RU2016146326A - Модульная установка для обработки потока композиции обратного притока и способы его обработки - Google Patents
Модульная установка для обработки потока композиции обратного притока и способы его обработки Download PDFInfo
- Publication number
- RU2016146326A RU2016146326A RU2016146326A RU2016146326A RU2016146326A RU 2016146326 A RU2016146326 A RU 2016146326A RU 2016146326 A RU2016146326 A RU 2016146326A RU 2016146326 A RU2016146326 A RU 2016146326A RU 2016146326 A RU2016146326 A RU 2016146326A
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- flow
- pressure
- stream
- flow rate
- composition
- Prior art date
Links
- 238000009434 installation Methods 0.000 title claims 11
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims 40
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 28
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims 14
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims 14
- 238000000034 method Methods 0.000 claims 14
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims 7
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 3
- 230000008878 coupling Effects 0.000 claims 2
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 claims 2
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 claims 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 2
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 claims 1
- 239000003498 natural gas condensate Substances 0.000 claims 1
- -1 proppant Substances 0.000 claims 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B41/00—Equipment or details not covered by groups E21B15/00 - E21B40/00
- E21B41/005—Waste disposal systems
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
- E21B21/06—Arrangements for treating drilling fluids outside the borehole
- E21B21/062—Arrangements for treating drilling fluids outside the borehole by mixing components
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
- E21B21/06—Arrangements for treating drilling fluids outside the borehole
- E21B21/063—Arrangements for treating drilling fluids outside the borehole by separating components
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Gas Separation By Absorption (AREA)
- Carbon And Carbon Compounds (AREA)
- Separation Using Semi-Permeable Membranes (AREA)
- Treating Waste Gases (AREA)
- Separation Of Gases By Adsorption (AREA)
Claims (50)
1. Способ обработки потока композиции обратного притока из устья скважины, включающий:
прием потока композиции обратного притока из устья скважины, причем поток композиции обратного притока имеет первую скорость потока и первое давление;
регулирование первой скорости потока до достижения второй скорости потока посредством регулирования потока композиции обратного притока до достижения второго давления, которое отличается от первого давления;
подачу потока композиции обратного притока в сепаратор;
разделение потока композиции обратного притока на первый поток газа и конденсированный поток;
регулирование первого потока газа до достижения третьего давления и третьей скорости потока;
подачу конденсированного потока в дегазатор;
удаление газа, обогащенного диоксидом углерода, из конденсированного потока;
сжатие газа, обогащенного диоксидом углерода, до достижения третьего давления первого потока газа;
смешивание газа, обогащенного диоксидом углерода, с первым потоком газа с образованием второго потока газа, имеющего третью скорость потока и третье давление;
подачу второго потока газа в регулятор потока; и
регулирование третьей скорости потока второго потока газа посредством регулирования третьего давления второго потока газа до достижения четвертого давления, которое отличается от третьего давления.
2. Способ по п. 1, дополнительно включающий подачу второго потока газа из регулятора потока в по меньшей мере одну установку для обработки газа.
3. Способ по п. 1, дополнительно включающий обработку второго потока газа при четвертом давлении с получением по меньшей мере одного из следующих потоков: потока очищенного диоксида углерода, потока природного газа и потока природного газоконденсата.
4. Способ по п. 1, дополнительно включающий обработку второго потока газа с получением множества состояний диоксида углерода.
5. Способ по п. 1, дополнительно включающий снижение первого давления до достижения второго давления.
6. Способ по п. 1, дополнительно включающий регулирование первой скорости потока до достижения второй скорости потока.
7. Способ по п. 1, дополнительно включающий снижение второго давления до достижения третьего давления.
8. Способ по п. 1, дополнительно включающий подачу газа, обогащенного диоксидом углерода, в компрессор.
9. Способ по п. 1, дополнительно включающий отбор из конденсированного потока по меньшей мере одного из следующих компонентов: расклинивающего агента, нефти и воды.
10. Способ по п. 1, в котором регулирование третьей скорости потока второго потока газа включает регулирование третьего давления второго потока газа до достижения четвертого давления, составляющего от приблизительно 345 кПа (приблизительно 50 фунтов на квадратный дюйм) до приблизительно 5,5 МПа (приблизительно 800 фунтов на квадратный дюйм).
11. Модульная установка для обработки потока композиции обратного притока, поступающего из устья скважины и имеющего первую скорость потока и первое давление, включающая:
муфту в сборе, соединенную с устьем скважины и включающую регулирующий клапан, предназначенный для приема потока композиции обратного притока и регулирования первой скорости потока до достижения второй скорости потока посредством регулирования потока композиции обратного притока до достижения второго давления, которое отличается от первого давления; и
выпускной узел, соединенный с сообщением по потоку с указанной муфтой в сборе и включающий:
сепаратор, соединенный с сообщением по потоку с указанным регулирующим клапаном и предназначенный для разделения потока композиции обратного притока на первый поток газа и конденсированный поток, включающий по меньшей мере один из следующих компонентов: газ, расклинивающий агент, нефть и воду;
дегазатор, соединенный с сообщением по потоку с указанным сепаратором и предназначенный для удаления газа, обогащенного диоксидом углерода, из конденсированного потока; и
регулятор потока, соединенный с сообщением по потоку с указанным сепаратором и указанным дегазатором и предназначенный для смешивания газа, обогащенного диоксидом углерода, и первого потока газа с образованием второго потока газа, имеющего третью скорость потока и третье давление, а также предназначенный для регулирования третьей скорости потока посредством регулирования третьего давления до достижения четвертого давления, которое отличается от третьего давления.
12. Модульная установка по п. 11, дополнительно включающая компрессор, соединенный с сообщением по потоку с указанным дегазатором и указанным регулятором потока и расположенный между ними.
13. Модульная установка по п. 11, в которой указанный регулятор потока предназначен для регулирования третьей скорости потока композиции обратного притока до достижения четвертой скорости потока.
14. Модульная установка по п. 11, в которой указанный регулятор потока предназначен для регулирования третьего давления до достижения четвертого давления.
15. Модульная установка по п. 11, в которой первое давление составляет от приблизительно 345 кПа (приблизительно 50 фунтов на квадратный дюйм) до приблизительно 34 МПа (приблизительно 5000 фунтов на квадратный дюйм), второе давление составляет от приблизительно 345 кПа (приблизительно 50 фунтов на квадратный дюйм) до приблизительно 14 МПа (приблизительно 2000 фунтов на квадратный дюйм), третье давление составляет от приблизительно 345 кПа (приблизительно 50 фунтов на квадратный дюйм) до приблизительно 5,5 МПа (приблизительно 800 фунтов на квадратный дюйм), а четвертое давление составляет от приблизительно 345 кПа (приблизительно 50 фунтов на квадратный дюйм) до приблизительно 5,5 МПа (приблизительно 800 фунтов на квадратный дюйм).
16. Модульная установка по п. 11, в которой первая скорость потока составляет от приблизительно 2800 стандартных кубических метров в сутки (приблизительно 0,1 миллиона стандартных кубических футов в сутки) до приблизительно 8,5 миллионов стандартных кубических метров в сутки (приблизительно 300 миллионов стандартных кубических футов в сутки), вторая скорость потока составляет от приблизительно 2800 стандартных кубических метров в сутки (приблизительно 0,1 миллиона стандартных кубических футов в сутки) до приблизительно 5,7 миллионов стандартных кубических метров в сутки (приблизительно 200 миллионов стандартных кубических футов в сутки), третья скорость потока составляет от приблизительно 2800 стандартных кубических метров в сутки (приблизительно 0,1 миллиона стандартных кубических футов в сутки) до 5,7 миллионов стандартных кубических метров в сутки (200 миллионов стандартных кубических футов в сутки), а четвертая скорость потока составляет от приблизительно 283 действительных кубических метров в сутки (приблизительно 10000 действительных кубических футов в сутки) до приблизительно 283000 действительных кубических метров в сутки (приблизительно 10 миллионов действительных кубических футов в сутки).
17. Модульная установка по п. 11, дополнительно включающая установку для обработки газа, соединенную съемным соединением с сообщением по потоку с указанным регулятором потока и включающую множество разделительных модулей, предназначенных для разделения второго потока газа на множество состояний диоксида углерода, что способствует повторному использованию газообразного диоксида углерода из второго потока газа.
18. Модульная установка по п. 11, дополнительно включающая коллектор, соединенный с сообщением по потоку с указанным сепаратором и предназначенный для приема по меньшей мере одного из следующих: расклинивающих агентов, нефти и воды.
19. Способ сборки модульной установки для обработки потока композиции обратного притока из устья скважины, включающий:
присоединение муфты в сборе к устью скважины, причем муфта в сборе включает регулирующий клапан, предназначенный для приема потока композиции обратного притока, имеющего первую скорость потока и первое давление, и регулирования первой скорости потока до достижения второй скорости потока посредством регулирования потока композиции обратного притока до достижения второго давления, которое отличается от первого давления;
присоединение сепаратора к регулирующему клапану с сообщением по потоку, причем сепаратор предназначен для разделения потока композиции обратного притока на первый поток газа, имеющий третье давление и третью скорость потока, и конденсированный поток;
присоединение дегазатора к сепаратору с сообщением по потоку, причем дегазатор предназначен для удаления газа, обогащенного диоксидом углерода, из конденсированного потока; и
присоединение регулятора потока к сепаратору и дегазатору с сообщением по потоку, причем регулятор потока предназначен для смешивания газа, обогащенного диоксидом углерода, и первого потока газа с образованием второго потока газа, имеющего третью скорость потока и третье давление, а также предназначен для регулирования третьей скорости потока посредством регулирования третьего давления до достижения четвертого давления, которое отличается от третьего давления.
20. Способ по п. 19, дополнительно включающий присоединение компрессора к регулятору потока с сообщением по потоку.
21. Способ обработки потока композиции обратного притока из устья скважины, причем указанный способ включает:
прием потока композиции обратного притока из устья скважины, причем поток композиции обратного притока имеет начальную скорость потока и начальное давление;
регулирование начальной скорости потока до достижения промежуточной скорости потока посредством регулирования потока композиции обратного притока до достижения промежуточного давления, которое меньше начального давления;
подачу потока композиции обратного притока в сепаратор;
разделение потока композиции обратного притока на первый поток газа и конденсированный поток;
подачу конденсированного потока в дегазатор;
удаление газа, обогащенного диоксидом углерода, из конденсированного потока;
смешивание газа, обогащенного диоксидом углерода, с первым потоком газа с образованием второго потока газа;
подачу второго потока газа в регулятор потока; и
регулирование второго потока газа до достижения конечной скорости потока посредством регулирования второго потока газа до достижения конечного давления, которое меньше промежуточного давления.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US14/287,547 US9580996B2 (en) | 2014-05-27 | 2014-05-27 | Modular assembly for processing a flowback composition stream and methods of processing the same |
| US14/287,547 | 2014-05-27 | ||
| PCT/US2015/027233 WO2015183434A2 (en) | 2014-05-27 | 2015-04-23 | A modular assembly for processing a flowback composition stream and methods of processing the same |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2016146326A true RU2016146326A (ru) | 2018-06-27 |
| RU2016146326A3 RU2016146326A3 (ru) | 2018-08-29 |
| RU2689452C2 RU2689452C2 (ru) | 2019-05-28 |
Family
ID=53190017
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2016146326A RU2689452C2 (ru) | 2014-05-27 | 2015-04-23 | Модульная установка для обработки потока композиции обратного притока и способы его обработки |
Country Status (5)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US9580996B2 (ru) |
| CN (1) | CN106661930B (ru) |
| AU (1) | AU2015267645B2 (ru) |
| RU (1) | RU2689452C2 (ru) |
| WO (1) | WO2015183434A2 (ru) |
Families Citing this family (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US9580996B2 (en) * | 2014-05-27 | 2017-02-28 | General Electric Company | Modular assembly for processing a flowback composition stream and methods of processing the same |
| US10005023B2 (en) * | 2015-03-25 | 2018-06-26 | Praxair Technology, Inc. | Method and system for CO2 rejection with a two stage membrane process |
| US10151737B2 (en) * | 2015-04-08 | 2018-12-11 | King Fahd University Of Petroleum And Minerals | Method for permeability prediction of shale gas |
| US9662597B1 (en) * | 2016-03-09 | 2017-05-30 | NANA WorleyParsons LLC | Methods and systems for handling raw oil and structures related thereto |
| US10704375B2 (en) * | 2016-06-03 | 2020-07-07 | Rj Enterprises, Inc. | System and method for processing flowback fluid and removal of solids |
| US20180135396A1 (en) * | 2016-11-16 | 2018-05-17 | Arnold Liu | Method For The Control of Cryogenic Stimulation of Shale Gas Formations |
| AU2017386385A1 (en) * | 2016-12-29 | 2019-07-04 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Environmentally improved fracturing of a formation |
| CA3050922C (en) * | 2017-02-08 | 2024-01-09 | Gas Technology Institute | Detection and quantification of proppant for optimized fracture treatment design in in-fill and new wells |
| US10702801B2 (en) * | 2017-06-03 | 2020-07-07 | Rj Enterprises, Inc. | System and method for processing flowback fluid with a manifold skid and diversion header |
| US11624733B2 (en) | 2021-04-12 | 2023-04-11 | Baker Hughes Oilfield Operations Llc | Fast in-field chromatography system and method using isotope measurements |
Family Cites Families (37)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3493050A (en) * | 1967-01-30 | 1970-02-03 | Kork Kelley | Method and apparatus for removing water and the like from gas wells |
| CA1134258A (en) | 1981-09-28 | 1982-10-26 | Ronald S. Bullen | Carbon dioxide fracturing process |
| US4480696A (en) | 1982-10-25 | 1984-11-06 | Halliburton Company | Fracturing method for stimulation of wells utilizing carbon dioxide based fluids |
| US4554082A (en) | 1984-01-20 | 1985-11-19 | Halliburton Company | Fracturing method for stimulation of wells utilizing carbon dioxide based fluids |
| US4762543A (en) * | 1987-03-19 | 1988-08-09 | Amoco Corporation | Carbon dioxide recovery |
| US5271466A (en) | 1992-10-30 | 1993-12-21 | Halliburton Company | Subterranean formation treating with dual delayed crosslinking gelled fluids |
| CA2255413A1 (en) | 1998-12-11 | 2000-06-11 | Fracmaster Ltd. | Foamed nitrogen in liquid co2 for fracturing |
| CA2257028C (en) | 1998-12-24 | 2003-11-18 | Fracmaster Ltd. | Liquid co2/hydrocarbon oil emulsion fracturing system |
| EP1141519B1 (en) * | 1998-12-31 | 2003-05-28 | Shell Internationale Researchmaatschappij B.V. | Method for removing condensables from a natural gas stream, at a wellhead, downstream of the wellhead choke |
| US6328118B1 (en) * | 1999-03-08 | 2001-12-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus and methods of separation of materials in an under-balanced drilling operation |
| US6234258B1 (en) | 1999-03-08 | 2001-05-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of separation of materials in an under-balanced drilling operation |
| RU2258795C2 (ru) * | 2003-08-26 | 2005-08-20 | Ентальцев Игорь Николаевич | Способ очистки бурового раствора и установка для его осуществления |
| US6955704B1 (en) * | 2003-10-28 | 2005-10-18 | Strahan Ronald L | Mobile gas separator system and method for treating dirty gas at the well site of a stimulated well |
| US7124605B2 (en) * | 2003-10-30 | 2006-10-24 | National Tank Company | Membrane/distillation method and system for extracting CO2 from hydrocarbon gas |
| US7291651B2 (en) | 2003-12-05 | 2007-11-06 | Schlumberger Technology Corporation | Carbon dioxide foamed fluids |
| EA011803B1 (ru) * | 2004-10-04 | 2009-06-30 | М-Ай Л. Л. С. | Модульное устройство для регулирования давления и обработки отходов бурения для подземных скважинных операций |
| AU2006217845B2 (en) * | 2005-02-24 | 2009-01-29 | Twister B.V. | Method and system for cooling a natural gas stream and separating the cooled stream into various fractions |
| US7980312B1 (en) | 2005-06-20 | 2011-07-19 | Hill Gilman A | Integrated in situ retorting and refining of oil shale |
| CA2538936A1 (en) | 2006-03-03 | 2007-09-03 | Dwight N. Loree | Lpg mix frac |
| US8424599B2 (en) | 2007-03-29 | 2013-04-23 | Fracmaster, Llc | Automated closed loop flowback and separation system |
| US8727004B2 (en) | 2008-06-06 | 2014-05-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of treating subterranean formations utilizing servicing fluids comprising liquefied petroleum gas and apparatus thereof |
| US8387699B2 (en) | 2008-07-25 | 2013-03-05 | Calfrac Well Services Ltd. | Green coal bed methane fracturing fluid compositions, methods of preparation and methods of use |
| US8162048B2 (en) | 2008-09-09 | 2012-04-24 | Tetra Technologies, Inc. | Method of delivering frac fluid and additives |
| CA2709152C (en) | 2009-07-08 | 2018-04-03 | Chad Allen Randal | Recycling and treatment process for produced and used flowback fracturing water |
| US8869889B2 (en) * | 2010-09-21 | 2014-10-28 | Palmer Labs, Llc | Method of using carbon dioxide in recovery of formation deposits |
| US8518159B2 (en) * | 2010-10-07 | 2013-08-27 | Encana Corporation | Treatment of water for use in hydraulic fracture stimulation |
| EP2665892B1 (en) * | 2011-01-17 | 2019-06-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for fracturing a formation using a fracturing fluid mixture |
| US8997860B2 (en) | 2011-08-05 | 2015-04-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for monitoring the formation and transport of a fracturing fluid using opticoanalytical devices |
| US10385260B2 (en) | 2012-01-12 | 2019-08-20 | Ecolab Usa Inc. | Fracturing fluids including amine oxides as flowback aids |
| CA2805161A1 (en) * | 2012-02-10 | 2013-08-10 | Cimarron Energy, Inc. | Method of treating flowback fluid |
| US9708870B2 (en) * | 2012-02-22 | 2017-07-18 | Richard Paul Posa | System and method for treating produced, desalted, and flow back water |
| US8424784B1 (en) * | 2012-07-27 | 2013-04-23 | MBJ Water Partners | Fracture water treatment method and system |
| MX355127B (es) * | 2012-08-23 | 2018-04-06 | Halliburton Energy Services Inc Star | Método de emisiones reducidas para recuperación de producto de una operación de fracturación hidráulica. |
| US9133700B2 (en) * | 2012-11-30 | 2015-09-15 | General Electric Company | CO2 fracturing system and method of use |
| CN103244095A (zh) * | 2013-06-05 | 2013-08-14 | 重庆大学 | 超临界二氧化碳压裂方法及系统 |
| US10787615B2 (en) * | 2014-01-28 | 2020-09-29 | Praxair Technology, Inc. | Method and system for treating a flow back fluid exiting a well site |
| US9580996B2 (en) * | 2014-05-27 | 2017-02-28 | General Electric Company | Modular assembly for processing a flowback composition stream and methods of processing the same |
-
2014
- 2014-05-27 US US14/287,547 patent/US9580996B2/en active Active
-
2015
- 2015-04-23 AU AU2015267645A patent/AU2015267645B2/en not_active Ceased
- 2015-04-23 CN CN201580040655.4A patent/CN106661930B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2015-04-23 WO PCT/US2015/027233 patent/WO2015183434A2/en active Application Filing
- 2015-04-23 RU RU2016146326A patent/RU2689452C2/ru active
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US20150345258A1 (en) | 2015-12-03 |
| US9580996B2 (en) | 2017-02-28 |
| WO2015183434A3 (en) | 2016-02-25 |
| RU2689452C2 (ru) | 2019-05-28 |
| CN106661930B (zh) | 2020-01-10 |
| AU2015267645B2 (en) | 2019-09-26 |
| WO2015183434A2 (en) | 2015-12-03 |
| AU2015267645A1 (en) | 2017-01-05 |
| CN106661930A (zh) | 2017-05-10 |
| RU2016146326A3 (ru) | 2018-08-29 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2016146326A (ru) | Модульная установка для обработки потока композиции обратного притока и способы его обработки | |
| SA519402172B1 (ar) | عمليات متزامنة لتجفيف نفط خام، إزالة ملوحته، تحليته وتثبيته | |
| MX2019015761A (es) | Aparato y método para el tratamiento del fluido de fracturación hidráulica durante la fracturación hidráulica. | |
| RU2620601C2 (ru) | Способ получения обработанного природного газа, фракции, обогащённой c3+- углеводородами, и, необязательно, потока, обогащённого этаном, а также относящаяся к данному способу установка | |
| GB2479330B (en) | A device for liquid treatment when compressing a well flow | |
| RU2014108587A (ru) | Устройство для очистки крови | |
| NO20083073L (no) | Fremgangsmate for a kontrollere en undervanns syklonseparator | |
| EA201390028A1 (ru) | Находящаяся под давлением колонна для разделения газов и способ регенерирования газа конечной переработки высокого давления | |
| RU2011135373A (ru) | Способ низкотемпературной подготовки природного газа и извлечения нестабильного углеводородного конденсата из пластового газа (варианты) и установка для его осуществления | |
| CN109305720B (zh) | 一种两级余压回收的反渗透海水淡化系统及基于其的海水淡化处理方法 | |
| RU2016134819A (ru) | Способ и система для обработки текучей среды обратного притока, выходящей с площадки скважины | |
| MY150471A (en) | Separation system and method | |
| RU2017123568A (ru) | Интегрированный способ риформинга и изомеризации углеводородов и установка для его осуществления | |
| WO2015018945A3 (en) | Subsea well stream treatment | |
| RU2014135337A (ru) | Многоступенчатая аэрационная установка | |
| MX2015008125A (es) | Un sistema de tratamiento de fluido, un aparato de procesacimiento de fluido y un metodo para tratar una mezcla. | |
| CN103119295A (zh) | 用于净化气体流的方法和设备 | |
| RU2561072C2 (ru) | Способ извлечения гелия из природного газа | |
| RU2555909C1 (ru) | Способ подготовки углеводородного газа к транспорту | |
| RU2515242C1 (ru) | Способ утилизации газов выветривания | |
| RU123684U1 (ru) | Установка подготовки газоконденсатного флюида и стабилизации конденсата | |
| RU109007U1 (ru) | Установка подготовки топливного газа из природного или попутного нефтяного газа | |
| RU122748U1 (ru) | Система сбора, подготовки и транспортировки продукции скважин | |
| GB2526820A (en) | System and process for pumping fluids | |
| RU2011112803A (ru) | Способ подготовки попутного нефтяного газа |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PC41 | Official registration of the transfer of exclusive right |
Effective date: 20210309 |