RU2124929C1 - Method of treating natural gas - Google Patents
Method of treating natural gas Download PDFInfo
- Publication number
- RU2124929C1 RU2124929C1 RU98111346A RU98111346A RU2124929C1 RU 2124929 C1 RU2124929 C1 RU 2124929C1 RU 98111346 A RU98111346 A RU 98111346A RU 98111346 A RU98111346 A RU 98111346A RU 2124929 C1 RU2124929 C1 RU 2124929C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- methanol
- separation
- gas
- hydrocarbon
- water
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к процессам подготовки природного газа перед его транспортировкой и может найти применение в газовой и нефтяной промышленности. The invention relates to processes for the preparation of natural gas before transportation and may find application in the gas and oil industry.
Известен способ подготовки природного газа к транспорту, включающий введение в поток газа метанола, ступенчатую сепарацию, охлаждение газа между ступенями сепарации, дегазацию и охлаждение нестабильного конденсата, полученного после каждой ступени сепарации, и противоточное контактирование конденсата со всех ступеней сепарации с отсепарированным газом в верхней зоне сепаратора последней ступени, в которой газ, полученный после дегазации нестабильного конденсата, подают в нижнюю зону сепаратора последней ступени сепарации (патент РФ 1245826 А1, кл. F25 J 3/00, 1986). A known method of preparing natural gas for transport, including introducing methanol into the gas stream, stepwise separation, cooling the gas between the separation stages, degassing and cooling the unstable condensate obtained after each separation stage, and countercurrent contacting of the condensate from all separation stages with the separated gas in the upper zone the separator of the last stage, in which the gas obtained after degassing of unstable condensate is fed into the lower zone of the separator of the last separation stage (RF patent 1245826 A1, CL F25 J 3/00, 1986).
К недостаткам способа относится необходимость предварительного значительного насыщения поступающего на обработку газа метанолом, что ведет к повышенным потерям ингибитора с водной фазой, конденсатом и обработанным газом. The disadvantages of the method include the need for significant preliminary saturation of the gas supplied to the treatment with methanol, which leads to increased losses of the inhibitor with the aqueous phase, condensate and treated gas.
Известен способ подготовки углеводородного газа к транспортировке, включающий ступенчатую сепарацию, охлаждение газового потока между ступенями сепарации, введение в поток водорастворимого летучего органического ингибитора гидратообразования, выведение из сепараторов жидкости, разделение ее на углеводородную и водную фазы, в котором выделенную водную фазу направляют в поток газа, поступающий на одну из предыдущих ступеней сепарации (патент РФ 1350447 А1, кл F 17 D 1/05, 1993). A known method of preparing hydrocarbon gas for transportation, including stepwise separation, cooling the gas stream between the separation stages, introducing a water-soluble volatile organic hydrate inhibitor into the stream, removing liquid from the separators, separating it into a hydrocarbon and an aqueous phase, in which the separated aqueous phase is directed into a gas stream entering one of the previous stages of separation (RF patent 1350447 A1, class F 17 D 1/05, 1993).
Основной недостаток способа - увеличение потерь ингибитора с водной фазой при наличии метанола в поступающем газе, т.е. при возможности гидратообразования в системе сбора продукции скважин до стадии промысловой обработки. The main disadvantage of this method is the increase in losses of the inhibitor with the aqueous phase in the presence of methanol in the incoming gas, i.e. if hydrate formation is possible in the well production collection system to the stage of field processing.
Техническим результатом является обеспечение дозированной подачи ингибитора гидратообразования - метанола при достижении его минимального расхода и сохранении безгидратного режима обработки углеводородного газа. The technical result is the provision of a metered supply of a hydrate inhibitor, methanol, while achieving its minimum flow rate and maintaining a non-hydrate mode of processing hydrocarbon gas.
Вышеуказанный технический результат достигается способом обработки углеводородного газа, содержащего метанол, включающим ступенчатую сепарацию охлаждением газового потока между ступенями сепарации, введение ингибитора гидратообразования метанола, вывод из сепараторов жидкостной смеси, разделение ее на углеводородную и водометанольную фазы, подачу последней на контактирование с газом на предыдущие ступени сепарации, выведение из сепараторов получаемой после контактирования с газом водометанольной фазы и регенерацию из нее метанола, возврат регенерированного метанола в поток газа, причем ингибитор гидратообразования вводят в количестве, определяемом из соотношения
где G - расход метанола с концентрацией 93-98 мас.%, кг/т конденсата;
Р - давление при условиях разделения углеводородной жидкости и водометанольной фазы, МПа;
t - температура при условиях разделения углеводородной жидкости и водометанольной фазы, oС;
С - концентрация метанола в водометанольной фазе при условиях отделения от углеводородной жидкости, мас.%;
при этом его подают в углеводородную жидкость, взятую из первой ступени сепарации, полученную смесь охлаждают до минус 10-24oС и подают на противоточное контактирование с отсепарированным газом на последнюю ступень сепарации, затем жидкие фазы с этой ступени объединяют с жидкими фазами из промежуточных ступеней сепарации, объединенный поток нагревают до минус 1-7oС и разделяют на углеводородную фазу, которую отводят потребителю, а также на газовую и водометанольную фазы, которые подают в газовый поток на предыдущие ступени сепарации.The above technical result is achieved by a method of processing a hydrocarbon gas containing methanol, including stepwise separation by cooling the gas stream between the separation stages, introducing a methanol hydrate inhibitor, withdrawing the liquid mixture from the separators, separating it into hydrocarbon and water-methanol phases, supplying the latter to the previous stages for contacting with gas separation, removal from the separators obtained after contacting with the gas water-methanol phase and the regeneration of methane from it la, the return of regenerated methanol to the gas stream, and the hydrate inhibitor is introduced in an amount determined from the ratio
where G is the consumption of methanol with a concentration of 93-98 wt.%, kg / t of condensate;
P is the pressure under the conditions of separation of the hydrocarbon liquid and the water-methanol phase, MPa;
t is the temperature under the conditions of separation of the hydrocarbon liquid and the water-methanol phase, o С;
C is the concentration of methanol in the water-methanol phase under conditions of separation from a hydrocarbon liquid, wt.%;
while it is fed into a hydrocarbon liquid taken from the first separation stage, the resulting mixture is cooled to minus 10-24 o C and fed to countercurrent contacting with separated gas to the last separation stage, then the liquid phases from this stage are combined with the liquid phases from the intermediate stages separation, the combined stream is heated to minus 1-7 o C and divided into the hydrocarbon phase, which is assigned to the consumer, as well as the gas and water-methanol phases, which are fed into the gas stream to the previous separation stages.
Технический результат изобретения способа состоит в том, что обеспечивается дозированная подача ингибитора гидратообразования - метанола в количестве, предотвращающем образование гидратов и определяемом в зависимости от параметров разделения водометанольной фазы, газа и конденсата-абсорбента перед подачей последнего на противоточное контактирование с газом на последнюю ступень сепарации. The technical result of the invention of the method is that it provides a metered supply of a hydrate inhibitor - methanol in an amount that prevents the formation of hydrates and is determined depending on the separation parameters of the water-methanol phase, gas and absorbent condensate before feeding the latter to countercurrent contact with gas to the last separation stage.
Сущность способа заключается в том, что при введении метанола в охлаждаемый поток жидких углеводородов происходит снижение температуры образования твердой гидратной фазы ниже температуры процесса. При этом метанол выполняет функцию ингибитора гидратообразования, препятствует образованию газовых гидратов и предотвращает забивку ими оборудования и трубопроводов. Кроме того, нормальное ведение процесса обработки газа достигается при минимально необходимом расходе метанола. The essence of the method lies in the fact that when methanol is introduced into the cooled stream of liquid hydrocarbons, the temperature of formation of the solid hydrated phase decreases below the temperature of the process. At the same time, methanol acts as an inhibitor of hydrate formation, prevents the formation of gas hydrates and prevents them from clogging equipment and pipelines. In addition, the normal conduct of the gas processing process is achieved with the minimum required methanol consumption.
Согласно изобретению эмпирически установлена взаимосвязь между расходом концентрированного метанола для предупреждения гидратообразования в конденсате-абсорбенте и количеством и параметрами последнего при условиях его отделения от газовой и водометанольной фазы перед подачей в сепаратор-абсорбер. Присутствие метанола в поступающем на обработку газожидкостном потоке обусловлено необходимостью закачки ингибитора во внутрипромысловые газопроводы при снижении температуры поступающего на обработку газа ниже температуры образования гидратов. Поскольку водная фаза содержит метанол, последний растворяется также и в конденсате-абсорбенте. Благодаря частичному насыщению конденсата-абсорбента метанолом предупреждение гидратообразования в конденсате при его последующем охлаждении обеспечивается при меньшем расходе ингибитора. Степень насыщения метанола конденсатом зависит от нескольких факторов, и найденная эмпирическая зависимость включает следующие параметры: концентрацию метанола в водной фазе, с которой контактирует конденсат-абсорбент при условиях разделения, а также давление и температуру при тех же условиях. Кроме того, зависимость получена исходя из самых неблагоприятных для предупреждения гидратообразования условий в конденсате-абсорбенте в процессе его охлаждении и непосредственно при противоточном контактировании с газом в сепараторе-абсорбере. According to the invention, an empirically established relationship between the consumption of concentrated methanol to prevent hydrate formation in the absorbent condensate and the quantity and parameters of the latter under conditions of its separation from the gas and water-methanol phases before being fed to the separator-absorber. The presence of methanol in the gas-liquid stream coming to the treatment is due to the need to inject the inhibitor into the infield gas pipelines while lowering the temperature of the gas entering the processing below the temperature of hydrate formation. Since the aqueous phase contains methanol, the latter also dissolves in the absorbent condensate. Due to the partial saturation of the absorbent condensate with methanol, hydrate formation in the condensate is prevented during subsequent cooling with a lower consumption of inhibitor. The degree of saturation of methanol with a condensate depends on several factors, and the empirical dependence found includes the following parameters: the concentration of methanol in the aqueous phase with which the condensate-absorbent contacts under separation conditions, as well as pressure and temperature under the same conditions. In addition, the dependence was obtained on the basis of the most unfavorable conditions for preventing hydrate formation in the absorbent condensate during its cooling and directly during countercurrent contact with gas in the absorber separator.
Ингибитор гидратообразования метанол вводят в поток конденсата-абсорбента перед его охлаждением в количестве, определяемом из соотношения
где G - расход метанола с концентрацией 93-98 мас.%, кг/т конденсата;
Р - давление при условиях разделения углеводородной жидкости и водометанольной фазы, МПа;
t - температура при условиях разделения углеводородной жидкости и водометанольной фазы, oС;
Проводимое соотношение учитывает присутствие метанола в ингибируемом конденсате-абсорбенте и позволяет строго определить необходимое количество метанола для предупреждения гидратообразования.The methanol hydrate inhibitor is introduced into the condensate-absorbent stream before it is cooled in an amount determined from the ratio
where G is the consumption of methanol with a concentration of 93-98 wt.%, kg / t of condensate;
P is the pressure under the conditions of separation of the hydrocarbon liquid and the water-methanol phase, MPa;
t is the temperature under the conditions of separation of the hydrocarbon liquid and the water-methanol phase, o С;
The ratio takes into account the presence of methanol in the inhibited absorbent condensate and allows you to strictly determine the required amount of methanol to prevent hydrate formation.
На чертеже представлена схема обработки газа. The drawing shows a gas processing scheme.
Способ реализуется следующим образом. The method is implemented as follows.
Поступающий газ, содержащий метанол, подают на первичную сепарацию в сепаратор 1, где из него выделяют водометанольный раствор и углеводородный конденсат. Отсепарированный газ проходит дополнительную очистку в сепарационной секции сепаратора первой ступени 2 и поступает в верхнюю зону сепаратора 2 на контактирование с отработанным ингибитором гидратообразования - водометанольным раствором. Оставшуюся после контактирования часть водометанольного раствора из верхней зоны сепаратора 2 направляют в блок регенерации метанола 6, откуда регенерированный метанол направляют в поток газа для повторного использования в качестве ингибитора гидратообразования. The incoming gas containing methanol is fed for primary separation to the separator 1, where a water-methanol solution and hydrocarbon condensate are separated from it. The separated gas undergoes additional purification in the separation section of the separator of the first stage 2 and enters the upper zone of the separator 2 for contact with the spent hydrate inhibitor - water-methanol solution. The part of the water-methanol solution remaining after contacting from the upper zone of the separator 2 is sent to the methanol recovery unit 6, from where the regenerated methanol is sent to the gas stream for reuse as a hydrate inhibitor.
Выделенные при сепарации на первой ступени в сепараторах 1,2 жидкие фазы направляют в емкость 5. В емкости 5 поступающую смесь разделяют на газ, водную фазу и жидкие углеводороды. Водную фазу направляют в промстоки, а газовую - в куб сепаратора-абсорбера 10. Углеводородную жидкость из емкости 5 охлаждают в рекуперативном теплообменнике 11 до температуры минус 10-24oС и подают на противоточное контактирование с газом в сепаратор-абсорбер 10.The liquid phases recovered during the separation in the first stage in the separators 1.2 are sent to the vessel 5. In the vessel 5, the incoming mixture is separated into gas, an aqueous phase and liquid hydrocarbons. The aqueous phase is sent to industrial wastewater, and the gas phase to the cube of the separator-absorber 10. The hydrocarbon liquid from the tank 5 is cooled in a recuperative heat exchanger 11 to a temperature of minus 10-24 o C and fed to countercurrent contact with gas in the separator-absorber 10.
В поток газа из сепаратора 2, содержащий пары метанола, дополнительно закачивают метанол, после чего газ охлаждают в воздушном холодильнике 3, рекуперативном теплообменнике 4 и направляют в сепаратор 7. В сепараторе 7 газ отделяют от сконденсировавшейся жидкости и через эжектор 8 и расширительное устройство 9 подают в сепаратор-абсорбер 10. Охлажденный за счет расширения газ поступает на противоточное контактирование с углеводородной жидкостью из емкости 5. Обработанный в сепараторе-абсорбере 10 газ нагревают в теплообменнике 4 и направляют потребителям, а выделенную жидкость объединяют с жидкостью из сепаратора 7. Образовавшуюся смесь нагревают в рекуперативных теплообменниках 11 до температуры минус 1-7oС и направляют в емкость 12 для разделения на газовую, водную и жидкую углеводородную фазы. Жидкие углеводороды из емкости 12 подают потребителям, а газы дегазации через эжектор 8 направляют в абсорбер-сепаратор 10. Водную фазу, содержащую метанол, подают на контактирование с газом в сепаратор 1.Methanol is additionally pumped into the gas stream from the separator 2 containing methanol vapors, after which the gas is cooled in the air cooler 3, the recuperative heat exchanger 4 and sent to the separator 7. In the separator 7 the gas is separated from the condensed liquid and fed through the ejector 8 and the expansion device 9 to the separator-absorber 10. The gas cooled by expansion enters countercurrent contact with the hydrocarbon liquid from the tank 5. The gas processed in the separator-absorber 10 is heated in the heat exchanger 4 and sent to to the detectors, and the separated liquid is combined with the liquid from the separator 7. The resulting mixture is heated in recuperative heat exchangers 11 to a temperature of minus 1-7 o C and sent to the tank 12 for separation into gas, water and liquid hydrocarbon phases. Liquid hydrocarbons from the tank 12 are supplied to consumers, and the degassing gases through the ejector 8 are sent to the absorber-separator 10. The aqueous phase containing methanol is fed to the gas separator 1 for contacting with gas.
Используемый для предотвращения гидратообразования на установке метанол с концентрацией 93-98 мас.% закачивают в поток поступающего на обработку газа, а также в поток газа перед воздушным холодильником 3 и в поток конденсата перед рекуперативным теплообменником 11. Used to prevent hydrate formation at the installation, methanol with a concentration of 93-98 wt.% Is pumped into the gas stream coming to the treatment, as well as into the gas stream before the air cooler 3 and into the condensate stream before the regenerative heat exchanger 11.
Пример 1. Исходный пластовый газ состава, мол.%: N2 0,51; CH4 89,98; CO2 0,21; C2H6 4,44; C3H8 1,91; C4H10 1,01; C5H12 + высш. 1,94 в количестве 400 тыс. Нм3/ч поступает на установку обработки газа.Example 1. The initial reservoir gas composition, mol.%: N 2 0,51; CH 4 89.98; CO 2 0.21; C 2 H 6 4.44; C 3 H 8 1.91; C 4 H 10 1.01; C 5 H 12 + sup. 1.94 in the amount of 400 thousand Nm 3 / h is supplied to the gas processing unit.
При обработке газа устанавливают следующие параметры: в сепараторах первой ступени 1,2 давление 10 МПа и температура 21oС, в сепараторе 9 давление 9,8 МПа и температура минус 13oС, на входе в сепаратор-абсорбер 12 давление 5,5 МПа и температура минус 30oС.When processing gas, the following parameters are set: in the separators of the first stage 1.2, a pressure of 10 MPa and a temperature of 21 o C, in a separator 9 a pressure of 9.8 MPa and a temperature of minus 13 o C, at the inlet to the separator-absorber 12 a pressure of 5.5 MPa and temperature minus 30 o C.
В разделительной емкости 5 давление 5,7 МПа и температура 16oС, в разделительной емкости 13 давление 3 МПа и температура минус 4oС.In the separation vessel 5, the pressure is 5.7 MPa and a temperature of 16 ° C. , in the separation vessel 13, the pressure is 3 MPa and a temperature of minus 4 ° C.
В разделительной емкости 5 выделяют 34 т/ч углеводородного конденсата, который охлаждают в рекуперативном теплообменнике 11 до температуры минус 15oС и подают на орошение в сепаратор-абсорбер 10.In the separation tank 5, 34 t / h of hydrocarbon condensate are isolated, which is cooled in a regenerative heat exchanger 11 to a temperature of minus 15 ° C. and fed to the separator-absorber 10 for irrigation.
Во всех аппаратах установки имеют место термобарические условия для образования гидратов. In all apparatuses of the installation, thermobaric conditions for the formation of hydrates take place.
Метанол для обеспечения безгидратных условий в газовых потоках, включая сепаратор-абсорбер 10, закачивают в поток газа перед воздушным холодильником 3. Methanol to ensure hydrated conditions in the gas flows, including the separator-absorber 10, is pumped into the gas stream in front of the air cooler 3.
Для предотвращения гидратообразования в конденсате-абсорбенте метанол закачивают перед рекуперативным теплообменником 11 с учетом условий разделения в емкости 5. Давление в разделителе 5 Р=5,7 МПа, температура t=16oC, концентрация метанола в контактирующей с конденсатом водной фазе С=10 мас.%.To prevent hydrate formation in the absorbent condensate, methanol is pumped in front of the recuperative heat exchanger 11 taking into account the conditions of separation in the vessel 5. Pressure in the separator 5 P = 5.7 MPa, temperature t = 16 o C, methanol concentration in the aqueous phase in contact with the condensate C = 10 wt.%.
Расход метанола при выделении в разделителе 5 конденсата в количестве 34 т/ч и подаче его на орошение в абсорбер-сепаратор 10 определяют из соотношения
и составляет для условий примера G ≥ 31,5 кг/ч.The methanol consumption when condensate is separated in the separator 5 in an amount of 34 t / h and fed to the absorber-separator 10 for irrigation is determined from the ratio
and is for the conditions of example G ≥ 31.5 kg / h.
Общий расход метанола на установке с учетом его ввода перед теплообменником 3 составляет 313,2 кг/ч. The total consumption of methanol in the installation, taking into account its input in front of the heat exchanger 3, is 313.2 kg / h.
Подача метанола в поток конденсата-абсорбента в количестве, определенном по предложенному соотношению, предотвращает гидратообразование в конденсате-абсорбенте и в сепараторе-абсорбере 10, а также обеспечивает снижение расхода ингибитора. The supply of methanol to the condensate-absorbent stream in an amount determined by the proposed ratio prevents hydrate formation in the condensate-absorbent and in the separator-absorber 10, and also reduces the consumption of the inhibitor.
Данные по примеру осуществления способа приведены в таблице. The data according to an example implementation of the method are shown in the table.
Claims (1)
где G - расход метнола с концентрацией 93 - 98 мас.%, кг/т конденсата;
P - давление при условиях разделения углеводородной жидкости и водно-метанольной фазы, Мпа;
t - температура при условиях разделения углеводородной жидкости и водометанольной фазы, oC;
C - концентрация метанола в водометанольной фазе при условиях отделения от углеводородной жидкости, мас.%,
при этом его подают в углеводородную жидкость, взятую из первой ступени сепарации, полученную смесь охлаждают до минус 10 - 24oC и подают на противоточное контактирование с отсепарированным газом на последнюю ступень сепарации, затем жидкие фазы с этой ступени объединяют с жидкими фазами из промежуточных ступеней сепарации, объединенный поток нагревают до минус 1 - 7oC и разделяют на углеводородную фазу, которую отводят потребителю, а также на газовую и водометанольную фазы, которые подают в газовый поток на предыдущие ступени сепарации.A method of processing a hydrocarbon gas containing methanol, including stepwise separation with cooling the gas stream between the separation stages, introducing a hydrate inhibitor - concentrated methanol, withdrawing the liquid mixture from the separators, separating it into a hydrocarbon and water-methanol phase, supplying the latter to the previous stages of separation with gas , removal from the separators obtained after contacting with the gas water-methanol phase and the regeneration of methanol from it, return regenerated of methanol in the gas stream, wherein the hydrate inhibitor is administered in an amount determined by the relation
where G is the consumption of methnol with a concentration of 93 - 98 wt.%, kg / t of condensate;
P is the pressure under the conditions of separation of the hydrocarbon liquid and the water-methanol phase, MPa;
t is the temperature under the conditions of separation of the hydrocarbon liquid and the water-methanol phase, o C;
C is the concentration of methanol in the water-methanol phase under conditions of separation from a hydrocarbon liquid, wt.%,
while it is fed into a hydrocarbon fluid taken from the first separation stage, the resulting mixture is cooled to minus 10 - 24 o C and fed to countercurrent contacting with separated gas to the last separation stage, then the liquid phases from this stage are combined with the liquid phases from the intermediate stages separation, the combined stream is heated to minus 1 - 7 o C and divided into the hydrocarbon phase, which is assigned to the consumer, as well as the gas and water-methanol phases, which are fed into the gas stream to the previous separation stages.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU98111346A RU2124929C1 (en) | 1998-06-23 | 1998-06-23 | Method of treating natural gas |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU98111346A RU2124929C1 (en) | 1998-06-23 | 1998-06-23 | Method of treating natural gas |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2124929C1 true RU2124929C1 (en) | 1999-01-20 |
Family
ID=20207255
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU98111346A RU2124929C1 (en) | 1998-06-23 | 1998-06-23 | Method of treating natural gas |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2124929C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2489198C1 (en) * | 2012-01-31 | 2013-08-10 | Игорь Борисович Мерзляков | Method of separating water-organic mixes and device to this end |
-
1998
- 1998-06-23 RU RU98111346A patent/RU2124929C1/en active
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2489198C1 (en) * | 2012-01-31 | 2013-08-10 | Игорь Борисович Мерзляков | Method of separating water-organic mixes and device to this end |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US8764892B2 (en) | Reabsorber for ammonia stripper offgas | |
| US4748011A (en) | Method and apparatus for sweetening natural gas | |
| RU2508308C2 (en) | Method of regenerating hydrate inhibitor | |
| JP4264594B2 (en) | Method for dehydration and separation of liquid hydrocarbons from natural gas using solvent mixtures | |
| RU2480401C2 (en) | Method and apparatus for regenerating amine-containing solution to wash incoming gas during purification | |
| JP2012529364A (en) | Method and recycling device for recycling CO2 absorbent | |
| JP2010188336A (en) | Gas deacidizing method using absorbent solution accompanied by demixing at the time of regeneration | |
| CN100512930C (en) | Process for the dehydration of gases | |
| CN107438475B (en) | Method for energy-efficient recovery of carbon dioxide from an absorbent and apparatus suitable for operating the method | |
| EA008970B1 (en) | Regeneration of acid gas-containing treatment fluids | |
| JPH08283757A (en) | Method and apparatus for refining natural gas by removing atleast one acidic gas therefrom with solvent | |
| NO163317B (en) | PROCEDURE FOR NATURAL GAS CLEANING. | |
| RU2547021C1 (en) | Method and unit for stripping of natural gas from carbon dioxide and hydrogen sulphide | |
| NL8300020A (en) | METHOD FOR REMOVING ACID GASES FROM A HOT STEAMIC GAS MIXTURE | |
| RU2179569C2 (en) | Method of treating gas containing methane, at least one higher hydrocarbon, and water | |
| CN102933283A (en) | Process and apparatus for drying and compressing a co2-rich stream | |
| US11266945B2 (en) | Combined acid gas removal and water filtration system | |
| RU2124929C1 (en) | Method of treating natural gas | |
| RU2161526C1 (en) | Natural gas treatment process | |
| RU2283690C1 (en) | Method for processing gas-condensate hydrocarbon mixture | |
| RU2385180C1 (en) | Method to purify hydrocarbon gases | |
| RU2124930C1 (en) | Method of treating natural gas | |
| RU2175882C2 (en) | Method of treating hydrocarbon gas for transportation | |
| RU2599157C1 (en) | Method of preparing hydrocarbon gas for transportation | |
| CN109701363A (en) | A method of methanol in recycling low temperature washing device for methanol sour gas |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PC4A | Invention patent assignment |
Effective date: 20091124 |
|
| QZ41 | Official registration of changes to a registered agreement (patent) |
Free format text: LICENCE FORMERLY AGREED ON 19990420 Effective date: 20111007 |
|
| QZ41 | Official registration of changes to a registered agreement (patent) |
Free format text: LICENCE FORMERLY AGREED ON 19990420 Effective date: 20121106 |