, пропан-бутана и конденсата из больших объемов природного газа |
| RU2429434C1 (ru) * | 2010-03-04 | 2011-09-20 | ООО "Газпром трансгаз Санкт-Петербург" | Способ сжижения природного газа |
| RU2576738C1 (ru) * | 2014-11-14 | 2016-03-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ЭНГО Инжиниринг" | Способ очистки природного газа и устройство для его осуществления |
| RU2576738C9 (ru) * | 2014-11-14 | 2016-05-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ЭНГО Инжиниринг" | Способ переработки природного газа и устройство для его осуществления |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US3205669A (en) | Recovery of natural gas liquids, helium concentrate, and pure nitrogen | |
| Knapik et al. | Cryogenic liquefaction and separation of CO2 using nitrogen removal unit cold energy | |
| US6578379B2 (en) | Process and installation for separation of a gas mixture containing methane by distillation | |
| KR100356093B1 (ko) | 천연가스의액화방법및장치 | |
| AU701090B2 (en) | Method and installation for the liquefaction of natural gas | |
| US4977745A (en) | Method for the recovery of low purity carbon dioxide | |
| RU2355960C1 (ru) | Двухступенчатый отвод азота из сжиженного природного газа | |
| US6553784B2 (en) | Comprehensive natural gas processor | |
| RU2215952C2 (ru) | Способ разделения потока многокомпонентного исходного материала под давлением путем использования дистилляции | |
| MXPA01007954A (es) | Aparato y metodo para purificar gas natural mediante separacion criogenica. | |
| US3721099A (en) | Fractional condensation of natural gas | |
| US8528361B2 (en) | Method for enhanced recovery of ethane, olefins, and heavier hydrocarbons from low pressure gas | |
| BG64011B1 (bg) | Методи за втечняване под налягане на газов поток чрез каскадно охлаждане | |
| EA012122B1 (ru) | Способ и установка для сжижения диоксида углерода | |
| SA92130161B1 (ar) | طريقة لإسالة الغاز الطبيعي | |
| CA2250123C (en) | Aromatics and/or heavies removal from a methane-based feed by condensation and stripping | |
| NO310163B1 (no) | Fremgangsmåte og apparat for kondensering av hydrogen | |
| US3808826A (en) | Refrigeration process | |
| AU2025226716A1 (en) | Liquefaction system | |
| RU2317497C2 (ru) | Способ сжижения богатого углеводородами потока с одновременным извлечением c3+-богатой фракции с высоким выходом | |
| RU2168683C2 (ru) | Способ выделения сжиженных углеводородов из природного газа | |
| RU2127855C1 (ru) | Способ ожижения природного газа | |
| RU2168124C2 (ru) | Способ сжижения природного газа | |
| CN107683397B (zh) | 工业气体和烃类气体的液化 | |
| RU2212598C1 (ru) | Способ частичного сжижения природного газа и установка для его реализации |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PD4A | Correction of name of patent owner | ||
| PC41 | Official registration of the transfer of exclusive right |
Effective date: 20120723 |
|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20130616 |