RU2225971C1 - Process of separation of accompanying oil gas - Google Patents
Process of separation of accompanying oil gas Download PDFInfo
- Publication number
- RU2225971C1 RU2225971C1 RU2003106456/06A RU2003106456A RU2225971C1 RU 2225971 C1 RU2225971 C1 RU 2225971C1 RU 2003106456/06 A RU2003106456/06 A RU 2003106456/06A RU 2003106456 A RU2003106456 A RU 2003106456A RU 2225971 C1 RU2225971 C1 RU 2225971C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- separation
- cooling
- condensate
- demethanizer
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к низкотемпературному разделению углеводородных газов и , в частности, к разделению попутного нефтяного газа.The invention relates to low-temperature separation of hydrocarbon gases and, in particular, to the separation of associated petroleum gas.
Известен способ разделения газа и устройство для его осуществления (1), предназначенный для разделения природных газов, газов нефтепереработки и других газовых смесей, содержащих метан, этан, более тяжелые углеводороды, а также водород, азот, диоксид углерода и некоторые другие компоненты, согласно которому исходный газ охлаждают, сепарируют, а отводимый из сепаратора газ делят на два потока, один из которых охлаждается, конденсируется, а затем дросселируется в дистилляционную колонну. При этом второй поток газа расширяется в детандере турбодетандерного агрегата и тоже подается в колонну, куда направляется и поток жидкой фазы, отводимой из сепаратора. При этом отводимая из верхней части колонны метановая фракция последовательно дожимается в двух компрессорах - компрессоре турбодетандерного агрегата и в дополнительном дожимающем компрессоре.A known method of gas separation and a device for its implementation (1), intended for the separation of natural gases, oil refining and other gas mixtures containing methane, ethane, heavier hydrocarbons, as well as hydrogen, nitrogen, carbon dioxide and some other components, according to which the source gas is cooled, separated, and the gas discharged from the separator is divided into two streams, one of which is cooled, condensed, and then throttled to a distillation column. In this case, the second gas stream expands in the expander of the turboexpander unit and is also fed into the column, where the flow of the liquid phase is removed from the separator. In this case, the methane fraction withdrawn from the upper part of the column is sequentially compressed in two compressors - the compressor of the turboexpander unit and in the additional booster compressor.
Однако в процессе последовательного охлаждения исходного газа, кроме холода метановой фракции, отводимой из дистилляционной колонны, дополнительно используют внешний источник охлаждения в виде пропановой холодильной установки, что усложняет процесс разделения. Кроме того, в дистилляционную колонну на разделение подается весь поток газа, поступающего на установку, что приводит к существенному увеличению габаритов колонны. Помимо поджатия метановой фракции в компрессоре турбодетандерного агрегата ее дополнительно поджимают в специальном компрессоре. Все это делает процесс разделения недостаточно эффективным.However, in the process of sequential cooling of the source gas, in addition to the cold methane fraction discharged from the distillation column, an external cooling source is additionally used in the form of a propane refrigeration unit, which complicates the separation process. In addition, the entire gas stream entering the unit is fed into the distillation column for separation, which leads to a significant increase in the dimensions of the column. In addition to preloading the methane fraction in the compressor of the turboexpander unit, it is additionally pressed in a special compressor. All this makes the separation process not effective enough.
Этих недостатков в определенной степени лишен способ низкотемпературного разделения углеводородной смеси, предложенный в (2), который является наиболее близким по техническому решению к предлагаемому изобретению и выбран в качестве прототипа.To some extent, these disadvantages are deprived of the method of low-temperature separation of a hydrocarbon mixture proposed in (2), which is the closest in technical solution to the proposed invention and is selected as a prototype.
Согласно этому способу газ нефтепереработки, содержащий преимущественно метан, С2-углеводороды и водород с небольшими количествами азота и С3-углеводородов, охлаждают, сепарируют, газовую фазу расширяют в турбодетандере до первого промежуточного давления с последующим сепарированием этого потока и с дросселированием в него части дистиллята, отведенного из верхней части ректификационной колонны, с последующим нагнетанием этого потока жидкости насосом до второго промежуточного давления, а газовую фазу, полученную в первой зоне разделения, поджимают в компрессоре турбодетандерного агрегата, объединяют со второй газовой фазой, полученной во второй зоне разделения, и выводят из установки в качестве целевого продукта - газа, обогащенного метаном.According to this method, a refinery gas, mainly containing methane, C2 hydrocarbons and hydrogen with small amounts of nitrogen and C3 hydrocarbons, is cooled, separated, the gas phase is expanded in the turboexpander to the first intermediate pressure, followed by separation of this stream and with throttling of a part of the distillate into it, allotted from the upper part of the distillation column, followed by pumping this fluid stream to the second intermediate pressure, and the gas phase obtained in the first zone section Ia, running out of the compressor turbine expansion units are combined with the second gas phase obtained in the second separation zone, and output from the plant as desired product - the gas enriched with methane.
Однако недостатком данного способа является использование значительного числа внешних хладо- и теплоносителей, с помощью которых осуществляется охлаждение и конденсация дистиллята, отводимого из колонны, и подогрев двух потоков целевого газа. При этом не используется холод газовых фракций, полученных при разделении, для охлаждения исходного потока газа. Кроме того, в данном способе не решается задача комплексного разделения исходной смеси с получением товарных продуктов, а также задачи осушки исходного газа и очистки его от нежелательных примесей.However, the disadvantage of this method is the use of a significant number of external refrigerant and coolants, with the help of which cooling and condensation of the distillate discharged from the column are carried out and two streams of the target gas are heated. In this case, the cold of the gas fractions obtained by separation is not used to cool the initial gas stream. In addition, this method does not solve the problem of complex separation of the initial mixture to obtain marketable products, as well as the task of drying the source gas and cleaning it from unwanted impurities.
Задача, на решение которой направлено заявляемое изобретение, - разработка эффективного способа разделения попутного нефтяного газа, в котором, по сравнению с прототипом, осуществляется комплексное разделение исходной смеси с обеспечением ее глубокой осушки и очистки от нежелательных примесей и с получением целевых товарных продуктов разделения при более полной рекуперации холода продуктов разделения, позволяющей исключить необходимость применения внешних источников охлаждения.The problem to which the invention is directed is the development of an effective method for the separation of associated petroleum gas, in which, in comparison with the prototype, a complex separation of the initial mixture is carried out to ensure its deep drying and purification from unwanted impurities and to obtain the target commodity separation products at more full recovery of cold separation products, eliminating the need for external cooling sources.
Технический результат, который может быть получен при реализации данного способа, заключается в том, что холод конденсата, выделенного в процессе предварительного охлаждения и сепарации исходного газа, последовательно используется для создания флегмы во встроенном в деметанизатор дефлегматоре, а затем для предварительного охлаждения части исходного газа с последующей подачей этого потока в качестве питания в деметанизатор, а кубовый продукт деметанизатора (выделенная жидкая фракция) направляется в колонну стабилизации на последующее разделение, в результате которого дополнительно к отбензиненному газу получают целевые товарные продукты в виде смеси пропана и бутана технических и бензина стабильного газового.The technical result that can be obtained by implementing this method is that the cold condensate generated during the pre-cooling and separation of the source gas is sequentially used to create reflux in the reflux condenser integrated in the demethanizer, and then to pre-cool part of the source gas with subsequent supply of this stream as power to the demethanizer, and the bottom product of the demethanizer (separated liquid fraction) is sent to the stabilization column for the subsequent e separation, as a result of which in addition to the stripped gas receive the target marketable products in the form of a mixture of propane and technical butane and stable gasoline.
Получению данного технического результата способствует и то, что в процессе разделения исходный газ достаточно эффективно осушается и очищается от нежелательных примесей. Исходный газ перед разделением подвергают адсорбционной осушке с последующей адсорбционной очисткой конденсата, полученного в деметанизаторе, от сернистых соединений, используя для охлаждения и регенерации часть потока метановой фракции с последующим охлаждением регенерирующего газа осушителей в аппарате воздушного охлаждения, где конденсируют из этого потока влагу и выделяют во влагоотделителе. Кроме того, при подогреве регенерирующего газа до рабочих температур его предварительно подогревают в рекуперативном теплообменнике горячим потоком газа, выходящим из адсорберов-осушителей, что позволяет снизить энергетические затраты на нагрев газа в огневом подогревателе, а при регенерации адсорберов сернистых соединений температуру регенерирующего потока метановой фракции регулируют, смешивая его с частью потока метановой фракции, идущей на охлаждение адсорберов и отбираемой из потока метановой фракции после поджатия в компрессоре турбодетандерного агрегата, при этом значения рабочих параметров потока исходного газа при его охлаждении в теплообменниках и разделении фаз в сепараторах выбирают такими, при которых не требуется специальных устройств для очистки исходного газа от диоксида углерода, так как он растворяется в жидкой фазе, состоящей из углеводородов.Obtaining this technical result is also facilitated by the fact that, during the separation process, the source gas is sufficiently effectively dried and purified from undesirable impurities. The source gas is subjected to adsorption drying before separation, followed by adsorption purification of the condensate obtained in the demethanizer from sulfur compounds, using a portion of the methane fraction stream for cooling and regeneration, followed by cooling of the regenerating gas of the desiccants in an air-cooling apparatus, where moisture is condensed from this stream and released into water separator. In addition, when the regenerating gas is heated to operating temperatures, it is preheated in a recuperative heat exchanger with a hot gas stream leaving the adsorber-driers, which reduces the energy costs of heating the gas in the fire heater, and when regenerating sulfur adsorbers, the temperature of the methane fraction regenerating stream is regulated mixing it with a part of the methane fraction stream, which is used to cool the adsorbers and taken from the methane fraction stream after compression in the compressor a turbo-expander unit, and the values of the operating parameters of the source gas stream during its cooling in heat exchangers and phase separation in the separators are selected so that no special devices are required for purification of the source gas from carbon dioxide, since it dissolves in the liquid phase consisting of hydrocarbons .
Указанный технический результат достигается тем, что в способе разделения попутного нефтяного газа, включающем предварительную сепарацию исходного газа, последовательное охлаждение в теплообменниках, первую ступень сепарации, расширение газовой фракции до промежуточного давления в турбодетандере, вторую ступень сепарации, разделение в деметанизаторе с отводом из последнего отбензиненного газа (метановой фракции) и кубового продукта, согласно изобретению холод конденсата, выделенного из исходного газа в процессах предварительного охлаждения и детандирования, используют последовательно для создания флегмы в деметанизаторе и предварительного охлаждения части исходного газа, а кубовый продукт, отводимый из деметанизатора, разделяют в колонне стабилизации с получением целевых жидких продуктов - смеси пропана и бутана технических и бензина газового стабильного.The specified technical result is achieved in that in a method for separating associated petroleum gas, which includes preliminary separation of the source gas, sequential cooling in heat exchangers, a first separation stage, expanding the gas fraction to an intermediate pressure in a turboexpander, a second separation stage, separation in a demethanizer with a discharge from the last topped gas (methane fraction) and bottoms product, according to the invention, the cold condensate extracted from the source gas in the preliminary processes hlazhdeniya and detandirovaniya used sequentially to create a demethanizer reflux and precooling portion of the feed gas, and the bottoms product stream from the demethanizer column is separated in stabilization to obtain desired liquid product - a mixture of propane and butane gas and stable gasoline.
Параметры работы теплообменников предварительного охлаждения исходного газа и сепараторов выбирают такими, чтобы диоксид углерода, находящийся в исходном газе, растворился в жидких углеводородах.The operating parameters of the pre-cooling heat exchangers of the source gas and separators are chosen such that the carbon dioxide in the source gas dissolves in liquid hydrocarbons.
Для достижения данного технического результата поток конденсата после рекуперации его холода в дефлегматоре и теплообменнике предварительного охлаждения объединяют с жидкостью, выделенной при предварительной сепарации, и подают на разделение в деметанизатор.To achieve this technical result, the condensate stream after recuperation of its cold in the reflux condenser and the pre-cooling heat exchanger is combined with the liquid recovered during the preliminary separation and fed to the demethanizer for separation.
Кроме того, дистиллят, выходящий из колонны стабилизации, конденсируют в аппарате воздушного охлаждения, а затем часть конденсата направляют с помощью насоса на орошение колонны стабилизации, а другую отводят в виде товарного продукта.In addition, the distillate leaving the stabilization column is condensed in an air-cooling apparatus, and then part of the condensate is directed by means of a pump to irrigate the stabilization column, and the other is removed as a commercial product.
В кипятильниках деметанизатора и колонны стабилизации используют водяной насыщенный пар одинаковых параметров, а образовавшийся паровой конденсат охлаждают в аппаратах воздушного охлаждения.In boilers of the demethanizer and stabilization columns water saturated steam of the same parameters is used, and the resulting steam condensate is cooled in air-cooling apparatuses.
Достижению данного технического результата способствует и то, что регенерацию адсорберов-осушителей и адсорберов очистки от сернистых соединений производят частью потока метановой фракции, которую последовательно подогревают в рекуперативном теплообменнике и огневом подогревателе.The achievement of this technical result is also facilitated by the fact that the regeneration of adsorbers-desiccants and adsorbers for the purification of sulfur compounds is carried out as part of the methane fraction stream, which is subsequently heated in a recuperative heat exchanger and a fire heater.
При этом адсорберы-осушители и адсорберы очистки от сернистых соединений после регенерации охлаждают потоком метановой фракции, отбираемой после компрессора турбодетандерного агрегата.In this case, desiccants-desiccants and adsorbers for purification of sulfur compounds after regeneration are cooled by a stream of methane fraction taken after the turboexpander unit compressor.
Поток исходного газа, выходящего из адсорберов-осушителей, подают в одну из ветвей фильтров, а вторую ветвь в это время очищают или держат в резерве.The flow of the source gas leaving the adsorber-driers is fed into one of the filter branches, and the second branch is then cleaned or kept in reserve.
Кроме того, из потока регенерирующего газа, выходящего после адсорберов-осушителей, конденсируют и отделяют капельную влагу, последовательно охлаждая газ в рекуперативном теплообменнике и аппарате воздушного охлаждения.In addition, droplet moisture is condensed and separated from the flow of regenerating gas leaving the adsorber-driers, sequentially cooling the gas in a regenerative heat exchanger and air-cooling apparatus.
Метановую фракцию, подаваемую после огневого подогревателя на регенерацию адсорберов очистки от сернистых соединений, на входе в адсорберы смешивают с частью метановой фракции, отбираемой после компрессора турбодетандерного агрегата.The methane fraction supplied after the fire heater for the regeneration of adsorbers for cleaning sulfur compounds is mixed at the inlet of the adsorbers with a part of the methane fraction taken after the turbine expander unit compressor.
Энергию, вырабатываемую при расширении газа в детандере, используют для дожима отбензиненного газа (метановой фракции) до требуемого давления в компрессоре турбодетандерного агрегата.The energy generated by the expansion of the gas in the expander is used to boost the stripped gas (methane fraction) to the required pressure in the compressor of the turboexpander unit.
На чертеже представлена принципиальная схема установки, позволяющая реализовать способ разделения попутного нефтяного газа.The drawing shows a schematic diagram of the installation, allowing to implement a method for the separation of associated petroleum gas.
Установка содержит линию 1 подачи исходного газа, сепараторы 2, 8, 12, адсорберы-осушители 3, фильтры 4, 22, теплообменники 5, 6, 7, 17, 21, 30, турбодетандерный агрегат с детандером 9 и дожимающим компрессором 14, насосы 13 и 26, деметанизатор со встроенным дефлегматором 11, кипятильники 16 и 29, аппараты воздушного охлаждения 18, 24, 32, 36, емкости 20 и 25, колонну стабилизации 23, адсорберы 19, огневой подогреватель 31, влагоотделитель 33, дроссельный вентиль 10, клапан 35 и линии: отвода отбензиненного газа (метановой фракции) 15, отвода жидких смеси пропана и бутана технических 27, бензина газового стабильного 28 и отвода сконденсированной влаги 34.The installation comprises a feed
Попутный нефтяной газ высокого давления, содержащий преимущественно метан, а также ряд предельных и непредельных углеводородов с примесями азота, диоксида углерода и сернистых соединений, подают в систему разделения по линии 1 в сепаратор 2, где от него отделяют капельную жидкость и механические примеси. Поток газа из сепаратора 2 затем поступает на осушку в адсорберы-осушители 3. Далее осушенный газ проходит через одну из групп фильтров 4 для очистки от механических примесей и мелкодисперсной сорбентной пыли. Для обеспечения беспрерывной работы установлены две группы фильтров 4. Когда одна из них находится в работе, другая - на очистке или в резерве.High-pressure associated petroleum gas containing mainly methane, as well as a number of saturated and unsaturated hydrocarbons with impurities of nitrogen, carbon dioxide and sulfur compounds, are fed into the separation system through
Осушенный и очищенный газ делят на два потока, которые охлаждают соответственно в теплообменниках 5 и 6. По выходе из этих теплообменников оба потока соединяются и поступают на дальнейшее охлаждение и частичную конденсацию в теплообменник 7. Сепарацию фаз по выходе потока газа из теплообменника 7 производят в сепараторе первой ступени 8, откуда газ направляют на расширение в турбодетандер 9, а жидкость через дроссельный вентиль 10 подают на объединение с потоком жидкости после второй ступени сепарации. Выходящий из турбодетандера 9 парожидкостный поток направляют в сепаратор второй ступени 12, откуда жидкую фазу отбирают насосом 13 и совместно с потоком жидкости, отводимой из сепаратора 8, подают в дефлегматор деметанизатора 11.The dried and purified gas is divided into two streams, which are cooled respectively in
Рекуперация холода этого потока происходит последовательно в дефлегматоре деметанизатора 11, теплообменнике 6, а затем он вместе с потоком жидкости, выделенной в сепараторе 2, поступает в качестве потока питания в деметанизатор 11.The cold recovery of this stream takes place sequentially in the dephlegmator of the
Верхний продукт деметанизатора 11 - отбензиненный газ (метановую фракцию) соединяют с потоком пара, отводимого из сепаратора 12, последовательно подогревают (рекуперируют холод ) в теплообменниках 7 и 5 и направляют в компрессор 14 турбодетандерного агрегата. После поджатия в компрессоре потока метановой фракции (потока отбензиненного газа) его частично используют для регенерации адсорберов-осушителей 3, а основной поток по линии 15 направляют в газопровод низкого давления.The top product of the
В качестве теплоносителя в кипятильнике 16 используют насыщенный водяной пар, который подают в межтрубное пространство кипятильника 16 под давлением, обеспечивающим температуру, необходимую для процессов кипения в кипятильниках деметанизатора и колонны стабилизации.As the coolant in the
Кубовый продукт деметанизатора 11 последовательно охлаждают в теплообменнике 17 и воздушном холодильнике 18 , а затем подают в адсорберы 19 для очистки от сернистых соединений. Выходящую из адсорберов 19 жидкость сливают в емкость 20. Жидкость, которую собирают в емкость 20, является исходным сырьем для получения двух целевых продуктов: смеси пропана и бутана технических (СПБТ) и бензина газового стабильного (СГБ).The bottom product of the
Из емкости 20 жидкость направляют через одну из групп попеременно работающих фильтров 22 для очистки от пыли сорбентов и затем подогревают в теплообменниках 17 и 21.From the
Далее поток жидкости подают в колонну стабилизации 23, пар из верхней части которой полностью конденсируют в аппарате воздушного охлаждения 24, а образовавшуюся жидкость сливают в рефлюксную емкость 25. Из емкости 25 жидкость отбирают насосом 30 и подают частично в качестве флегмы на орошение колонны 23, а другую часть отводят из установки по линии 27 в виде готового продукта (СПБТ).Next, the fluid flow is supplied to the
Кубовый продукт колонны 23, являющийся бензином газовым стабильным (СГБ), охлаждают в теплообменнике 21 и по линии 28 отводят из установки на склад готовой продукции.The bottoms product of the
Теплоносителем в кипятильнике 29 является насыщенный водяной пар тех же параметров, что и в кипятильнике 16.The coolant in the
Для регенерации адсорберов-осушителей 3, используемых для осушки исходного газа, из потока метановой фракции, выходящей после компримирования из компрессора 14 турбодетандерного агрегата, отбирают часть газа и направляют в адсорбер-осушитель, находящийся в режиме охлаждения. По выходе из него поток газа посылают в рекуперативный теплообменник 30, а затем направляют на нагрев в огневой подогреватель 31. Использование рекуперативного теплообменника 30 позволяет обеспечить более равномерную нагрузку на огневой подогреватель.To regenerate
Нагретый до 300 - 350°С регенерационный газ разделяют на два потока, один из которых направляют на регенерацию адсорберов-осушителей 3, а другой - на регенерацию адсорберов 19. Поток регенерационного газа после адсорберов-осушителей 3 направляют на последовательное охлаждение в рекуперативный теплообменник 30 и аппарат воздушного охлаждения 32, после которого сконденсированную из этого потока влагу отделяют во влагоотделителе 33 и по линии 34 выводят из установки. Газ, отводимый из влагоотделителя 33, направляют в линию всасывания компрессора 14 турбодетандерного агрегата.Heated to 300 - 350 ° C regeneration gas is divided into two streams, one of which is directed to the regeneration of adsorbers-
При регенерации адсорберов очистки от сернистых соединений 19 для обеспечения плавного повышения температуры газа на входе в адсорбер на линии горячего газа установлен смеситель (на чертеже не показан), в который через клапан 35 подают холодный газ, отбираемый после компрессора 14. Выходящий из адсорберов 19 поток газа после регенерации объединяют с потоком охлаждающего газа и направляют в аппарат воздушного охлаждения 36, а затем пропускают через емкость 20, где из этого потока отделяют капли углеводородного конденсата. Из емкости 20 поток газа возвращают на всасывание компрессора 14 турбодетандерного агрегата.When regenerating adsorbers for cleaning
В таблице приведен средний состав перерабатываемого нефтяного попутного газа и целевых товарных продуктов, полученных при его разделении по предлагаемому способу.The table shows the average composition of the processed petroleum associated gas and target commercial products obtained by its separation by the proposed method.
Источники информацииSources of information
1. Патент РФ № 2047061, кл. F 25 J 3/02, публ. 27.10.95.1. RF patent No. 2047061, cl. F 25
2. Патент СССР № 1553018, кл. F 25 J 3/02 , публ. 23.03.90 (прототип).2. USSR patent No. 1553018, cl. F 25
Claims (9)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2003106456/06A RU2225971C1 (en) | 2003-03-03 | 2003-03-03 | Process of separation of accompanying oil gas |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2003106456/06A RU2225971C1 (en) | 2003-03-03 | 2003-03-03 | Process of separation of accompanying oil gas |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2225971C1 true RU2225971C1 (en) | 2004-03-20 |
Family
ID=32390832
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2003106456/06A RU2225971C1 (en) | 2003-03-03 | 2003-03-03 | Process of separation of accompanying oil gas |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2225971C1 (en) |
Cited By (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2673970C1 (en) * | 2018-03-27 | 2018-12-03 | Андрей Владиславович Курочкин | Installation for reducing natural gas and receiving gas-motor fuels (options) |
| RU2727505C1 (en) * | 2019-01-09 | 2020-07-22 | Андрей Владиславович Курочкин | Unit for deethanization of main gas according to ltdr technology (embodiments) |
| RU2736031C2 (en) * | 2018-11-20 | 2020-11-11 | Андрей Владиславович Курочкин | Unit for complex preparation of natural gas with production of liquefied natural gas |
| RU2741026C2 (en) * | 2019-01-09 | 2021-01-22 | Андрей Владиславович Курочкин | Low-temperature dephlegmation unit with rectification for complex gas treatment and production of liquefied natural gas |
| RU2743127C1 (en) * | 2019-12-30 | 2021-02-15 | Андрей Владиславович Курочкин | Plant for integrated gas preparation and production of liquefied natural gas by low-temperature fractionation |
| CN114377513A (en) * | 2022-01-13 | 2022-04-22 | 杭州弘泽新能源有限公司 | Mobile train system and method for recovering and treating oilfield associated gas |
| RU2782722C1 (en) * | 2022-04-19 | 2022-11-01 | Акционерное общество "ОстаОйл" | Mobile modular unit for associated petroleum gas processing |
-
2003
- 2003-03-03 RU RU2003106456/06A patent/RU2225971C1/en active
Cited By (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2673970C1 (en) * | 2018-03-27 | 2018-12-03 | Андрей Владиславович Курочкин | Installation for reducing natural gas and receiving gas-motor fuels (options) |
| RU2736031C2 (en) * | 2018-11-20 | 2020-11-11 | Андрей Владиславович Курочкин | Unit for complex preparation of natural gas with production of liquefied natural gas |
| RU2727505C1 (en) * | 2019-01-09 | 2020-07-22 | Андрей Владиславович Курочкин | Unit for deethanization of main gas according to ltdr technology (embodiments) |
| RU2741026C2 (en) * | 2019-01-09 | 2021-01-22 | Андрей Владиславович Курочкин | Low-temperature dephlegmation unit with rectification for complex gas treatment and production of liquefied natural gas |
| RU2804186C2 (en) * | 2019-02-15 | 2023-09-26 | Юоп Ллк | Methods for extracting lpg from reforming zone product |
| RU2743127C1 (en) * | 2019-12-30 | 2021-02-15 | Андрей Владиславович Курочкин | Plant for integrated gas preparation and production of liquefied natural gas by low-temperature fractionation |
| RU2791229C2 (en) * | 2021-04-07 | 2023-03-06 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Пегаз Инжиниринг" | Installation for regasification of liquefied natural gas with production of liquefied hydrocarbon gases |
| CN114377513A (en) * | 2022-01-13 | 2022-04-22 | 杭州弘泽新能源有限公司 | Mobile train system and method for recovering and treating oilfield associated gas |
| CN114377513B (en) * | 2022-01-13 | 2023-02-28 | 杭州弘泽新能源有限公司 | Mobile train system and method for recovering and treating oilfield associated gas |
| RU2782722C1 (en) * | 2022-04-19 | 2022-11-01 | Акционерное общество "ОстаОйл" | Mobile modular unit for associated petroleum gas processing |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2668896C1 (en) | Plant for the deethanization of natural gas (options) | |
| USRE33408E (en) | Process for LPG recovery | |
| RU2599582C2 (en) | Removal of heavy hydrocarbons from natural gas flow | |
| TWI541481B (en) | Hydrocarbon gas processing and apparatus | |
| US4507133A (en) | Process for LPG recovery | |
| KR101660082B1 (en) | Hydrocarbon gas processing | |
| RU2272228C1 (en) | Universal gas separation and liquefaction method (variants) and device | |
| RU2597081C2 (en) | Method for complex extraction of valuable admixtures from natural helium-containing hydrocarbon gas with high nitrogen content | |
| RU2491487C2 (en) | Method of natural gas liquefaction with better propane extraction | |
| US3213631A (en) | Separated from a gas mixture on a refrigeration medium | |
| RU2397412C2 (en) | Method and device for extracting products from synthetic gas | |
| RU2414659C2 (en) | Method and apparatus for extracting products from synthetic gas | |
| RU2701018C2 (en) | Method for increasing output of ethylene and propylene in propylene production plant | |
| US3740962A (en) | Process of and apparatus for the recovery of helium from a natural gas stream | |
| RU2613914C9 (en) | Method for processing natural hydrocarbon gas | |
| KR101643796B1 (en) | Hydrocarbon gas processing | |
| WO2014021900A1 (en) | Heavy hydrocarbon removal from a natural gas stream | |
| EA022661B1 (en) | Hydrocarbon gas processing | |
| RU2225971C1 (en) | Process of separation of accompanying oil gas | |
| JP5836359B2 (en) | Hydrocarbon gas treatment | |
| EA023957B1 (en) | Hydrocarbon gas processing | |
| RU2501779C1 (en) | Method of separating ethylene of polymerisation purity from catalytic cracking gases | |
| EA025641B1 (en) | Method of gas processing | |
| JP5753535B2 (en) | Hydrocarbon gas treatment | |
| RU2740201C2 (en) | Deethanization unit of natural gas |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PD4A | Correction of name of patent owner | ||
| PC4A | Invention patent assignment |
Effective date: 20080430 |
|
| PC41 | Official registration of the transfer of exclusive right |
Effective date: 20180731 |