RU2175882C2 - Method of treating hydrocarbon gas for transportation - Google Patents
Method of treating hydrocarbon gas for transportation Download PDFInfo
- Publication number
- RU2175882C2 RU2175882C2 RU99126816A RU99126816A RU2175882C2 RU 2175882 C2 RU2175882 C2 RU 2175882C2 RU 99126816 A RU99126816 A RU 99126816A RU 99126816 A RU99126816 A RU 99126816A RU 2175882 C2 RU2175882 C2 RU 2175882C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- separator
- stage
- separation
- aqueous phase
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к газонефтяной промышленности, в частности к обработке углеводородного газа с использованием низкотемпературного процесса, и может быть использовано в процессах промысловой подготовки и заводской обработки углеводородных газов. The invention relates to the oil and gas industry, in particular to the processing of hydrocarbon gas using a low-temperature process, and can be used in field preparation and factory processing of hydrocarbon gases.
Известен способ подготовки углеводородного газа к транспорту методом низкотемпературной сепарации (НТС) газа (см. Балыбердина И.Т. Физические методы переработки и использования газа. -М.: Недра, 1988, с. 153-154). Этот способ осуществляется путем охлаждения газа в теплообменниках и редуцирующих устройствах (дросселях, детандерах и/или эжекторах) с последующим отделением конденсирующихся фаз в сепараторах. При температуре в концевом низкотемпературном сепараторе ниже минус 25oC обеспечивается высокая степень извлечения жидких углеводородов (C5H12+высшие) из природного газа газоконденсатных месторождений (выше 95%). Для предупреждения гидратообразования в поток газа перед теплообменниками и расширительными устройствами подается ингибитор гидратообразования (обычно гликоль или метанол). Отработанный (насыщенный) ингибитор регенерируется методом ректификации на отдельной установке регенерации.There is a method of preparing hydrocarbon gas for transport by the method of low-temperature separation (STS) of gas (see Balyberdina IT Physical methods of processing and use of gas. -M .: Nedra, 1988, p. 153-154). This method is carried out by cooling the gas in heat exchangers and reducing devices (chokes, expanders and / or ejectors), followed by separation of the condensing phases in the separators. When the temperature in the terminal low-temperature separator below minus 25 o C provides a high degree of extraction of liquid hydrocarbons (C 5 H 12 + higher ) from natural gas from gas condensate fields (above 95%). To prevent hydrate formation, a hydrate inhibitor (usually glycol or methanol) is supplied to the gas stream in front of the heat exchangers and expansion devices. The spent (saturated) inhibitor is regenerated by the rectification method in a separate regeneration unit.
Трехступенчатая схема НТС реализована на Уренгойском газоконденсатном месторождении с использованием в качестве ингибитора гидратообразования метанола (см. Бурмистров А.Г., Истомин В.А., Сулейманов Р.С., Кульков А.Н. Расход метанола и пути его сокращения при промысловой обработке газа Уренгойского газоконденсатного месторождения. Подготовка, переработка и использование газа. -М.: ВНИИЭгазпром, 1986, N 1, с. 8-11). A three-stage NTS scheme was implemented at the Urengoy gas condensate field using methanol as an inhibitor of hydrate formation (see Burmistrov A.G., Istomin V.A., Suleymanov R.S., Kulkov A.N. Methanol consumption and ways to reduce it during field processing gas Urengoy gas condensate field. Preparation, processing and use of gas. -M .: VNIIEgazprom, 1986, N 1, S. 8-11).
Недостатком указанного способа является повышенный расход метанола и энергетические затраты на регенерацию отработанного метанола. Регенерация метанола методом ректификации неэффективна при низких концентрациях метанола в насыщенном растворе (ниже 10-15 мас.%). В связи с этим метанольные воды низких концентраций утилизируют методом сжигания или закачкой через специальные скважины в поглощающий пласт (горизонт). Поскольку метанол является сильно токсичным веществом, это отрицательно сказывается на экологии окружающей среды (воздушного бассейна и геологической среды). The disadvantage of this method is the increased consumption of methanol and energy costs for the regeneration of spent methanol. The rectification of methanol by distillation is ineffective at low concentrations of methanol in a saturated solution (below 10-15 wt.%). In this regard, methanol waters of low concentrations are disposed of by burning or by injection through special wells into an absorbing layer (horizon). Since methanol is a highly toxic substance, this negatively affects the ecology of the environment (air basin and geological environment).
Наиболее близким аналогом по сути к предлагаемому техническому решению является способ подготовки газоконденсатной смеси к транспорту трехступенчатой сепарацией (см. патент СССР N 1350447, кл. F 17 D 1/05, 1987), включающий ступенчатую сепарацию, охлаждение газового потока между ступенями сепарации, введение в поток газа водорастворимого летучего органического ингибитора гидратообразования, выведение из сепараторов жидкости, разделение ее на углеводородную и водную фазы и направление последней в поток газа, поступающий на одну из предыдущих ступеней сепарации. The closest analogue in fact to the proposed technical solution is a method of preparing a gas-condensate mixture for transport by three-stage separation (see USSR patent N 1350447, CL F 17 D 1/05, 1987), including step-by-step separation, cooling the gas stream between the separation stages, introduction into the gas stream of a water-soluble volatile organic hydrate inhibitor, removing liquid from the separators, separating it into a hydrocarbon and water phases and directing the latter to a gas stream entering one of the previous stages Eney separation.
Подача насыщенного летучего ингибитора (например, метанола) с последующих ступеней сепарации на предыдущую (т.е. в голову технологического процесса) сокращает расход концентрированного (исходного ингибитора) за счет его испарения из водной фазы в газовую, а в благоприятных случаях позволяет полностью отказаться от традиционной технологии регенерации насыщенных растворов ингибитора - метанола методом ректификации (его регенерация в схеме по патенту N 1350447, кл. F 17 D 1/05, 1987, фактически осуществляется непосредственно в самом технологическом процессе за счет использования энергии потока газа на первых ступенях сепарации). The supply of a saturated volatile inhibitor (for example, methanol) from the subsequent stages of separation to the previous one (i.e., to the head of the technological process) reduces the consumption of concentrated (initial inhibitor) due to its evaporation from the aqueous phase into the gas phase, and, in favorable cases, completely eliminates traditional technology for the regeneration of saturated solutions of an inhibitor - methanol by rectification method (its regeneration in the scheme according to patent N 1350447, class F 17 D 1/05, 1987, is actually carried out directly in the technological Processes for the use of gas flow energy in the first separation step).
Указанный способ подготовки газа показал работоспособность и высокую эффективность в начальный период эксплуатации газоконденсатного месторождения, когда газосборные сети (система внутрипромысловых газопроводов, связывающих кусты газоконденсатных скважин с установкой промысловой подготовки газа) функционировали практически в "безгидратном" режиме. Рассматриваемый способ-прототип реализован на одной из установок комплексной подготовки газа (УКПГ-5В) Уренгойского газоконденсатного месторождения с использованием метанола в качестве летучего и растворимого в сжатом природном газе ингибитора гидратообразования. Однако в процессе падения пластового давления и уменьшения производительности кустов скважин изменяется термодинамический режим работы системы внутрипромысловых трубопроводов (коллекторов и шлейфов, соединяющих кусты газоконденсатных скважин с установкой НТС). При этом постепенно снижается температура газа на устьях скважин, поэтому коллектора и шлейфы все в большей степени начинают работать в гидратном режиме. Концентрированный метанол начинают подавать на кусты скважин с целью ингибирования шлейфов и коллекторов. Это приводит к тому, что в жидкой водной фазе, отделяемой в сепараторе первой ступени установки НТС, концентрация отработанного метанола составляет 3-20 мас.% и более (концентрация метанола в отработанном водном растворе зависит от температуры в шлейфах на входе в установку подготовки газа, которая в свою очередь зависит от температуры воздуха). Тем самым снижается эффективность подготовки углеводородного газа к транспорту по способу-прототипу за счет ухудшения условий для испарения на первой ступени сепарации подаваемого с предыдущей ступени сепарации отработанного метанола (из-за понижения температуры и присутствия паров метанола в газе, поступающем на первую ступень сепарации). Кроме того, отделяемый в сепараторе первой ступени водный метанол относительно низкой концентрации уже не подлежит регенерации и закачивается в пласт через специальную скважину. При этом не только увеличивается норма расхода метанола, но и резко ухудшаются экологические показатели рассматриваемого технологического процесса. The indicated gas preparation method showed operability and high efficiency in the initial period of operation of the gas condensate field, when gas collection networks (a system of infield gas pipelines connecting bushes of gas condensate wells with a field gas treatment unit) functioned almost in a “non-hydrate” mode. The prototype method under consideration was implemented at one of the integrated gas treatment plants (UKPG-5V) of the Urengoy gas condensate field using methanol as a volatile hydrate-forming inhibitor in compressed natural gas. However, in the process of a drop in reservoir pressure and a decrease in the productivity of well clusters, the thermodynamic mode of operation of the infield piping system (collectors and loops connecting the gas condensate well clusters to the NTS installation) changes. At the same time, the gas temperature at the wellheads gradually decreases, so the collectors and plumes increasingly begin to work in hydrated mode. Concentrated methanol begins to be fed to well clusters to inhibit loops and reservoirs. This leads to the fact that in the liquid aqueous phase separated in the separator of the first stage of the NTS installation, the concentration of spent methanol is 3-20 wt.% Or more (the concentration of methanol in the spent aqueous solution depends on the temperature in the loops at the inlet to the gas treatment unit, which in turn depends on air temperature). This reduces the efficiency of preparation of hydrocarbon gas for transport according to the prototype method due to the deterioration of the conditions for evaporation of the spent methanol supplied from the previous separation stage at the first separation stage (due to lowering the temperature and the presence of methanol vapor in the gas entering the first separation stage). In addition, the relatively low concentration of water methanol separated in the first stage separator is no longer subject to regeneration and is pumped into the reservoir through a special well. At the same time, not only does the methanol consumption rate increase, but the environmental indicators of the technological process under consideration also sharply worsen.
Цель предлагаемого изобретения - снизить расход летучего ингибитора гидратообразования и улучшить экологические показатели на поздних стадиях эксплуатации газоконденсатного месторождения, работающего в условиях Крайнего Севера, при падении пластового давления и необходимости включения в технологическую схему НТС дожимной компрессорной станции (ДКС), устанавливаемой после сепаратора первой ступени установки НТС. The purpose of the invention is to reduce the consumption of a volatile hydrate inhibitor and improve environmental performance in the late stages of operation of a gas condensate field operating in the Far North, with a drop in reservoir pressure and the need to include a booster compressor station (DCS) installed after the first stage separator STC.
Этот способ не требует применения новых дорогостоящих реагентов, снижается расход обычно применяемого ингибитора гидратообразования - метанола и не требует традиционной регенерации отработанного метанола низких концентраций. Способ улучшает экологические показатели установки НТС. This method does not require the use of new expensive reagents, the consumption of the commonly used hydrate inhibitor, methanol, is reduced and does not require the traditional regeneration of spent methanol of low concentrations. The method improves the environmental performance of the installation of the NTS.
Предлагаемый способ заключается в том, что в известном способе, включающем подачу газа с кустов скважин на трехступенчатую сепарацию, компримирование и охлаждение газового потока, введение в него водорастворимого летучего ингибитора гидратообразования (например, метанола), выведение из сепараторов жидкости, разделение ее на углеводородную и водную фазы, направление последней в поток газа, поступающий на одну из предыдущих ступеней сепарации, водную фазу, отводимую из сепаратора третьей ступени, подают в теплообменный аппарат первой ступени сепарации, водную фазу, отводимую из сепаратора второй ступени, смешивают с водной фазой, отводимой с первой ступени сепарации, и полученную смесь подают в массообменную часть десорбера-сепаратора, устанавливаемого на потоке газа после его компримирования, а водную фазу, выделяющуюся в десорбере-сепараторе направляют на утилизацию. The proposed method consists in the fact that in the known method, which includes supplying gas from well clusters to a three-stage separation, compressing and cooling the gas stream, introducing a water-soluble volatile hydrate inhibitor (e.g. methanol) into it, removing liquid from the separators, separating it into hydrocarbon and the aqueous phase, the direction of the latter into the gas stream entering one of the previous separation stages, the aqueous phase discharged from the third stage separator is fed into the heat exchanger of the first stage separation foam, the aqueous phase discharged from the separator of the second stage is mixed with the aqueous phase discharged from the first separation stage, and the resulting mixture is fed to the mass transfer part of the stripper separator installed on the gas stream after compression, and the aqueous phase released in the stripper the separator is sent for disposal.
Кроме того, водную фазу, выделившуюся в сепараторе третьей ступени, делят на две части, одну из которых подают на кусты скважин, а вторую смешивают с водной фазой из сепаратора второй ступени и подают в массообменную часть десорбера-сепаратора. In addition, the aqueous phase separated in the third stage separator is divided into two parts, one of which is fed to the well bushes, and the second is mixed with the aqueous phase from the second stage separator and fed to the mass transfer part of the stripper separator.
Второй вариант предлагаемого способа заключается в том, что в известном способе, включающем подачу газа с кустов скважин на трехступенчатую сепарацию, компримирование и охлаждение газового потока, введение в него водорастворимого летучего ингибитора гидратообразования, выведение из сепараторов жидкости, разделение ее на углеводородную и водную фазы, направление последней в поток газа, поступающий на одну из предыдущих ступеней сепарации и подачу водной фазы, отводимой из сепаратора третьей ступени, в теплообменный аппарат первой ступени, водную фазу, отводимую с первой ступени сепарации, подают в верхнюю, а отводимую со второй ступени сепарации, - в среднюю части массообменного десорбера-сепаратора, устанавливаемого на потоке газа после его компримирования, а водную фазу, выделяющуюся в десорбере-сепараторе, направляют на утилизацию. The second variant of the proposed method consists in the fact that in the known method, comprising supplying gas from well clusters to a three-stage separation, compressing and cooling the gas stream, introducing a water-soluble volatile hydrate inhibitor into it, removing liquid from the separators, and separating it into hydrocarbon and aqueous phases, the direction of the latter into the gas stream entering one of the previous stages of separation and the supply of the aqueous phase discharged from the third stage separator to the heat exchanger of the first stage In this case, the aqueous phase discharged from the first separation stage is fed to the upper and the discharged from the second separation stage to the middle part of the mass transfer stripper separator installed on the gas stream after compression, and the aqueous phase released in the stripper separator is directed for disposal.
Данное техническое решение иллюстрируется чертежом, на котором представлена схема подготовки углеводородного газа газоконденсатной залежи к транспорту по предлагаемому изобретению. This technical solution is illustrated by the drawing, which shows a diagram of the preparation of hydrocarbon gas gas condensate deposits for transport according to the invention.
Способ осуществляется следующим образом. The method is as follows.
Пластовую продукцию с кустов газоконденсатных скважин по трубопроводу 1 подают в сепаратор первой ступени 2, где из него отделяют механические примеси, водную фазу (представляющую собой смесь конденсационной воды, пластовой минерализованной воды и отработанного ингибитора гидратообразования, например метанола) и жидкую углеводородную смесь (углеводородный конденсат). Отсепарированный газ поступает на компримирование на дожимную компрессорную станцию 3 и далее в десорбер-сепаратор 4. В десорбер-сепаратор 4 подают в противотоке с обрабатываемым углеводородным газом водный раствор метанола, при этом осуществляется отдувка метанола в поток газа, а стекающая водная фаза (представляющая собой воду с незначительными примесями летучего ингибитора гидратообразования) из низа десорбера направляется на утилизацию. Далее поток углеводородного газа направляют в аппарат воздушного охлаждения 5, теплообменник 6 и промежуточный сепаратор 7. В промежуточном сепараторе 7 отделяют водный раствор ингибитора и углеводородный конденсат. Водные фазы из входного сепаратора 2 и промежуточного сепаратора 7 объединяют и подают в верх десорбера сепаратора 4. Отсепарированный на промежуточной ступени сепарации газ направляют в теплообменник 8 и расширительное устройство 9 (в качестве расширительного устройства используют дроссель, турбодетандер или эжектор) и далее в концевой низкотемпературный сепаратор 10. В сепараторе 10 отделяют водную фазу (представляющую собой водный раствор ингибитора достаточно высоких концентраций) и углеводородный конденсат. Водную фазу из сепаратора 10 вводят в поток газа перед теплообменником 6, а потоки углеводородного конденсата со всех ступеней сепарации объединяют и направляют на дальнейшую обработку (на установки газофракционирования). Концентрированный летучий ингибитор гидратообразования, например метанол, вводят в поток газа перед теплообменником 8. Осушенный и очищенный от тяжелых углеводородов природный газ через рекуперативные теплообменники 8 и 6 поступает в магистральную газотранспортную систему для подачи потребителю. The reservoir products from the bushes of gas condensate wells are fed through the pipeline 1 to the first stage 2 separator, where mechanical impurities, the aqueous phase (which is a mixture of condensation water, produced mineralized water and spent hydrate inhibitor, such as methanol) and liquid hydrocarbon mixture (hydrocarbon condensate) are separated from it. ) The separated gas is supplied for compression to the
Для оценки эффективности предложенного способа по сравнению с аналогом-прототипом были проведены исследования. На технологическую линию установки низкотемпературной сепарации (УКПГ-2В) подавали пластовую продукцию газоконденсатного месторождения в количестве 200 тыс.м3/час (текущий состав продукции газоконденсатных залежей Уренгойского газоконденсатного месторождения на четырех действующих установках приведен в табл. 1).To assess the effectiveness of the proposed method in comparison with the analogue of the prototype studies were conducted. The production line of the low-temperature separation unit (UKPG-2V) was supplied with formation gas condensate field production in the amount of 200 thousand m 3 / h (the current composition of the gas condensate deposits of the Urengoy gas condensate field in four operating plants is shown in Table 1).
В качестве летучего ингибитора гидратообразования использовался концентрированный метанол (его концентрация составляла 93 мас.%). Concentrated methanol was used as a volatile hydrate inhibitor (its concentration was 93 wt.%).
Результаты проведенных исследований по обработке газоконденсатной смеси по прототипу (т. е. по изобретению N 1350447) и предлагаемому техническому решению приведены в табл. 1. В исследованных режимах давление и температура сырья на входе в сепаратор первой ступени были соответственно 10 МПа и 25oC. Давление газа в третьей (низкотемпературной) ступени сепарации в соответствии с требуемыми показателями по качеству подготовки газа и условиям магистрального транспорта газа поддерживалось на уровне 5,4-5,5 МПа, а температура минус 28 - минус 30oC. Температура газа на входе в ДКС составляла плюс 12oC, на выходе из ДКС - плюс 55oC, после охлаждения в аппарате воздушного охлаждения температура газа снижалась до 25oC.The results of studies on the processing of gas condensate mixtures according to the prototype (i.e., according to the invention N 1350447) and the proposed technical solution are given in table. 1. In the investigated modes, the pressure and temperature of the feedstock at the inlet to the first stage separator were 10 MPa and 25 o C, respectively. The gas pressure in the third (low-temperature) separation stage was maintained at the level in accordance with the required indicators for the quality of the gas preparation and the conditions of the gas main 5.4-5.5 MPa, and a temperature of minus 28 - minus 30 o C. The gas temperature at the inlet to the BCS was + 12 o C, at the outlet of the BCS - plus 55 o C, after cooling in the air-cooling apparatus, the gas temperature decreased up to 25 o C.
В существующей технологии концентрированный метанол подавали на кусты скважин и перед теплообменником 8. В предлагаемой новой технологии концентрированный метанол подается перед теплообменником 8, причем на кусты скважин поступает в необходимом количестве водный раствор метанола, отбираемый из концевого низкотемпературного сепаратора 10. In the existing technology, concentrated methanol was supplied to the well clusters and in front of the heat exchanger 8. In the proposed new technology, concentrated methanol was fed in front of the heat exchanger 8, and the aqueous bushes of methanol taken from the end low-temperature separator 10 were supplied to the well bushes in the required amount.
Из полученных данных (см. табл. 2, где представлено сопоставление показателей прототипа и предлагаемого процессов, отнесенные к 1000 нормальных м3 газа) следует, что расход исходного концентрированного метанола по предлагаемой технологии снизился на ~ 25%. В то же время сброс метанола в сточные воды (направляемые на утилизацию) сократился в 16 раз. При этом концентрация метанола в сточных водах снизилась более чем на порядок и стала соответствовать действующим показателям ПДК на сбросные воды, закачиваемые в поглощающие горизонты.From the data obtained (see table. 2, which shows a comparison of the prototype and the proposed processes, related to 1000 normal m 3 gas), it follows that the consumption of the initial concentrated methanol by the proposed technology decreased by ~ 25%. At the same time, methanol discharge into wastewater (sent for disposal) was reduced by 16 times. At the same time, the concentration of methanol in wastewater decreased by more than an order of magnitude and began to comply with current MPC indicators for wastewater pumped into absorbing horizons.
Таким образом, по предлагаемой технологии достигаются не только более лучшие технико-экономические показатели, экономится ингибитор, но резко улучшаются экологические показатели. При этом отпадает необходимость в оплате штрафных санкций за закачку сточных вод, содержащих метанол. Thus, according to the proposed technology, not only better technical and economic indicators are achieved, the inhibitor is saved, but environmental indicators are sharply improved. At the same time, there is no need to pay penalties for the injection of wastewater containing methanol.
Claims (3)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU99126816A RU2175882C2 (en) | 1999-12-22 | 1999-12-22 | Method of treating hydrocarbon gas for transportation |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU99126816A RU2175882C2 (en) | 1999-12-22 | 1999-12-22 | Method of treating hydrocarbon gas for transportation |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2175882C2 true RU2175882C2 (en) | 2001-11-20 |
| RU99126816A RU99126816A (en) | 2002-02-20 |
Family
ID=20228355
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU99126816A RU2175882C2 (en) | 1999-12-22 | 1999-12-22 | Method of treating hydrocarbon gas for transportation |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2175882C2 (en) |
Cited By (8)
| 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 |
| RU2505763C2 (en) * | 2011-10-21 | 2014-01-27 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Аэрогаз" | Method of dehydrating gas containing co2 |
| RU2532057C1 (en) * | 2013-06-11 | 2014-10-27 | Андрей Владиславович Курочкин | Fractionating refrigerator-capacitor |
| CN104923028A (en) * | 2015-06-02 | 2015-09-23 | 江苏三美化工有限公司 | Method for dehydrating coarse pyrolysis gas in production of vinylidene fluoride and dehydration device |
| CN105370248A (en) * | 2014-08-30 | 2016-03-02 | 中石化重庆涪陵页岩气勘探开发有限公司 | Shale gas well gas testing and production device and flow |
| RU2588912C1 (en) * | 2015-04-21 | 2016-07-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Уренгой" | Method of preparation for transportation of natural gas |
| 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 |
| RU2794267C1 (en) * | 2021-12-27 | 2023-04-13 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Иркутск" (сокр. ООО "Газпром добыча Иркутск") | Method for preparing natural gas for transportation |
-
1999
- 1999-12-22 RU RU99126816A patent/RU2175882C2/en active IP Right Revival
Cited By (8)
| 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 |
| RU2505763C2 (en) * | 2011-10-21 | 2014-01-27 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Аэрогаз" | Method of dehydrating gas containing co2 |
| RU2532057C1 (en) * | 2013-06-11 | 2014-10-27 | Андрей Владиславович Курочкин | Fractionating refrigerator-capacitor |
| CN105370248A (en) * | 2014-08-30 | 2016-03-02 | 中石化重庆涪陵页岩气勘探开发有限公司 | Shale gas well gas testing and production device and flow |
| RU2588912C1 (en) * | 2015-04-21 | 2016-07-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Уренгой" | Method of preparation for transportation of natural gas |
| CN104923028A (en) * | 2015-06-02 | 2015-09-23 | 江苏三美化工有限公司 | Method for dehydrating coarse pyrolysis gas in production of vinylidene fluoride and dehydration device |
| 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 |
| RU2794267C1 (en) * | 2021-12-27 | 2023-04-13 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Иркутск" (сокр. ООО "Газпром добыча Иркутск") | Method for preparing natural gas for transportation |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| AU779505B2 (en) | Process for pretreating a natural gas containing acid gases | |
| CN1826165B (en) | Regeneration of acid gas-containing treatment fluids | |
| US4606741A (en) | Process for purifying natural gas | |
| CN200975826Y (en) | Industrial waste gas reclaiming liquify arrangement | |
| CN107438475B (en) | Method for energy-efficient recovery of carbon dioxide from an absorbent and apparatus suitable for operating the method | |
| WO2012038866A1 (en) | A system and process for carbon dioxide recovery | |
| RU2175882C2 (en) | Method of treating hydrocarbon gas for transportation | |
| RU2714651C1 (en) | Adsorption unit for preparation of hydrocarbon gas | |
| RU2714807C1 (en) | Gas treatment plant for transportation | |
| CN111996049A (en) | Device and method for removing acid gas in natural gas by combining hydrate method and membrane separation method | |
| CN1063086A (en) | Low temperature washing device for methanol | |
| RU2701020C1 (en) | Method of hydrocarbon gas preparation for transport | |
| CN100491245C (en) | Method for preparing liquid carbon dioxide in foodstuff level by using tail gas of cement kiln | |
| CN109701364B (en) | System and method for separating gas by hydration method | |
| RU2725320C1 (en) | Method of hydrocarbon gas preparation for transport | |
| RU2599157C1 (en) | Method of preparing hydrocarbon gas for transportation | |
| CN111732982B (en) | Natural gas dewaxing method and device | |
| RU2124930C1 (en) | Method of treating natural gas | |
| RU2555909C1 (en) | Method of preparation of hydrocarbon gas for transport | |
| CN108384594B (en) | Process and device for purifying Fischer-Tropsch synthesis tail gas and recovering light hydrocarbon | |
| RU2097648C1 (en) | Method of processing natural gas | |
| RU2803501C1 (en) | Natural gas adsorption drying and stripping unit | |
| RU2788945C1 (en) | Device for amine purification of industrial gas and method for its implementation | |
| RU2124929C1 (en) | Method of treating natural gas | |
| RU2784052C1 (en) | Method for purifying natural gas from impurities of carbon dioxide and methanol |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20091223 |
|
| NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20101227 |