RU2182035C1 - Plant for preparation and processing of hydrocarbon materials of gas-condensate pools - Google Patents
Plant for preparation and processing of hydrocarbon materials of gas-condensate pools Download PDFInfo
- Publication number
- RU2182035C1 RU2182035C1 RU2000130154A RU2000130154A RU2182035C1 RU 2182035 C1 RU2182035 C1 RU 2182035C1 RU 2000130154 A RU2000130154 A RU 2000130154A RU 2000130154 A RU2000130154 A RU 2000130154A RU 2182035 C1 RU2182035 C1 RU 2182035C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- condensate
- installation
- heat exchanger
- unit
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области газовой промышленности и может быть использовано для подготовки и переработки продукции газоконденсатных залежей. The invention relates to the field of the gas industry and can be used for the preparation and processing of products of gas condensate deposits.
Известна установка для подготовки газа (Сбор и промысловая подготовка газа на северных месторождениях России. А.И.Гриценко, В.А.Истомин и др., М.: Недра 1999 г., стр.372-373), включающая сепараторы, теплообменник и трехфазный разделитель. A well-known installation for gas treatment (Collection and field preparation of gas in the northern fields of Russia. A.I. Gritsenko, V.A. Istomin et al., M .: Nedra 1999, pp. 372-373), including separators, heat exchanger and three phase isolator.
Недостатком данной установки является невозможность отделения газообразных углеводородов (метана и этана) от сжижаемых и жидких углеводородов - нестабильного конденсата. The disadvantage of this installation is the inability to separate gaseous hydrocarbons (methane and ethane) from liquefied and liquid hydrocarbons - an unstable condensate.
Известна также установка для подготовки газа (там же, стр.378-379) включающая входной сепаратор, рекуперативный теплообменник, эжектор, низкотемпературный сепаратор, трехфазные разделители первой и второй ступени и дегазатор. A gas treatment plant is also known (ibid., Pp. 378-379) including an inlet separator, a recuperative heat exchanger, an ejector, a low-temperature separator, three-phase separators of the first and second stages and a degasser.
Недостатком данной установки является невозможность отделения газообразных углеводородов (метана и этана) от сжижаемых и жидких углеводородов - нестабильного конденсата. The disadvantage of this installation is the inability to separate gaseous hydrocarbons (methane and ethane) from liquefied and liquid hydrocarbons - an unstable condensate.
Задачей, стоящей при создании изобретения, является создание комплексной безотходной установки промысловой подготовки и переработки продукции газоконденсатных залежей. The challenge facing the creation of the invention is the creation of a comprehensive waste-free installation of field preparation and processing of gas condensate deposits.
Технический результат, на решение которого направлено изобретение, - повышение качества отделения газообразных углеводородов (метана и этана) от сжижаемых и жидких углеводородов (пропан+высшие). The technical result to which the invention is directed is improving the quality of separation of gaseous hydrocarbons (methane and ethane) from liquefied and liquid hydrocarbons (propane + higher).
Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что в известной установке подготовки газа, включающей входной сепаратор, рекуперативный газовый теплообменник, эжектор, низкотемпературный сепаратор, трехфазные разделители первой и второй ступени и дегазатор, в отличие от прототипа, установка дополнительно снабжена последовательно соединенными рекуперативным теплообменником, колонной деэтанизации конденсата, компрессором, аппаратом воздушного охлаждения и рекуперативным газожидкостным теплообменником, вход в рекуперативный теплообменник соединен с выходом конденсата из дегазатора, вход в верхнюю часть колонны деэтанизации конденсата соединен с выходом конденсата из дегазатора, выход рекуперативного газожидкостного теплообменника соединен с входом низкотемпературного сепаратора. The task and technical result are achieved by the fact that in the known gas treatment plant, including an inlet separator, a recuperative gas heat exchanger, an ejector, a low-temperature separator, three-phase separators of the first and second stages and a degasser, in contrast to the prototype, the installation is additionally equipped with a recuperative heat exchanger connected in series condensate deethanization column, compressor, air-cooler and recuperative gas-liquid heat exchanger, recuperator inlet The heat exchanger is connected to the condensate outlet from the degasser, the inlet to the top of the condensate deethanization column is connected to the condensate outlet from the degasser, the outlet of the recuperative gas-liquid heat exchanger is connected to the inlet of the low-temperature separator.
Кроме того, установка снабжена блоком стабилизации конденсата с получением пропан-бутановой фракции (ПБФ) и стабильного конденсата. In addition, the installation is equipped with a condensate stabilization unit to produce a propane-butane fraction (PBP) and stable condensate.
Кроме того, установка снабжена блоком первичной переработки стабильного конденсата с получением бензиновой фракции и дизельного топлива. In addition, the installation is equipped with a primary processing unit for stable condensate to produce a gasoline fraction and diesel fuel.
Кроме того, установка снабжена блоком каталитической переработки бензиновой фракции с получением автомобильного бензина. In addition, the installation is equipped with a catalytic processing unit for the gasoline fraction to produce motor gasoline.
Кроме того, установка снабжена блоком сжижения осушенного природного газа. In addition, the installation is equipped with a unit for liquefying dried natural gas.
Кроме того, установка снабжена блоком каталитической переработки осушенного природного газа с получением жидких углеводородов. In addition, the installation is equipped with a catalytic processing unit for dried natural gas to produce liquid hydrocarbons.
На фиг.1 представлена установка подготовки и переработки углеводородного сырья. На фиг. 2 представлена полная блочная схема установки подготовки и переработки углеводородного сырья. Figure 1 presents the installation of the preparation and processing of hydrocarbons. In FIG. Figure 2 shows the complete block diagram of the installation for the preparation and processing of hydrocarbons.
Представленная на фиг.1 установка включает в себя входной сепаратор 1, последовательно соединенный с рекуперативным газовым теплообменником 2, эжектор 3, низкотемпературный сепаратор 4. Установка снабжена трехфазным разделителем первой ступени 5, трехфазным разделителем второй ступени 6, дегазатором 7, рекуперативным теплообменником 8, колонной деэтанизации конденсата 9. Кроме того, устройство содержит компрессор 10, аппарат воздушного охлаждения 11 и рекуперативный газожидкостной теплообменник 12. The installation shown in Fig. 1 includes an inlet separator 1 connected in series with a recuperative gas heat exchanger 2, an ejector 3, a low-temperature separator 4. The installation is equipped with a three-phase separator of the first stage 5, a three-phase separator of the second stage 6, a degasser 7, a regenerative heat exchanger 8, a column condensate deethanization 9. In addition, the device comprises a compressor 10, an air cooling apparatus 11, and a regenerative gas-liquid heat exchanger 12.
Представленная на фиг.2 полная схема установки включает в себя установку подготовки и переработки углеводородного сырья 13, последовательно соединенную (по выходу деэтанизированного конденсата) с блоком стабилизации деэтанизированного конденсата 14, блоком первичной переработки стабильного конденсата 15, блоком каталитической переработки бензиновой фракции 16. Кроме этого, установка снабжена блоком сжижения осушенного газа 17, соединенного с выходом газа из установки 13, и блоком конверсии и каталитической переработки осушенного газа 18, соединенного с выходом осушенного газа из установки 13. Presented in figure 2, the complete installation diagram includes a unit for the preparation and processing of hydrocarbon
Установка работает следующим образом. Продукция газоконденсатных скважин с давлением до 13 МПа поступает на входной сепаратор 1, где происходит отделение воды и конденсата. Отсепарированный газ охлаждается в рекуперативном газовом теплообменнике 2, дросселируется в эжекторе 3 до давления 7.5 МПа и поступает в низкотемпературный сепаратор 4. Осушенный газ после сепаратора 4 нагревается в рекуперативном газовом теплообменнике 2 и отводится с установки в качестве товарного продукта или направляется на сжижение или переработку. Installation works as follows. Production of gas condensate wells with a pressure of up to 13 MPa goes to the input separator 1, where the separation of water and condensate. The separated gas is cooled in a recuperative gas heat exchanger 2, throttled in an ejector 3 to a pressure of 7.5 MPa and enters a low-temperature separator 4. The dried gas after the separator 4 is heated in a regenerative gas heat exchanger 2 and removed from the unit as a commercial product or sent for liquefaction or processing.
Нестабильный конденсат (НК) из сепаратора 1 дросселируется до давления не ниже 7,6 МПа и поступает в трехфазный разделитель первой ступени 5, из низкотемпературного сепаратора 4 дросселируется до давления не ниже 3,9 МПа и поступает в трехфазный разделитель второй ступени 6. В трехфазных разделителях первой и второй ступеней 5 и 6 происходит отделение от НК водометанольного раствора (BMP) и частичная дегазация НК (за счет дозированного сброса давления после сепараторов). Газ дегазации из трехфазных разделителей первой и второй ступеней 5 и 6 возвращается в линию осушаемого газа: из трехфазного разделителя первой ступени 5 подается в поток газа после эжектора 3 перед низкотемпературным сепаратором 4 под собственным давлением, из трехфазного разделителя второй ступени 6 поступает на эжектор 3 в качестве пассивного газа. Unstable condensate (NK) from the separator 1 is throttled to a pressure of at least 7.6 MPa and enters the three-phase separator of the first stage 5, from the low-temperature separator 4 is throttled to a pressure of at least 3.9 MPa and enters the three-phase separator of the second stage 6. In three-phase separators of the first and second stages 5 and 6 there is a separation from the NK water-methanol solution (BMP) and partial degassing of the NK (due to dosed pressure relief after the separators). Degassing gas from the three-phase separators of the first and second stages 5 and 6 is returned to the dry gas line: from the three-phase separator of the first stage 5 it is supplied to the gas stream after the ejector 3 in front of the low-temperature separator 4 under its own pressure, from the three-phase separator of the second stage 6 it goes to the ejector 3 in quality of passive gas.
Для предотвращения гидратообразования в системах сбора и подготовки газа применяется водометанольный раствор (BMP). Впрыск BMP осуществляется на устья скважин (в случае работы газосборных шлейфов в гидратном режиме), а также перед рекуперативным газовым теплообменником 2. С целью сокращения расхода метанола используется схема рециркуляции BMP из разделителей второй ступени: свежий концентрированный BMP впрыскивается в поток газа перед рекуперативным газовым теплообменником 2 для предотвращения гидратообразования при наиболее низких температурах, а частично отработанный BMP из трехфазного разделителя второй ступени 6 (с достаточно высокой концентрацией метанола) используется вторично - направляется на устья скважин. Во входном сепараторе 1 происходит отделение от потока газа основной массы воды и значительное разбавление BMP. Из трехфазного разделителя первой ступени 5 полностью отработанный BMP (с минимальной концентрацией метанола) отводится с установки на утилизацию. To prevent hydrate formation in gas collection and preparation systems, a water-methanol solution (BMP) is used. BMP injection is carried out at the wellheads (in the case of gas collection plumes in hydrated mode), as well as in front of the regenerative gas heat exchanger 2. In order to reduce methanol consumption, the BMP recirculation circuit from the second stage separators is used: fresh concentrated BMP is injected into the gas stream in front of the regenerative gas heat exchanger 2 to prevent hydrate formation at the lowest temperatures, and partially spent BMP from a three-phase separator of the second stage 6 (with a sufficiently high concentration etanola) is recycled - sent to the wellhead. In the inlet separator 1, the bulk of the water is separated from the gas stream and the BMP is significantly diluted. From the three-phase separator of the first stage 5, the completely exhausted BMP (with a minimum concentration of methanol) is discharged from the unit for disposal.
НК из трехфазных разделителей первой и второй ступеней 5 и 6 объединяется в общем коллекторе, дросселируется до давления не ниже 3,8 МПа и направляется в дегазатор 7. Газ дегазации из дегазатора 7 объединяется с потоком газа дегазации из трехфазного разделителя второй ступени 6 и подается на эжектор 3 в качестве пассивного газа. NK from the three-phase separators of the first and second stages 5 and 6 is combined in a common collector, throttled to a pressure of at least 3.8 MPa and sent to the degasser 7. The degassing gas from the degasser 7 is combined with the degassing gas stream from the three-phase separator of the second stage 6 and is fed to ejector 3 as a passive gas.
Выветренный в дегазаторе 7 конденсат (ВК) делится на два потока. Основной поток ВК (70-80%) нагревается деэтанизированным конденсатом в рекуперативном теплообменнике 8 и подается в среднюю часть колонны деэтанизации 9. Оставшаяся холодная часть ВК (20-30%), минуя рекуперативный теплообменник 8, направляется в верхнюю часть колонны деэтанизации конденсата 9 с целью поддержания температуры верха колонны. Газ деэтанизации с верха колонны деэтанизации конденсата 9 сжимается компрессором 10 до давления не ниже 7,6 МПа, охлаждается в аппарате воздушного охлаждения (АВО) 11, доохлаждается в рекуперативном газожидкостном теплообменнике 12 и подается на вход низкотемпературного сепаратора 4. Деэтанизированный конденсат отводится с установки в качестве товарного продукта или направляется на стабилизацию и дальнейшую переработку. The condensate (VK) weathered in the degasser 7 is divided into two streams. The main VK stream (70-80%) is heated with deethanized condensate in a recuperative heat exchanger 8 and fed to the middle part of the deethanization column 9. The remaining cold part of the VK (20-30%), bypassing the recuperative heat exchanger 8, is sent to the upper part of the condensate deethanization column 9 s the purpose of maintaining the temperature of the top of the column. The deethanization gas from the top of the condensate deethanization column 9 is compressed by compressor 10 to a pressure of at least 7.6 MPa, cooled in an air cooling apparatus (ABO) 11, cooled down in a recuperative gas-liquid heat exchanger 12, and fed to the inlet of the low-temperature separator 4. Deethanized condensate is removed from the unit to as a marketable product or is sent to stabilization and further processing.
Рециркуляция газа деэтанизации (возврат его в поток осушаемого газа) существенно улучшает качество разделения компонентов добываемого сырья: повышается концентрация этана в осушенном природном газе и снижается до необходимого минимума его содержание в деэтанизированном конденсате. В результате этого повышается калорийность товарного газа (при сохранении требуемой точки росы). Кроме этого, обеспечивается низкое содержание газообразных углеводородов (метана и этана) в деэтанизированном конденсате, что позволяет при его стабилизации получить пропан-бутановую фракцию (ПБФ), удовлетворяющую требованиям стандартов к сжиженным газам коммунально-бытового назначения (по содержанию метана и этана и другим характеристикам), без сброса на факел газа стабилизации. Recirculation of deethanization gas (returning it to the stream of drained gas) significantly improves the quality of separation of the components of the extracted raw materials: the ethane concentration in the dried natural gas increases and its content in the deethanized condensate is reduced to the required minimum. As a result of this, the calorific value of commercial gas increases (while maintaining the required dew point). In addition, a low content of gaseous hydrocarbons (methane and ethane) in the deethanized condensate is ensured, which allows its stabilization to obtain a propane-butane fraction (PBP) that meets the requirements of the standards for liquefied gases for household purposes (in terms of methane and ethane content and other characteristics ), without dumping the gas stabilization torch.
В зависимости от поставленной задачи, возможности производства и реализации различных видов товарных продуктов установка может содержать различный набор блоков переработки конденсата и газа. Depending on the task, the possibility of production and sale of various types of commercial products, the installation may contain a different set of condensate and gas processing units.
В случае целесообразности производства стабильного конденсата и возможности его реализации установка оснащается блоком стабилизации деэтанизированного конденсата 14. Стабилизация конденсата на блоке 14 заключается в ректификации деэтанизированного конденсата (ДК) с получением пропан-бутановой фракции (ПБФ) и стабильного конденсата (СК) с давлением насыщенных паров по Рейду не более 500 мм рт.ст. ПБФ отводится с установки в качестве товарного продукта - сжиженного газа коммунально-бытового назначения. СК также отводится с установки в качестве товарного продукта и (или) направляется на блок первичной переработки 15. If it is expedient to produce stable condensate and the possibility of its implementation, the installation is equipped with a deethanized
В случае целесообразности производства дизельного топлива и бензиновой фракции и возможности их реализации установка оснащается блоком первичной переработки стабильного конденсата 15. Первичная переработка СК на блоке 15 заключается в его атмосферной перегонке с разделением на три продукта - бензиновую фракцию, дизтопливо газоконденсатное широкофракционное зимнее (ГШЗ) и тяжелый остаток. Тяжелый остаток переработки для предотвращения потери его текучести дозированно разбавляется бензиновой фракцией и отводится с установки в качестве товарного продукта. Дизтопливо ГШЗ отводится с установки в качестве товарного продукта. Бензиновая фракция частично направляется на разбавление тяжелого остатка переработки, частично отводится с установки в качестве товарного продукта и (или) направляется на блок каталитической переработки 16. If it is expedient to produce diesel fuel and a gasoline fraction and the possibility of their implementation, the installation is equipped with a primary condensate
В случае целесообразности производства автомобильного бензина и возможности его реализации установка оснащается блоком каталитической переработки бензиновой фракции 16. Каталитическая переработка бензиновой фракции на блоке 16 заключается в химическом изменении входящих в ее состав углеводородов (ароматизации, изомеризации) под воздействием температуры и давления с помощью катализаторов. Увеличение содержания ароматических углеводородов и изомеров приводит к повышению октанового числа перерабатываемого продукта, в результате чего становится возможным его использование в качестве автомобильного бензина. Блок каталитической переработки бензиновой фракции установки подготовки и переработки углеводородного сырья основан на применении безводородного процесса "Цеоформинг", разработанного Институтом катализа СО АН России и реализованного в промышленности. Автомобильный бензин отводится с установки в качестве товарного продукта. If it is advisable to produce motor gasoline and the possibility of its implementation, the installation is equipped with a catalytic processing unit for the
В случае целесообразности производства сжиженного природного газа (СПГ) и возможности его реализации установка оснащается блоком сжижения осушенного газа 17. Сжижение осушенного газа на блоке 17 заключается в переводе метан-этановой фракции в жидкое состояние с помощью криогенной технологии. Блок сжижения осушенного газа установки подготовки и переработки углеводородного сырья основан на применении азотного холодильного цикла. Сжиженный природный газ (СПГ) отводится с установки в качестве товарного продукта. If it is expedient to produce liquefied natural gas (LNG) and the possibility of its implementation, the installation is equipped with a dried
В случае невозможности транспорта и использования газа и целесообразности переработки газа в жидкие углеводороды установка оснащается блоком каталитической переработки осушенного газа 18. Каталитическая переработка осушенного газа на блоке 18 заключается в синтезе жидких углеводородов. Синтезированные жидкие углеводороды направляются на вход блока стабилизации конденсата 14. If it is impossible to transport and use gas and it is advisable to process gas into liquid hydrocarbons, the installation is equipped with a unit for catalytic processing of dried
Claims (6)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2000130154A RU2182035C1 (en) | 2000-12-01 | 2000-12-01 | Plant for preparation and processing of hydrocarbon materials of gas-condensate pools |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2000130154A RU2182035C1 (en) | 2000-12-01 | 2000-12-01 | Plant for preparation and processing of hydrocarbon materials of gas-condensate pools |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2182035C1 true RU2182035C1 (en) | 2002-05-10 |
Family
ID=20242865
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2000130154A RU2182035C1 (en) | 2000-12-01 | 2000-12-01 | Plant for preparation and processing of hydrocarbon materials of gas-condensate pools |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2182035C1 (en) |
Cited By (13)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2471979C2 (en) * | 2011-04-01 | 2013-01-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Уренгой" | Associated gas treatment method |
| RU2477301C1 (en) * | 2011-12-08 | 2013-03-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром переработка" | Unstable gas condensate processing method, and plant for its implementation |
| RU2482103C1 (en) * | 2012-02-21 | 2013-05-20 | Федеральное Государственное Бюджетное Образовательное Учреждение Высшего Профессионального Образования "Саратовский Государственный Университет Имени Н.Г. Чернышевского" | Method for obtaining ethane from gas condensate under field conditions |
| RU2497928C1 (en) * | 2012-09-19 | 2013-11-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ПРОТЭК" | Device for preparing mixture of gaseous hydrocarbons for transportation purpose |
| RU2497929C1 (en) * | 2012-09-06 | 2013-11-10 | Андрей Юрьевич Беляев | Method of preparing mixture of gaseous hydrocarbons for transportation |
| RU2500453C1 (en) * | 2012-05-16 | 2013-12-10 | Открытое акционерное общество "НОВАТЭК" | Method of field preparation of condensate pool products with high content of heavy hydrocarbons and plant to this end |
| RU2532057C1 (en) * | 2013-06-11 | 2014-10-27 | Андрей Владиславович Курочкин | Fractionating refrigerator-capacitor |
| RU2576300C1 (en) * | 2014-12-26 | 2016-02-27 | Андрей Владиславович Курочкин | Device for low-temperature gas separation and method thereof |
| RU2609175C2 (en) * | 2014-12-26 | 2017-01-30 | Некоммерческое партнерство "Интегрированные технологии" | Method of updating operational installation for low-temperature gas separation |
| RU2616919C1 (en) * | 2016-06-02 | 2017-04-18 | Андрей Владиславович Курочкин | Unit of complex non-waste gas treatment with methanol production |
| RU2694266C1 (en) * | 2018-11-08 | 2019-07-11 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Уренгой" | Method of gas utilization from gas line-trains in preparation for repair or in-line diagnostics |
| RU2723869C2 (en) * | 2016-07-05 | 2020-06-17 | Андрей Владиславович Курочкин | Installation of field processing of well products of gas-condensate field |
| RU2726325C2 (en) * | 2017-01-17 | 2020-07-13 | Андрей Владиславович Курочкин | Low-temperature separation unit |
-
2000
- 2000-12-01 RU RU2000130154A patent/RU2182035C1/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| А.И.ГРИЩЕНКО, В.А.ИСТОМИН и др. Сбор и промысловая подготовка газа на северных месторождениях России. - М.: Недра, 1999, с.378 и 379. * |
Cited By (13)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2471979C2 (en) * | 2011-04-01 | 2013-01-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Уренгой" | Associated gas treatment method |
| RU2477301C1 (en) * | 2011-12-08 | 2013-03-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром переработка" | Unstable gas condensate processing method, and plant for its implementation |
| RU2482103C1 (en) * | 2012-02-21 | 2013-05-20 | Федеральное Государственное Бюджетное Образовательное Учреждение Высшего Профессионального Образования "Саратовский Государственный Университет Имени Н.Г. Чернышевского" | Method for obtaining ethane from gas condensate under field conditions |
| RU2500453C1 (en) * | 2012-05-16 | 2013-12-10 | Открытое акционерное общество "НОВАТЭК" | Method of field preparation of condensate pool products with high content of heavy hydrocarbons and plant to this end |
| RU2497929C1 (en) * | 2012-09-06 | 2013-11-10 | Андрей Юрьевич Беляев | Method of preparing mixture of gaseous hydrocarbons for transportation |
| RU2497928C1 (en) * | 2012-09-19 | 2013-11-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ПРОТЭК" | Device for preparing mixture of gaseous hydrocarbons for transportation purpose |
| RU2532057C1 (en) * | 2013-06-11 | 2014-10-27 | Андрей Владиславович Курочкин | Fractionating refrigerator-capacitor |
| RU2576300C1 (en) * | 2014-12-26 | 2016-02-27 | Андрей Владиславович Курочкин | Device for low-temperature gas separation and method thereof |
| RU2609175C2 (en) * | 2014-12-26 | 2017-01-30 | Некоммерческое партнерство "Интегрированные технологии" | Method of updating operational installation for low-temperature gas separation |
| RU2616919C1 (en) * | 2016-06-02 | 2017-04-18 | Андрей Владиславович Курочкин | Unit of complex non-waste gas treatment with methanol production |
| RU2723869C2 (en) * | 2016-07-05 | 2020-06-17 | Андрей Владиславович Курочкин | Installation of field processing of well products of gas-condensate field |
| RU2726325C2 (en) * | 2017-01-17 | 2020-07-13 | Андрей Владиславович Курочкин | Low-temperature separation unit |
| RU2694266C1 (en) * | 2018-11-08 | 2019-07-11 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Уренгой" | Method of gas utilization from gas line-trains in preparation for repair or in-line diagnostics |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| USRE39826E1 (en) | Comprehensive natural gas processing | |
| RU2182035C1 (en) | Plant for preparation and processing of hydrocarbon materials of gas-condensate pools | |
| US2596785A (en) | Method of enriching natural gas | |
| US2603310A (en) | Method of and apparatus for separating the constituents of hydrocarbon gases | |
| US6578379B2 (en) | Process and installation for separation of a gas mixture containing methane by distillation | |
| RU2456517C2 (en) | Method and apparatus for producing gaseous products and liquefied methane from synthetic gas | |
| US3205669A (en) | Recovery of natural gas liquids, helium concentrate, and pure nitrogen | |
| US4453956A (en) | Recovering condensables from natural gas | |
| CN101104825B (en) | Method for producing liquefied natural gas of mine gas | |
| DK176585B1 (en) | Process for stripping a gas by cooling in the presence of methanol | |
| US4322225A (en) | Natural gas processing | |
| JP3602807B2 (en) | Method for separating a raw material gas mixture | |
| CN102382680B (en) | Combined technology of catalytic cracking absorbing stabilizing system and C3 intercooling oil absorption | |
| US20080016909A1 (en) | Flexible hydrocarbon gas separation process and apparatus | |
| EA018269B1 (en) | Liquefied natural gas production | |
| JPS62232489A (en) | Separation and recovery of c3+hydrocarbon | |
| US4124496A (en) | Separation of multi-component mixtures | |
| US3318103A (en) | Process for liquefaction of c2 and heavier hydrocarbons from natural gas with removal of co2 and h2o impurities | |
| US4163652A (en) | Refrigerative fractionation of cracking-gases in ethylene production plants | |
| JPS6312046B2 (en) | ||
| CN102168905B (en) | Feed gas processing device for natural gas | |
| CN202024572U (en) | Natural gas feed gas processing device | |
| RU2528460C2 (en) | Liquefying of high-pressure natural gas or low-pressure associated oil gas | |
| US2236978A (en) | Manufacture of acetylene | |
| US2134700A (en) | Separation of hydrocarbons |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20091202 |
|
| NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20110110 |
|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20151202 |