RU2199375C1 - Способ абсорбционной осушки углеводородного газа - Google Patents
Способ абсорбционной осушки углеводородного газа Download PDFInfo
- Publication number
- RU2199375C1 RU2199375C1 RU2002104530A RU2002104530A RU2199375C1 RU 2199375 C1 RU2199375 C1 RU 2199375C1 RU 2002104530 A RU2002104530 A RU 2002104530A RU 2002104530 A RU2002104530 A RU 2002104530A RU 2199375 C1 RU2199375 C1 RU 2199375C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- cooling
- temperature
- absorbent
- cooling apparatus
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Drying Of Gases (AREA)
Abstract
Изобретение относится к осушке абсорбцией углеводородного газа и может быть использовано в процессах промысловой и заводской обработки углеводородных газов. Способ включает первичную сепарацию газа, охлаждение его, вторичную сепарацию газа, ввод абсорбента в поток газа после вторичной сепарации, вывод отработанного абсорбента и регенерацию его, абсорбент вводят также перед охлаждением и вторичной сепарацией в количестве, обеспечивающем точку росы газа по влаге после охлаждения на величину ΔT = Δτ+Δτ2, ниже средней температуры газа Т после охлаждения, где ΔT - разность между температурой газа и его точкой росы по влаге после аппарата охлаждения; Δτ1 - разность между средней температурой газа после аппарата охлаждения и температурой газа в самой холодной трубке аппарата охлаждения; Δτ2 - разность между температурой точки росы по влаге и температурой конденсации газового гидрата из газовой фазы. Кроме того, в предлагаемом способе часть выводимого абсорбента могут подавать в поток газа перед охлаждением, а оставшуюся часть вместе с жидкой фазой, выделяемой на вторичной сепарации, направлять на регенерацию. Способ позволяет обеспечить требуемую глубину осушки газа. 1 з.п. ф-лы, 1 табл., 3 ил.
Description
Изобретение относится к газонефтяной промышленности, в частности к осушке абсорбцией углеводородного газа, и может быть использовано в процессах промысловой и заводской обработки углеводородных газов, например, при гликолевой осушке природного и попутного нефтяных газов.
Известны способы абсорбционной осушки углеводородного газа, использующие в качестве абсорбента ДЭГ - диэтиленгликоль (см. Гухман Л.М. Подготовка газа северных месторождений к дальнему транспорту. Л., Недра, 1980, 161 с.) или ТЭГ - триэтиленгликоль (см. Крамер Д.Л., Кук У.Р. Осушка газа: оптимизация работы действующих установок, в ж. "Нефть, газ и нефтехимия за рубежом", 1981, 2, с.16-19).
Недостатком этих способов является неэффективность проведения процесса при высоких температурах контакта "газ - абсорбент" (выше 25oС и 35oС для ДЭГа и ТЭГа соответственно). Во многих случаях применение этих способов не обеспечивает требования по показателям качества осушенного газа (по глубине осушки) из-за повышения температуры контакта на поздней стадии компрессорной эксплуатации месторождения.
Известен также способ абсорбционной осушки природного газа, выбранный нами в качестве прототипа, направленный на повышение эффективности процесса за счет возможности проведения абсорбции при более низких температурах контакта (см. Бекиров Т.М., Изотов Н.И. О подготовке газа к транспортированию по упрощенной схеме, в сб. ВНИИЭГазпрома, сер. "Транспорт, переработка и использование газа в народном хозяйстве", М., 1984, 4, с.1-6).
Способ включает первичную сепарацию газа, ввод метанола в поток газа для предотвращения гидратообразования, охлаждение газа, вторичную сепарацию газа, вывод отработанных водометанольных потоков из сепараторов, осушку газа в абсорбере, ввод концентрированного абсорбента (гликоля) в абсорбер и регенерацию отработанных растворов гликоля и метанола.
Недостатком этого способа является необходимость ввода большого количества метанола для реализации возможности охлаждения сырого газа без образования газовых гидратов (расход метанола составляет от 0,3 кг до 0,6 кг на 1000 нормальных м3 обрабатываемого газа при температурах контакта в абсорбере от 10 до 5oС и рабочем давлении в абсорбере 6,0 МПа). При этом до 70-80% введенного метанола растворяется в газовой фазе, поступающей на осушку в абсорбер. Наличие в газовой фазе значительного количества паров метанола существенно ухудшает показатели процесса абсорбции, т.к. в абсорбере происходит не только извлечение из осушаемого газа паровой влаги, но и паров метанола. В процессе абсорбции пары метанола извлекаются гликолем из газа не полностью (не более 40-60%).
Кроме того, регенерацию отработанных водных растворов метанола низких концентраций осуществляют энергоемким методом ректификации на отдельной установке (колонне регенерации).
Таким образом, указанный процесс, хотя и обеспечивает низкую температуру контакта "газ - абсорбент" и соответственно требуемые показатели качества подготовки углеводородного газа, но является ресурсо- и энергоемким.
Целью предлагаемого изобретения является интенсификация процесса абсорбционной осушки газа путем регулируемого снижения температуры в трубчатом аппарате охлаждения и поддержания благоприятных для процесса осушки термодинамических условий (давления и температуры контакта "газ - абсорбент") в абсорбере с тем, чтобы обеспечить глубину осушки газа на стадии абсорбции до требуемых нормативными документами величин, реализуя при этом безгидратный режим работы аппарата охлаждения газа и исключая ввод в поток газа летучего ингибитора гидратообразования - метанола.
Поставленная цель достигается тем, что в известном способе абсорбционной осушки углеводородного газа, включающем первичную сепарацию газа, охлаждение его, вторичную сепарацию газа, ввод абсорбента в поток газа после вторичной сепарации, вывод отработанного абсорбента и регенерацию его, абсорбент вводят также перед охлаждением и вторичной сепарацией в количестве, обеспечивающем точку росы газа по влаге после охлаждения (измеряемую прибором конденсационного типа) на величину
ΔT = Δτ1+Δτ2,
ниже средней температуры газа Т после охлаждения.
ΔT = Δτ1+Δτ2,
ниже средней температуры газа Т после охлаждения.
Здесь: ΔT - разность между температурой газа и его точкой росы по влаге после аппарата охлаждения (поддерживаемая за счет ввода в поток газа абсорбента до стадии охлаждения),
Δτ1 - разность между средней температурой газа после аппарата охлаждения и температурой газа в самой холодной трубке аппарата охлаждения,
Δτ2 - разность между температурой точки росы по влаге и температурой конденсации газового гидрата из газовой фазы.
Δτ1 - разность между средней температурой газа после аппарата охлаждения и температурой газа в самой холодной трубке аппарата охлаждения,
Δτ2 - разность между температурой точки росы по влаге и температурой конденсации газового гидрата из газовой фазы.
Кроме того, часть выводимого абсорбента может быть подана в поток газа перед охлаждением, при этом оставшуюся часть выведенного абсорбента вместе с жидкой фазой, отделяемой на вторичной сепарации, направляют на регенерацию.
Тем самым реализуется безгидратная работа трубчатого аппарата охлаждения газа, обеспечивая при этом необходимую по технологическим соображениям достаточно низкую температуру контакта "газ-абсорбент" в абсорбере. Процесс ввода насыщенного, либо концентрированного абсорбента в поток газа перед первичной и вторичной сепарацией количественно контролируется посредством поддержания точки росы газа по влаге на величину ΔT ниже температуры газа после трубчатого аппарата охлаждения.
При этом в качестве абсорбента используют гликоли (например, этиленгликоль, диэтиленгликоль, триэтиленгликоль, пропиленгликоль), либо их эфиры, а также смеси гликолей и их эфиров.
Заявленный способ поясняется чертежами, где на фиг.1, 2 и 3 показаны варианты предлагаемого способа в части подачи как насыщенного (после абсорбера), так и концентрированного абсорбента на предварительную ступень осушки перед сепаратором (2) и перед аппаратом охлаждения (4).
Осуществляется заявленный способ следующим образом.
Углеводородный газ со скважин поступает на первичную сепарацию последовательно в сепараторы (1) и (2), где отбивается жидкая фаза (пластовая минерализованная и конденсационная воды, в которой может также присутствовать ингибитор гидратообразования - метанол), в поток газа после сепаратора (1) вводят насыщенный раствор абсорбента, выводимый из абсорбера (фиг.1), либо концентрированный абсорбент (фиг.2), причем из сепаратора (2) выводится поток отработанного абсорбента на регенерацию. При этом точка росы газа снижается по сравнению с точкой росы газа после сепаратора (1). Отсепарированный газ со сниженной точкой росы поступает в компрессор (3) и затем в трубчатый аппарат охлаждения (4), либо непосредственно в трубчатый аппарат охлаждения (4) (при этом компрессор (3) используется на поздней стадии эксплуатации месторождения при снижении давления газа в залежи и, следовательно, необходимости поднять давление в абсорбере (6) до технологически требуемого уровня). Перед аппаратом охлаждения также может подаваться насыщенный, либо концентрированный абсорбент (фиг.3). Далее газовый поток направляют на вторичную сепарацию в сепаратор (5), в котором отделяется водный раствор абсорбента, и затем в абсорбер (6), в котором газ контактирует с концентрированным абсорбентом, где и осуществляется осушка газа до требуемой кондиции (например, в газовой промышленности до требований отраслевого стандарта ОСТ 51.40-93). Аппараты (5) и (6) могут быть конструктивно объединены и в один "многофункциональный аппарат", включающий сепарационную, массообменную и фильтрационную секции. Потоки отработанных растворов абсорбента из сепараторов (2), (5), а также в вариантах технологии (фиг.2 и 3) и из абсорбера (6) собирают и подают на регенерацию.
В качестве абсорбента используют концентрированные гликоли (этиленгликоль, диэтиленгликоль, триэтиленгликоль, пропиленгликоль), эфиры гликолей, либо азеотропные смеси гликолей и их эфиров.
Таким образом, предлагается однореагентная технология осушки углеводородного газа, осуществляемая при низких температурах контакта в абсорбере. Причем в зависимости от технологической ситуации температура контакта "газ - абсорбент" может регулироваться в широких пределах (от плюс 20-25oС до 0 - минус 5oС) посредством варьирования режима работы аппарата охлаждения. Тем самым обеспечиваются требуемые показатели осушки газа без каких-либо технологических осложнений на стадии охлаждения газа, полностью отсутствуют технологические потери метанола на установке осушки и отпадает необходимость в дополнительной и энергоемкой системе регенерации отработанных водных растворов метанола низких концентраций.
В качестве трубчатого аппарата охлаждения (4) могут быть использованы: 1) аппарат воздушного охлаждения (АВО), что особенно эффективно в условиях северных газовых и газоконденсатных месторождений; 2) специальный холодильный агрегат (например, на пропан-бутановом цикле и др.); 3) теплообменник "газ - вода", что эффективно для месторождений шельфовой зоны и др. устройства.
Характерная конструктивная особенность трубчатых аппаратов охлаждения - сильная неравномерность охлаждения газа по сечению аппарата (например, у аппаратов воздушного охлаждения на выходе из нижних трубок газ принимает существенно более низкую температуру, чем газ на выходе из верхних трубок аппарата при течении потока холодного воздуха снизу вверх). Так, по опыту эксплуатации аппаратов воздушного охлаждения на северных газовых месторождениях России разность между температурами газового потока после самой теплой и после самой холодной трубок может достигать 20oС и более, что соответствует величине Δτ1=10oС и более. Из-за подобного эффекта (технического противоречия) оказывается возможным нежелательный процесс гидратообразования газа в трубках аппарата охлаждения, даже если в среднем после аппарата охлаждения углеводородный газ будет находиться в "безгидратных" термобарических условиях. Для исключения указанного негативного эффекта (т.е. возможности неконтролируемого забивания гидратами части трубок аппарата охлаждения с выходом их из строя и последующим ремонтом аппарата в целом) предварительно проводятся испытания аппарата охлаждения и определяют характеристику неравномерности охлаждения газа Δτ1 (в градусах Цельсия) как функцию технологических параметров аппарата.
Другой существенный в данном случае физический эффект (имеющий место и при отсутствии какой-либо неравномерности охлаждения газа), который оказывается необходимым учитывать для обеспечения безгидратного режима работы аппарата охлаждения, - различие между измеряемой влагомерами конденсационного типа температурой точкой росы газа по влаге (т.е. точкой конденсации из газа метастабильной жидкой водной фазы в физическом приборе - конденсационном влагомере) и точкой конденсации из газа термодинамически наиболее стабильной фазы - газового гидрата (структуры I и II - в зависимости от компонентного состава газа). Температура точки конденсации гидрата непосредственно из газа при заданном давлении определяет граничное условие отложения газовых гидратов на внутренней стенке трубок аппарата охлаждения (т.е. ниже этой температуры оказывается термодинамически возможным образование и рост гидратов на внутренней стенке теплообменной трубки). Причем температура точки росы газа по влаге может отличаться от температуры точки конденсации гидрата из газовой фазы (при характерных давлениях газа в абсорбере 4-6 МПа) на 2-6oС, т. е. Δτ2 ≅ 2-6°C, в зависимости от давления газа и его компонентного состава (величина Δτ2 возрастает при повышении давления и наличии в газе компонентов C2, С3, изо-С4, а также CO2, легко образующих гидраты).
При этом количество вводимого в поток газа перед сепаратором (2) насыщенного абсорбента задается из условия, чтобы обеспечить точку росы газа по влаге (по жидкой водной фазе), измеряемой прибором конденсационного типа после аппарата охлаждения, на величину ΔT = Δτ1+Δτ2 ниже средней температуры газа после аппарата охлаждения. Величина ΔT может достигать 15-20oС и более, причем она определяется как конструктивными особенностями аппарата охлаждения, так и особенностями роста газовых гидратов, конденсирующихся непосредственно из газовой фазы на охлаждаемых внутренних поверхностях теплообменного аппарата. При наличии влагомера конденсационного типа, работающего в автоматическом режиме, датчиков температуры газа внутри аппарата охлаждения и после него, а также датчика концентрации абсорбента, подаваемого перед аппаратом охлаждения, регулирование и поддержание требуемого расхода абсорбента может быть полностью автоматизировано.
Таким образом, в предлагаемом изобретении учитываются как технологические особенности охлаждения газа в трубчатых аппаратах охлаждения (неравномерность охлаждения по разным трубкам), так и термодинамические особенности процесса гидратообразования при отсутствии свободной капельной влаги в газе (т.е. учитывается и предупреждается возможность гидратоотложения непосредственно из газовой фазы, что, например, имеет место в газопромысловой практике в зимнее время года в аппаратах воздушного охлаждения, расположенных до абсорбера на установках осушки газа). Неучет этих факторов, например обеспечение точки росы газа по влаге после аппарата охлаждения лишь немного ниже температуры газа, приведет (и на практике приводит) к "загидрачиванию" теплообменных трубок аппарата охлаждения.
Заявленный способ проверен технологическими расчетами и испытан на установке осушки газа Уренгойского ГКМ.
Природный газ сеноманских залежей Уренгойского месторождения поступал в зимнее время года на установку промысловой подготовки газа методом абсорбционной осушки с давлением 3,0 МПа и температурой 15oС (последовательность технологических аппаратов такая же, как на фиг. 1). Газ компримировали в компрессоре (3) до 5,0 МПа, в результате чего температура газа повышалась до плюс 36oС. Для охлаждения газа использовали аппарат воздушного охлаждения и охлаждали газ до температуры плюс 5-10oС. Далее газ осушался в абсорбере (6) при давлении 4,9 МПа и указанной температуре плюс 5-10oС посредством противоточного контактирования с диэтиленгликолем концентрации 99,0 мас. % в удельном его количестве 8-12 кг/1000 м3 газа. После осушки газа контролировалась точка росы газа прибором конденсационного типа (использовался анализатор точки росы газа КОНГ Прима-2), которая составила минус 20-22oС (в соответствии с требованием отраслевого стандарта). Однако при этом в аппарате воздушного охлаждения быстро образовывались газовые гидраты. Для борьбы с этим нежелательным технологическим явлением перед аппаратом (4) приходилось вводить концентрированный метанол 95 мас.% в удельном количестве 350-550 г/1000 нормальных м3 обрабатываемого газа. Далее выводимые потоки отработанного метанола (водометанольный раствор 17-24 мас.% из сепаратора (4) и водометанольный раствор концентрации 7-10 мас.% с установки регенерации диэтиленгликоля) объединяли и отправляли в систему закачки промстоков в поглощающий горизонт. Регенерация водометанольных растворов низких концентраций не проводилась, т. к. согласно проведенным технико-экономическим расчетам она оказалась экономически неэффективной. Кроме того, в процессе проведения испытаний замерялись температуры газа в нижней и верхней секциях аппарата охлаждения. Разница между этими измеряемыми температурами составила 18-22oС.
Затем на той же промышленной установке осушки газа осуществляли технологический процесс по заявленному способу. С этой целью перед сепаратором (2) из абсорбера (6) подавали насыщенный раствор диэтиленгликоля концентрацией 96,5 мас. %. При этом в аппарате воздушного охлаждения (4) газ охлаждался так, чтобы его средняя температура после аппарата составила плюс 2oС. Удельный расход раствора диэтиленгликоля, подаваемого перед сепаратором (2), задавался, чтобы обеспечить температуру точки росы газа, равную минус 13,1oС (контролируемую вторым анализатором КОНГ Прима-2, установленным на потоке газа между аппаратом (4) и сепаратором (5). При этом газовые гидраты в аппарате охлаждения (4) не образовывались и случаев порыва теплообменных трубок не наблюдалось. Метанол перед аппаратом (4) не вводился. Точка росы осушенного газа после абсорбера (6) составила минус 25,5oС, т.е. заведомо отвечала установленным технологическим требованиям на зимний период (равным минус 20oС).
Значение ΔT = Δτ1+Δτ2 ≈ 2-13,1 = 15,1°C было определено из следующих данных. Величина Δτ1 оказалась несколько больше, чем в предыдущем случае (в процессе испытаний снова замерялись температуры газа в нижней и верхней секциях аппарата охлаждения, причем разница между этими температурами составила на исследуемом режиме 24oС)
Δτ1 ≈ 24/2 = 12°C.
Величина Δτ2 определялась термодинамическими расчетами двухфазных равновесий "газ - вода" и "газ-газовый - гидрат" для известного состава природного газа сеноманских залежей и давления в системе 5 МПа. Результаты расчетов точек росы газа по воде и по гидрату (в рассматриваемом случае - гидратов структуры I) представлены в таблице.
Δτ1 ≈ 24/2 = 12°C.
Величина Δτ2 определялась термодинамическими расчетами двухфазных равновесий "газ - вода" и "газ-газовый - гидрат" для известного состава природного газа сеноманских залежей и давления в системе 5 МПа. Результаты расчетов точек росы газа по воде и по гидрату (в рассматриваемом случае - гидратов структуры I) представлены в таблице.
При температуре газа после аппарата воздушного охлаждения, равной плюс 2oС, температура в нижних трубках аппарата составила +2-12=минус 10oС. При давлении газа 5,0 МПа газовые гидраты в нижних трубках аппарата охлаждения не будут образовываться при температуре минус 10oС, если температура точки росы газа по влаге составит минус 13,1oС, т.е. в данном случае Δτ2 ≈ 3,1°C (см. таблицу). Отсюда
ΔT = Δτ1+Δτ2 ≈ 12+3,1 = 15,1°C.
Следовательно, было определено, что необходимо поддерживать точку росы газа по влаге после аппарата охлаждения (4), равную 2-15,1=минус 13,1oС (и не выше). При таком показании влагомера конденсационного типа КОНГ-Прима-2 гарантируется безгидратный режим работы аппарата воздушного охлаждения (4), что и подтверждено испытаниями процесса.
ΔT = Δτ1+Δτ2 ≈ 12+3,1 = 15,1°C.
Следовательно, было определено, что необходимо поддерживать точку росы газа по влаге после аппарата охлаждения (4), равную 2-15,1=минус 13,1oС (и не выше). При таком показании влагомера конденсационного типа КОНГ-Прима-2 гарантируется безгидратный режим работы аппарата воздушного охлаждения (4), что и подтверждено испытаниями процесса.
Таким образом, по предлагаемому способу осуществлен технологический процесс осушки углеводородного газа без каких-либо технологических осложнений и обеспечена требуемая глубина осушки газа (с некоторым технологическим запасом).
Claims (2)
1. Способ абсорбционной осушки углеводородного газа, включающий первичную сепарацию газа, охлаждение его, вторичную сепарацию газа, ввод абсорбента в поток газа после вторичной сепарации, вывод отработанного абсорбента и регенерацию его, отличающийся тем, что абсорбент вводят также перед охлаждением и вторичной сепарацией в количестве, обеспечивающем точку росы газа по влаге после охлаждения на величину
ΔT = Δτ1+Δτ2, ниже средней температуры газа Т после охлаждения,
где ΔТ - разность между температурой газа и его точкой росы по влаге после аппарата охлаждения;
Δτ1 - разность между средней температурой газа после аппарата охлаждения и температурой газа в самой холодной трубке аппарата охлаждения,
Δτ2 - разность между температурой точки росы по влаге и температурой конденсации газового гидрата из газовой фазы.
ΔT = Δτ1+Δτ2, ниже средней температуры газа Т после охлаждения,
где ΔТ - разность между температурой газа и его точкой росы по влаге после аппарата охлаждения;
Δτ1 - разность между средней температурой газа после аппарата охлаждения и температурой газа в самой холодной трубке аппарата охлаждения,
Δτ2 - разность между температурой точки росы по влаге и температурой конденсации газового гидрата из газовой фазы.
2. Способ абсорбционной осушки углеводородного газа по п.1, отличающийся тем, что часть выводимого абсорбента подают в поток газа перед охлаждением, а оставшуюся часть вместе с жидкой фазой, выделяемой на вторичной сепарации, направляют на регенерацию.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2002104530A RU2199375C1 (ru) | 2002-02-19 | 2002-02-19 | Способ абсорбционной осушки углеводородного газа |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2002104530A RU2199375C1 (ru) | 2002-02-19 | 2002-02-19 | Способ абсорбционной осушки углеводородного газа |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2199375C1 true RU2199375C1 (ru) | 2003-02-27 |
Family
ID=20255316
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2002104530A RU2199375C1 (ru) | 2002-02-19 | 2002-02-19 | Способ абсорбционной осушки углеводородного газа |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2199375C1 (ru) |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2013004275A1 (en) | 2011-07-01 | 2013-01-10 | Statoil Petroleum As | A method and system for lowering the water dew point of a hydrocarbon fluid stream subsea |
| RU2471979C2 (ru) * | 2011-04-01 | 2013-01-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Уренгой" | Способ подготовки попутного нефтяного газа |
| WO2014079515A1 (en) | 2012-11-26 | 2014-05-30 | Statoil Petroleum As | Combined dehydration of gas and inhibition of liquid from a well stream |
| US10563496B2 (en) | 2014-05-29 | 2020-02-18 | Equinor Energy As | Compact hydrocarbon wellstream processing |
| US10561977B2 (en) | 2015-06-05 | 2020-02-18 | Equinor Energy As | Method and apparatus for dehydration of a hydrocarbon gas |
| RU2809095C1 (ru) * | 2023-03-28 | 2023-12-06 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Способ двухступенчатой осушки углеводородного газа |
-
2002
- 2002-02-19 RU RU2002104530A patent/RU2199375C1/ru not_active IP Right Cessation
Cited By (13)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2471979C2 (ru) * | 2011-04-01 | 2013-01-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Уренгой" | Способ подготовки попутного нефтяного газа |
| US10786780B2 (en) | 2011-07-01 | 2020-09-29 | Equinor Energy As | Method and system for lowering the water dew point of a hydrocarbon fluid stream subsea |
| US20140157658A1 (en) * | 2011-07-01 | 2014-06-12 | Statoil Petroleum As | Method and system for lowering the water dew point of a hydrocarbon fluid stream subsea |
| US9950293B2 (en) * | 2011-07-01 | 2018-04-24 | Statoil Petroleum As | Method and system for lowering the water dew point of a hydrocarbon fluid stream subsea |
| WO2013004275A1 (en) | 2011-07-01 | 2013-01-10 | Statoil Petroleum As | A method and system for lowering the water dew point of a hydrocarbon fluid stream subsea |
| WO2014079515A1 (en) | 2012-11-26 | 2014-05-30 | Statoil Petroleum As | Combined dehydration of gas and inhibition of liquid from a well stream |
| US10184090B2 (en) | 2012-11-26 | 2019-01-22 | Statoil Petroleum As | Combined dehydration of gas and inhibition of liquid from a well stream |
| US10576415B2 (en) | 2012-11-26 | 2020-03-03 | Equinor Energy As | Combined dehydration of gas and inhibition of liquid from a well stream |
| US10821398B2 (en) | 2012-11-26 | 2020-11-03 | Equinor Energy As | Combined dehydration of gas and inhibition of liquid from a well stream |
| US10563496B2 (en) | 2014-05-29 | 2020-02-18 | Equinor Energy As | Compact hydrocarbon wellstream processing |
| US10561977B2 (en) | 2015-06-05 | 2020-02-18 | Equinor Energy As | Method and apparatus for dehydration of a hydrocarbon gas |
| RU2814960C1 (ru) * | 2022-12-27 | 2024-03-07 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Газпром Трансгаз Краснодар" | Устройство подготовки углеводородного газа |
| RU2809095C1 (ru) * | 2023-03-28 | 2023-12-06 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Способ двухступенчатой осушки углеводородного газа |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US8876954B2 (en) | Natural gas dehydration unit with continuously fired reboiler | |
| CA2590468C (en) | Process for the dehydration of gases | |
| RU2653023C1 (ru) | Установка подготовки газа | |
| RU2580319C2 (ru) | Регенерация кинетического ингибитора гидратообразования | |
| CN210825439U (zh) | 一种燃煤电厂锅炉烟气同步回收二氧化碳及氮气的系统 | |
| RU2199375C1 (ru) | Способ абсорбционной осушки углеводородного газа | |
| US3003007A (en) | Method of and means for removing condensable vapors contained in mixtures | |
| CN108854423A (zh) | 一种烟气余热驱动的脱硫、脱硝与碳捕集耦合的烟气净化系统及烟气处理的方法 | |
| WO2015129628A1 (ja) | 脱水圧縮システム及びｃｏ２回収システム | |
| CN211199147U (zh) | 一种脱重烃装置 | |
| CN205127735U (zh) | 基于化学吸附的气相脱汞装置 | |
| US20150128802A1 (en) | System and method for natural gas dehydration | |
| RU2769867C1 (ru) | Установка для подготовки углеводородного газа к транспорту | |
| CN106629936B (zh) | 一种处理废水的工艺和系统 | |
| CN105289270A (zh) | 基于化学吸附的气相脱汞方法及其专用装置 | |
| CN220287152U (zh) | 一种用于生物天然气工程的净化及液化橇装装备 | |
| CN102226627B (zh) | 一种煤层气液化分离的设备及工艺 | |
| RU2659991C2 (ru) | Способ абсорбционного выделения диоксида углерода из газовых смесей абсорбентами, содержащими водные растворы аминов | |
| RU2677023C1 (ru) | Способ и система сжижения природного газа | |
| US9625192B1 (en) | Heat exchanger with integrated liquid knockout drum for a system and method of cooling hot gas using a compressed refrigerant | |
| RU2796506C1 (ru) | Устройство для аминовой очистки технологического газа и способ ее осуществления | |
| RU2140807C1 (ru) | Способ абсорбционной осушки углеводородного газа драйфиксол | |
| CN117487599B (zh) | 一种天然气脱水脱重烃工艺 | |
| RU2788945C1 (ru) | Устройство для аминовой очистки производственного газа и способ ее осуществления | |
| RU2554134C1 (ru) | Способ дополнительной осушки и очистки попутного нефтяного газа с содержанием сероводорода для дальнейшего его использования в качестве топлива в газогенераторных установках и система для его осуществления |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20100220 |
|
| PD4A | Correction of name of patent owner | ||
| NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20110220 |
|
| MZ4A | Patent is void |
Effective date: 20201214 |